ES2952529T3 - Método para formar pozos geotérmicos de alta eficiencia - Google Patents
Método para formar pozos geotérmicos de alta eficiencia Download PDFInfo
- Publication number
- ES2952529T3 ES2952529T3 ES19830007T ES19830007T ES2952529T3 ES 2952529 T3 ES2952529 T3 ES 2952529T3 ES 19830007 T ES19830007 T ES 19830007T ES 19830007 T ES19830007 T ES 19830007T ES 2952529 T3 ES2952529 T3 ES 2952529T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- well
- fluid
- formation
- interface
- geothermal
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 114
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 229
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 137
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 113
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 68
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 15
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 23
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 13
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 12
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical class [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- -1 CO 2 Substances 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 claims description 4
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 claims description 3
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 3
- 229910000503 Na-aluminosilicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 2
- 239000000429 sodium aluminium silicate Substances 0.000 claims description 2
- 235000012217 sodium aluminium silicate Nutrition 0.000 claims description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019794 sodium silicate Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 claims 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 12
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 128
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 64
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 28
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 23
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 22
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 20
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 15
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 11
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 10
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 10
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 9
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 6
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 6
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 4
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 4
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 4
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 4
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 239000002519 antifouling agent Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- AHFHMGFBODNOJT-UHFFFAOYSA-N azane;ethane Chemical compound N.CC AHFHMGFBODNOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- RLGQACBPNDBWTB-UHFFFAOYSA-N cetyltrimethylammonium ion Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C RLGQACBPNDBWTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M chlorite Chemical compound [O-]Cl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229960003975 potassium Drugs 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 2
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000012812 sealant material Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 238000004901 spalling Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 2
- QILCUDCYZVIAQH-UHFFFAOYSA-N 1-$l^{1}-oxidanyl-2,2,5,5-tetramethylpyrrole-3-carboxylic acid Chemical compound CC1(C)C=C(C(O)=O)C(C)(C)N1[O] QILCUDCYZVIAQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 241001529739 Prunella <angiosperm> Species 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 206010041662 Splinter Diseases 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N ammonium dihydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].OP(O)([O-])=O LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000387 ammonium dihydrogen phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N ammonium formate Chemical compound [NH4+].[O-]C=O VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000012620 biological material Substances 0.000 description 1
- 230000007321 biological mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000010170 biological method Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002041 carbon nanotube Substances 0.000 description 1
- 229910021393 carbon nanotube Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000011951 cationic catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000002482 conductive additive Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 238000013101 initial test Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J kaolinite Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3].[Al+3].[O-][Si](=O)O[Si]([O-])=O CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 229910001338 liquidmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N lithium oxide Chemical compound [Li+].[Li+].[O-2] FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001947 lithium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 235000019837 monoammonium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940086066 potassium hydrogencarbonate Drugs 0.000 description 1
- 229910001950 potassium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N potassium oxide Chemical compound [O-2].[K+].[K+] CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000009771 scanning electron microscopy-energy dispersive analysis Methods 0.000 description 1
- 235000008113 selfheal Nutrition 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 125000005625 siliconate group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012956 testing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/24—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing alkyl, ammonium or metal silicates; containing silica sols
- C04B28/26—Silicates of the alkali metals
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/572—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T10/10—Geothermal collectors with circulation of working fluids through underground channels, the working fluids not coming into direct contact with the ground
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T10/10—Geothermal collectors with circulation of working fluids through underground channels, the working fluids not coming into direct contact with the ground
- F24T10/13—Geothermal collectors with circulation of working fluids through underground channels, the working fluids not coming into direct contact with the ground using tube assemblies suitable for insertion into boreholes in the ground, e.g. geothermal probes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T50/00—Geothermal systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T2010/50—Component parts, details or accessories
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T2010/50—Component parts, details or accessories
- F24T2010/53—Methods for installation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Se describen técnicas de síntesis de pozos adecuadas para su uso en aplicaciones geotérmicas. Se proporcionan realizaciones en las que los pozos perforados con orificios abiertos se sellan durante la perforación para formar una capa impermeable en la interfaz pozo/formación. Las técnicas pueden ser químicas, térmicas, mecánicas, biológicas y están totalmente destinadas a dañar irreversiblemente la formación en términos de su permeabilidad. Con la permeabilidad negada, el pozo puede usarse para crear un pozo geotérmico de superficie a superficie de circuito cerrado operable en ausencia de revestimiento del pozo para maximizar la transferencia térmica a un fluido de trabajo en circulación. Se describen formulaciones para los fluidos de trabajo y de perforación. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Método para formar pozos geotérmicos de alta eficiencia
Campo técnico
La presente invención se refiere a la creación de pozos geotérmicos y, más particularmente, la presente invención se refiere a métodos para modificar la permeabilidad de una formación dada para crear pozos geotérmicos de alta eficiencia con características térmicas y mecánicas mejoradas, además de formulaciones de fluidos de trabajo.
Técnica anterior
La recuperación de energía geotérmica es un método atractivo para capturar energía y tiene un atractivo ambiental obvio considerando el aspecto de la renovabilidad.
La técnica anterior se ha centrado en numerosos temas con respecto a la permeabilidad, las geometrías de los pozos, los fluidos de trabajo, la configuración de los pozos multilaterales y la producción de energía. A su vez, se explicarán ejemplos de intentos de mejorar estos problemas.
Inicialmente, con respecto al daño de formación, Badalyan et al. en Estudio de laboratorio en daño de formación en yacimientos geotérmicos debido a la migración de finos, Actas del Congreso Geotérmico Mundial 2015 Melbourne, Australia, 19-25 April 2015, enseña:
"Aquí presentamos un nuevo método para evaluar el daño de formación en yacimientos geotérmicos. Se sabe desde hace tiempo que el daño de formación es causado por la movilización, migración y deformación de los finos naturales del yacimiento. La migración de finos inducida por la velocidad es responsable de una reducción no significativa de la permeabilidad de la roca que conduce al daño de formación inicial. Después de la inyección de agua de baja fuerza iónica, aumenta la fuerza de repulsión electrostática entre las partículas de arcilla y la superficie de la arena, moviliza aún más las partículas y provoca daños de formación. Los finos movilizados con mineralogía de capa mixta ilita/clorita son responsables de la reducción de la permeabilidad de la roca debido a la obstrucción de las gargantas de poro".
La migración de finos es uno de los mecanismos físicos más difundidos de daño de formación en pozos de petróleo y gas. Numerosas publicaciones recientes informan sobre el deterioro de pozos por migración de finos en campos geotérm icos. [Énfasis mío]
En Mecanismos de daño de formación en la conferencia de pozos geotérmicos de permeabilidad de matriz: Conferencia internacional de tecnología de terminación y perforación geotérmica, Albuquerque, NM, EE. UU., 21 de enero de 1981, Bergosh et al. indican en un resumen de su presentación:
"Las formaciones geotérmicas de permeabilidad de la matriz están sujetas a daños durante la perforación y terminación de pozos. Se investiga el deterioro de la permeabilidad cerca del pozo que puede ocurrir como resultado de la invasión de partículas y la interacción química entre las arcillas de formación, los filtrados de lodo de perforación y las salmueras de formación. Las pruebas de varias químicas de filtración sobre la permeabilidad de la arenisca de East Mesa indican que la permeabilidad se ve significativamente deteriorada por el flujo de salmueras de formación de baja salinidad. Este daño se atribuye a los procesos de intercambio y eliminación de cationes que alteran la estabilidad de las estructuras arcillosas. El cizallamiento de flu idos desprende partículas que obstruyen las gargantas de poro y reducen irreversiblemente la permeabilidad. El programa de prueba que investiga los efectos de las partículas transportadas por el lodo en las formaciones geotérmicas aún está en progreso. Se describen los fundamentos, el aparato y los procedimientos de prueba. Los resultados finales de esta prueba se presentarán en la conferencia". [Énfasis mío]
Claramente, la pérdida de permeabilidad en estos ambientes geotérmicos tiene un impacto significativo en la producción del pozo y la recuperación de energía concomitante.
Tchistiakov, en Aspectos físico-químicos de la migración de arcilla y disminución de inyectividad de yacimientos clásticos geotérmicos, Actas del Congreso Geotérmico Mundial 2000, Kyushu - Tohoku, Japón, 28 de mayo - 10 de junio de 2000, afirma en su sumario:
"El potencial de daño de permeabilidad solo se puede evaluar a través de un pensamiento amplio e interdisciplinario, en lugar de mediante la aplicación automática de ecuaciones matemáticas y resultados de pruebas de laboratorio. Estamos convencidos de que una mejor comprensión de los principios fisicoquímicos fundamentales de la estabilidad y el transporte de las partículas de arcilla en medios porosos ayudará a los especialistas en yacimientos a desarrollar mejores técnicas y aplicar las existentes más eficaces para prevenir el daño de formación in situ de yacimientos geotérmicos inducido por arcilla".
El trabajo establece el daño de la arcilla a la permeabilidad del pozo perforado.
Barrios et al, en el Curso Corto sobre Desarrollo Geotérmico y Pozos Geotérmicos, organizado por UNU-GTP y LaGeo, en Santa Tecla, El Salvador, 11 al 17 de marzo de 2012, Estimulación Ácida de Yacimientos Geotérmicos. En la presentación, los autores indican:
"Tanto los pozos de inyección como los de producción pueden obstruirse, reduciendo su capacidad de producción e inyectividad por debajo de su potencial existente. Las principales razones de estas obstrucciones pueden ser:
Invasión de fluidos de perforación (principalmente lodo bentonítico) dentro de las microfracturas del yacimiento; entrada de fragmentos o recortes de roca, durante el proceso de perforación al encontrarse con una pérdida total de circulación; entrada de grandes cantidades de sólidos totales disueltos; agua de reinyección con alto potencial de incrustación de sílice; formación de sólidos de grano fino desplazados por la migración de arcilla; entrada de fragmentos de sílice amorfa de las tuberías de reinyección debido a los procesos de refrigeración y calentamiento posteriores al mantenimiento; incrustación de calcita en el recubrimiento perforado y/o el revestimiento de producción. La clave para asegurar un flujo continuo para la generación de potencia es controlar todas las posibles causas de obstrucción. Es un hecho bien conocido que la industria geotérmica ha estado usando tecnología y prácticas similares a las de la industria petrolera durante los últimos 50 años. Dado que los pozos de petróleo y gas muestran analogías con respecto a los problemas de incrustación y daños por lodo, se pueden aplicar técnicas similares para prevenir problemas de permeabilidad con el fin de mejorar la capacidad de inyectividad y productividad en los pozos geotérmicos. Una solución rentable y ampliamente usada es la aplicación de ácidos para disolver incrustaciones y obstrucciones producidas por sólidos".
You et al. En Nuevo método de laboratorio para evaluar el daño de formación en pozos geotérmicos, Conferencia y exhibición europea de daño de formación SPE, 3-5 de junio, Budapest, Hungría, 2015 presentó un artículo, cuyo resumen dice:
"Se presenta el nuevo método para evaluar el daño de permeabilidad en yacimientos geotérmicos y predecir la disminución de la productividad de los pozos. La metodología de laboratorio desarrollada tiene como objetivo determinar la disminución de la permeabilidad a partir de la movilización, migración y deformación de los finos del yacimiento natural. Se han realizado pruebas de inundación del núcleo en laboratorio con fuerza iónica decreciente constante y escalonada con mediciones de la caída de presión a lo largo del núcleo y la concentración de partículas del efluente acumulado. La estabilización de la permeabilidad de la roca se produce después de la inyección de numerosos volúmenes de poros, lo que sugiere una deriva lenta de las partículas movilizadas si se compara con la velocidad del agua portadora. El agua de baja fuerza iónica aumenta las fuerzas de repulsión electrostática entre las partículas de arcilla y las superficies de los granos de arena, movilizando aún más las partículas y provocando daños de formación. Los minerales arcillosos de capas mixtas de caolinita e ilita/clorita se identifican mediante análisis SEM-EDAX y son los principales minerales responsables del daño de permeabilidad. Se han observado los efectos competitivos de la disminución de la viscosidad del agua y el debilitamiento de la atracción electrostática en la concentración de partículas adheridas durante el aumento de la temperatura. El micromodelado del equilibrio mecánico de las partículas finas muestra que domina el efecto de la viscosidad del agua sobre la unión de las partículas finas. Da como resultado una disminución del desprendimiento de finos y una disminución de la permeabilidad a altas temperaturas".
En cuanto a los fluidos de perforación, se han realizado numerosos avances en las formulaciones para mitigar los problemas de consolidación, permeación y sellado del pozo, entre otros. Estos también están relacionados con la explicación anterior sobre el daño de formación.
En la patente de Estados Unidos n.° 6.059.036, expedida el 9 de mayo de 2000, Chatterji et al. proporcionan métodos y composiciones para sellar zonas subterráneas. Generalmente, el texto indica:
“La presente invención proporciona métodos y composiciones mejoradas para sellar zonas subterráneas y terminar con la pérdida de fluido de perforación, flujos cruzados y/o reventones subterráneos. Los métodos de la presente invención para sellar una zona subterránea básicamente comprenden los pasos de preparar una composición de sellado viscosa de fraguado retardado de esta invención, colocar la composición de sellado en una zona subterránea que se va a sellar y permitir que la composición de sellado fragüe en una masa de sellado rígida en la misma.
Las composiciones de sellado de esta invención están compuestas básicamente por una solución acuosa de silicato de metal alcalino, un agente gelificante para aumentar la viscosidad de la solución y un activador retardado para polimerizar o reticular el silicato de metal alcalino y hacer que la composición de sellado fragüe en una masa de sellado rígida.
Como se mencionó anteriormente, en aplicaciones que implican la necesidad de una composición de sellado de baja densidad o donde se encuentra una gran zona subterránea cavernosa que debe sellarse, la composición de sellado puede espumarse para formar una composición de sellado energizada y expansiva. Las composiciones
espumadas y no espumadas también pueden incluir agentes de extensión y/o de obturación para facilitar el llenado y el sellado de una zona".
El documento es útil para demostrar la eficacia de las composiciones de silicato de metal alcalino para la prevención de pérdidas de fluidos y el sellado general de pozos.
Ballard, en la patente de Estados Unidos No. 7.740.068, emitida el 22 de junio de 2010, divulga un fluido de pozo a base de silicato y métodos para estabilizar formaciones no consolidadas. Se afirma en el texto que:
"Ventajosamente, las realizaciones de la presente divulgación pueden proporcionar fluidos o píldoras de tratamiento que pueden usarse para estabilizar regiones no consolidadas o débilmente consolidadas de una formación. El uso de agentes de precipitación de silicato sólidos o en partículas puede permitir un tiempo de reacción o gelificación más lento entre el silicato y los agentes de precipitación de silicato. Un tiempo de reacción más lento puede permitir que los componentes del gel, el silicato y el agente de precipitación de silicato, penetren más completamente en la formación no consolidada antes de la gelificación. Además, al proporcionar el agente de precipitación de silicato como una materia sólida en partículas en una incrustación de micras o submicras, el agente de precipitación de silicato puede experimentar menos obstáculos para permear la formación".
Este documento es útil para fundamentar que los compuestos de silicato tienen utilidad para estabilizar una formación.
La patente de Estados Unidos n.° 8.822.386, otorgada a Quintero et al. el 2 de septiembre de 2014, proporciona nanofluidos y métodos de uso para fluidos de perforación y terminación. Este documento se suma además al cuerpo de trabajo relacionado con los fluidos de perforación y enseña la utilidad de dichos fluidos durante la perforación. El texto proporciona más detalles al respecto.
"En un ejemplo no limitativo, se espera que un fluido de perforación que contenga nanopartículas sea útil para estabilizar el pozo durante la perforación, particularmente las regiones de lutita encontradas durante la perforación que pueden contener áreas que tienden a desmoronarse en el pozo o tienen arcillas que se hinchan indeseablemente cuando entran en contacto con el agua introducida como parte del fluido de perforación. Tal fluido de perforación puede ser un fluido de base acuosa tal como WBM, un fluido de base no acuosa tal como OBM o SBM, o una combinación de los mismos, concretamente una emulsión. Un surfactante puede estar presente en una cantidad eficaz para suspender las nanopartículas en el fluido. Las nanopartículas que se espera que sean útiles en dichos fluidos estabilizadores de lutita son aquellas que contienen funcionalidades que se asocian con la lutita y ayudan a mantenerla en su estado original o lo más cerca posible de su estado original, es decir, fortalecer la pared del pozo. Las nanopartículas que tienen una carga superficial pueden ayudar con esta estabilización de lutita, como los nanotubos de carbono. Además, el pequeño tamaño de las nanopartículas les permite un excelente acceso a la matriz de lutita para inhibir las superficies externas e internas de las arcillas y minimizar el daño a la estructura de la lutita".
El uso de silicatos alcalinos acuosos de alta proporción en fluidos de perforación se divulga en la patente de Estados Unidos No. 9,212,304, otorgada a McDonald, el 15 de diciembre de 2015. Las enseñanzas proporcionan evidencia adicional en cuanto a la utilidad de dichas composiciones tal como se usan en la industria del petróleo y el gas. El documento indica:
"La presente invención proporciona un método para la estabilización de pozos en la perforación de pozos para fuentes de energía convencionales y no convencionales, que incluyen, entre otros, pozos de petróleo y gas convencionales, gas de lutita y "arenas bituminosas". El método proporciona un fluido de perforación que puede, entre otras cosas, reaccionar con la lutita para evitar la hidratación y la dispersión, sellar microfracturas, evitar la delaminación de la lutita, evitar la acumulación de bitumen, permitir la perforación de zonas agotadas.
Esta invención usa aniones de polisilicato más grandes y complejos que se encuentran en silicatos alcalinos acuosos de alta proporción. Estos silicatos acuosos de alta proporción están más allá de la proporción de los silicatos tradicionales disponibles comercialmente. Estos aniones de polisilicato facilitan reacciones de precipitación y polimerización más rápidas en comparación con los silicatos acuosos de relación estándar. La relación más alta da como resultado un silicato con menor salinidad, lo que lo convierte en un fluido de perforación más ecológico. Se puede agregar silicato alcalino acuoso de alta proporción al fluido de perforación en una amplia gama de concentraciones para lograr la estabilización necesaria del pozo. El nivel de sílice soluble en el fluido de perforación puede oscilar entre el 0,25 % y aproximadamente el 6 % en peso del fluido de perforación. El pH del fluido de perforación se mantiene preferentemente por encima de pH 10".
Stephen Bauer et al, en Formación de taponamiento de alta temperatura con silicatos, presentado en el 13° Taller en ingeniería de yacimiento geotérmico, Universidad de Stanford, Stanford, California, del 31 de enero al 2 de febrero de 2005, divulga un método para el taponamiento temporal de zonas específicas de pérdida de circulación, que se encuentran comúnmente durante las operaciones de perforación en las industrias de petróleo, gas y geotérmica. "Este trabajo describe una solución química para explotar las propiedades gelificantes únicas de los
silicatos de una manera rentable y respetuosa con el medio ambiente para formar taponamientos para su uso en la estrategia de cierre de agua, inundación de vapor y lechada/taponamiento a alta temperatura por pérdida de circulación. El documento no contempla la formulación y aplicación de un fluido de perforación a base de silicato para sellar pozos y uniones multilaterales para formar un sistema geotérmico de bucle cerrado.
Halliburton Energy Services, en la presentación PCT WO 03/106585, describe un método para formar un revestimiento químico. "Se perfora un pozo con un fluido de perforación que tiene un pH en el rango de aproximadamente 6 a aproximadamente 10 y está compuesto por agua, un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones que se adsorbe en las arcillas no consolidadas, lutitas, areniscas y similares, un polímero soluble o dispersable en agua que es reticulable por un resina termoendurecible y provocó que la resina fuera dura y fuerte cuando se curaba y una resina termoendurecible soluble o dispersable en agua que reticula el polímero, es catalizada y curada por el catalizador y consolida las zonas o formaciones débiles para evitar el desprendimiento".
El documento no contempla la formulación y aplicación del fluido de perforación para sellar pozos y uniones multilaterales para formar un sistema geotérmico de bucle cerrado, ni considera el mantenimiento del sello durante un ciclo de vida típico de un sistema geotérmico de 50 años o más.
Otro ejemplo en la técnica multilateral se ve en Halliburton Energy Services, patente de Estados Unidos 9.512.705, que enseña una unión de pozo multilateral mecánica para aislar varios pozos horizontales de la roca circundante. Las uniones mecánicas o cementadas complejas y costosas que requieren múltiples pasos de instalación son típicas en los volúmenes de la técnica anterior. Estos múltiples pasos de instalación requieren interrupciones en las operaciones de perforación, como llevar la broca y el conjunto de fondo de pozo a la superficie o esperar el cemento.
Otro inconveniente de las uniones multilaterales de la técnica anterior es la reducción del diámetro interior del pozo, lo que complica enormemente la perforación de los multilaterales posteriores y puede requerir diámetros de pozo vertical y de perforación principal más grandes.
Con respecto a las geometrías generales de los pozos y los aspectos de generación de potencia/electricidad de la técnica anterior, Halff, en la patente de Estados Unidos n.° 6.301.894, emitida el 16 de octubre de 2001, enseña una planta geotérmica basada en un intercambiador de calor subterráneo de bucle cerrado. La patente se centra en los beneficios relacionados con la ubicación del generador, la conservación del agua y la pureza y eficiencia con múltiples bucles. La divulgación no menciona las técnicas para crear eficientemente el pozo de bucle cerrado sin usar revestimiento.
La publicación de patente de Estados Unidos, 20110048005, McHargue, publicada el 3 de marzo de 2001, enseña un sistema geotérmico de bucle cerrado. "El enfoque novedoso es hacer circular fluido o gas, aquí denominado fluido de producción, a través de formaciones subterráneas de roca caliente a través de una tubería subterránea continua formada por cementación de tubería continua a lo largo de la ruta hecha por la intersección de dos o más pozos separados".
La divulgación no menciona las técnicas para crear eficientemente el pozo de bucle cerrado sin usar revestimiento.
Greenfire Energy Inc., en el documento PCT/US/2016/019612, proporciona recuperación de calor geotérmico de formaciones geológicas de alta temperatura y baja permeabilidad para la generación de potencia mediante sistemas de bucle cerrado. El texto del caso dice:
"Un método o aparato que usa un fluido en un sistema de pozo de bucle cerrado para extraer calor de los recursos geotérmicos que se encuentran dentro o cerca de formaciones geológicas de alta temperatura y baja permeabilidad para producir potencia. En algunas realizaciones, el sistema de bucle cerrado puede incluir una o más zonas de intercambio de calor, donde al menos una porción de dicha zona o más zonas de intercambio de calor puede estar dispuesta dentro de una región subterránea que tiene una temperatura de al menos 350 °C. La región subterránea puede estar dentro de una zona plástica o dentro de los 1000 metros de la zona plástica, teniendo la zona plástica un gradiente de temperatura de al menos 80 °C por kilómetro de profundidad.
De acuerdo con algunas realizaciones, los métodos para producir energía geotérmica descritos en el presente documento pueden incluir porciones de pozos que no están revestidos con tubería de metal pero, en cambio, las paredes de tales porciones pueden ser una roca de formación que ha sido sellada con sellador endurecido y la pared del pozo en tales porciones está definida por el límite de dicho sellador endurecido que, en algunas realizaciones, hará que el diámetro del pozo en tales porciones sea mayor, y en algunos casos mucho mayor, que en la porción revestida de metal de dichos pozos.
Después de la colocación del sistema de intercambio de calor de bucle cerrado, se puede hacer circular un fluido a través del sistema de intercambio de calor geotérmico de bucle cerrado para calentar el fluido y producir energía con el fluido calentado. Por ejemplo, la energía extraída de la formación subterránea se puede convertir en calor,
electricidad u otras formas utilizables de energía como saben los expertos en la técnica.
Además de determinar un perfil de temperatura y el perfil de reposición de calor, los métodos según las realizaciones del presente documento pueden estimar aún más la viabilidad a largo plazo de una formación para producir energía geotérmica basándose en el perfil de temperatura y el perfil de reposición de calor. Dicho análisis puede realizarse simulando el rendimiento de un pozo en función del tiempo, teniendo en cuenta variables como la temperatura, el flujo de calor, la deformación plástica de la formación próxima al pozo a lo largo del tiempo y otros factores, para estimar los cambios en la eficiencia de extracción y conversión de energía del sistema a lo largo del tiempo. Dicho análisis también se puede realizar para comparar varias porciones de una formación dada para determinar una o más ubicaciones adecuadas para la eliminación del bucle de intercambio de calor.
Como se describió anteriormente, las realizaciones divulgadas en el presente documento se refieren a aparatos y métodos para extraer calor de formaciones geológicas impermeables a alta temperatura, que carecen de fracturas o porosidad ya sea de forma natural o mediante estimulación. Contrariamente a las enseñanzas anteriores y al consenso que indica que se requiere cierto grado de permeabilidad y, por lo tanto, de convección para una transferencia de calor y una producción de energía efectivas, los presentes inventores han encontrado que la roca impermeable caliente puede proporcionar un recurso eficiente y sostenible para extraer energía geotérmica para producir electricidad, por ejemplo.
A continuación, se puede disponer un sistema de intercambio de calor geotérmico de bucle cerrado dentro de la formación subterránea basándose en el perfil de temperatura determinado y el perfil de reposición de calor determinado de la formación subterránea. El emplazamiento del sistema de intercambio de calor geotérmico de bucle cerrado puede incluir la perforación, el revestimiento, la perforación, la cementación, la expansión de las paredes del pozo sin revestimiento con fracturas, el sellado de las paredes del pozo sin revestimiento y otros pasos asociados con un proceso de perforación y el emplazamiento de un bucle de pozo en el mismo, como saben los expertos en la técnica. El emplazamiento puede incluir, en algunas realizaciones, disponer una zona de intercambio de calor del sistema de pozo de bucle cerrado dentro de una zona plástica o una zona de transición frágil-dúctil de la formación. En algunas realizaciones, el emplazamiento puede incluir o incluir adicionalmente disponer una zona de intercambio de calor del sistema de pozo de bucle cerrado dentro de una zona frágil de la formación, así como estimular la zona frágil próxima a la zona de intercambio de calor".
Se establece, anteriormente, "el emplazamiento del sistema de intercambio de calor geotérmico de bucle cerrado puede incluir perforación, revestimiento, perforaciones, cementación, expansión de paredes de pozos sin revestimiento con fracturas, sellado de paredes de pozos sin revestimiento y otros pasos asociados con un proceso de perforación".
No se divulgan enseñanzas sobre los métodos, la secuencia, la química o la tecnología con respecto al sellado de longitudes de pozos de agujero abierto sin revestimiento, el mantenimiento del sello a lo largo del tiempo y el mantenimiento de la integridad del pozo.
Mortensen, en Roca caliente y seca: una nueva fuente de energía geotérmica, Energía, volumen 3, número 5, octubre de 1978, páginas 639-644, enseña en un resumen de su artículo lo siguiente:
"Un proyecto llevado a cabo por el Laboratorio Científico de Los Álamos intenta demostrar la viabilidad técnica y económica de extraer energía del recurso geotérmico de roca seca y caliente. El sistema que se está probando se compone de dos pozos profundos en roca caliente e impermeable y conectadas por una fractura producida hidráulicamente. En septiembre de 1977, el bucle de circulación se cerró por primera vez y el agua circuló a través del yacimiento de fondo de pozo ya través de un par de intercambiadores de calor (térmicos) de 10 MW. Está prevista una serie de experimentos a largo plazo para 1978 a fin de evaluar las propiedades térmicas, químicas y mecánicas del sistema de extracción de energía".
Sobre la base de la explotación de la recolección de energía geotérmica, Sonju et al., en la patente de los Estados Unidos No. 10,260,778, emitida el 16 de abril de 2019, afirman:
"Un método para establecer una planta de energía geotérmica para extraer energía térmica de una formación de roca seca y caliente con baja porosidad en el que se perfora un agujero combinado 22 de suministro y retorno hasta una primera profundidad predeterminada, luego se perfora un agujero hasta una segunda profundidad predeterminada que forma una parte inferior 22 del agujero combinado de suministro y retorno, en el que se define una primera zona 8 de colector a dicha segunda profundidad predeterminada, la parte inferior 22 del agujero combinado de suministro y retorno se extiende perforando con el mismo agujero 1 o uno de menor diámetro hasta una profundidad máxima en la que se define una segunda zona 9 de colector, mediante la cual se perforan uno o más agujeros de producción (P) para formar un bucle cerrado entre la primera zona 8 de colector y la segunda zona 9 de colector en el que se puede hacer circular un fluido de trabajo, en el que se posiciona una tubería 5 en el agujero combinado 22, 22 de suministro y retorno y se instala un sello 66 entre dicha primera y segunda zona 8, 9 de colector sellando el espacio anular 20 entre la parte inferior del agujero combinado 22 de suministro y retorno y la tubería 5 para separar el flujo de suministro y retorno".
D1 (US9845423 B2) divulga "realizaciones [que] se refieren generalmente a bucles de pozos geotérmicos en una formación subterránea". D1, col. 1, II. 6-7. D2 (US2004/123985 A1) divulga "[un] método... para reducir la pérdida de fluido de perforación... [que comprende] introducir en dicho pozo y en dichas arenas agotadas un fluido acuoso que comprende silicato o siliconato y carbono grafítico resiliente en una cantidad eficaz para taponar sustancialmente los poros en dichas arenas agotadas". D2, Resumen.
A la luz de la técnica anterior, sigue existiendo la necesidad de un método para extraer calor de una formación geológica que pueda ser adecuado en términos de sellado y mantenimiento de pozos, geometrías de circuito/bucle cerrado y eficiencias multilaterales para aplicaciones geotérmicas que no esté limitada por el tipo de roca, la permeabilidad, entre otros.
La tecnología de la presente invención aborda las imperfecciones en una variedad de áreas tecnológicas y consolida de manera única metodologías para establecer una nueva dirección en la industria geotérmica.
Divulgación de la invención
Un objeto de la presente invención es proporcionar mejoras significativas a la tecnología de formación de pozos en general y en el ámbito de la recuperación de energía geotérmica.
Otro objeto de una realización es proporcionar un método para perforar un pozo en una formación adecuada para la recuperación de calor geotérmico, que comprende:
inducir daño de formación irreversible a dicho pozo mientras se perfora dicho pozo usando al menos uno de un mecanismo térmico, un mecanismo mecánico, un mecanismo químico y un mecanismo biológico; y
formar una interfaz entre dicho pozo y dicha formación sustancialmente impermeable a los fluidos.
El uso de técnicas de daño de formación es contrario a la intuición en la técnica de la formación de pozos y, en particular, en el arte geotérmico que depende de la migración de fluidos a través de la porosidad, las grietas de las fisuras, etc. La presente tecnología tiene como primer paso, mecanismos para sellar las fisuras, grietas y otras áreas dentro de la formación facilitando la migración de fluidos.
La metodología emplea técnicas destructivas para reducir la permeabilidad de las paredes del pozo hasta el punto de que solo la transferencia de calor por conducción desde la roca circundante en la formación transfiere el calor al fluido de trabajo diseñado para recuperar el calor transferido.
El beneficio inmediato se deriva de esta técnica, a saber, la reducción o ausencia total del uso de revestimientos y uniones. Esta característica da como resultado enormes ahorros en el proceso de perforación, este último comprende la mayor parte del costo asociado con la explotación geotérmica.
Con respecto a otro objeto de una realización de la presente invención, se proporciona un método para formar un pozo con un pozo de entrada y un pozo de salida en una formación adecuada para la recuperación de calor geotérmico, que comprende:
inducir daños de formación irreversibles del pozo que se extiende entre el pozo de entrada y el pozo de salida mientras se perfora el pozo usando un mecanismo químico para formar una interfaz entre el pozo y dicha formación sustancialmente impermeable a los fluidos;
hacer circular una composición química dentro del pozo capaz de inducir la formación de precipitados con la interfaz para aumentar la capacidad de sellado y la integridad mecánica de la interfaz; y
hacer circular un fluido de trabajo dentro del pozo sellado que contiene un aditivo de mantenimiento de interfaz para mantener la impermeabilidad durante la circulación del fluido de trabajo dentro del pozo.
A través de la selección innovadora de compuestos químicos y la secuenciación del tratamiento, se sintetiza una interfaz impermeable entre el pozo y la formación circundante. El resultado es un pozo recubierto y autorreparable que, cuando se integra en un verdadero circuito de bucle cerrado de superficie a superficie, proporciona una alternativa excepcional a las operaciones geotérmicas basadas en fracturación y aquellas que dependen del revestimiento en todo el circuito.
Los expertos en la técnica apreciarán que se puede usar una plétora de composiciones químicas para efectuar la síntesis de la interfaz. Con este fin, se pueden usar aquellos compuestos en el fluido de perforación que se precipitan con la roca que rodea el pozo. Para el segundo tratamiento, se puede usar cualquier compuesto adecuado que reaccione con cualquier composición no precipitada que quede después de usar el primer tratamiento. Finalmente, el fluido de trabajo para la circulación a través del bucle puede seleccionarse para que
reaccione aún más con cualquier fisura, grieta, anomalía, etc. que se desarrolle con el tiempo en la interfaz.
El fluido de trabajo se selecciona para optimizar el rendimiento termodinámico del sistema geotérmico y aumentar la integridad mecánica del pozo. Se pueden emplear operaciones de tratamiento adicionales del pozo para lograr esto después de la perforación.
Los pozos formados usando la tecnología del presente documento pueden volverse adecuados para fines geotérmicos de bucle cerrado en una sola operación, a diferencia de los múltiples pasos requeridos con las técnicas existentes. Claramente, con una reducción en el número de operaciones unitarias, hay un beneficio económico acompañante. Esta es una característica principal de la tecnología instantánea que la eleva muy por encima de los métodos actualmente empleados.
Desde el punto de vista de las operaciones, las condiciones irregulares o cambiantes durante el proceso de perforación pueden tratarse rápidamente a medida que evolucionan. Esta es otra característica importante de la tecnología, a saber, la adaptabilidad y la flexibilidad. Dado que la metodología se basa en técnicas destructivas para formar el pozo en la formación, cuyas técnicas interfieren con las técnicas anteriores, esta tecnología inicia el peor de los casos para hacer que una formación, independientemente de la permeabilidad o la geología, sea adecuada como un sistema geotérmico de bucle cerrado.
Con respecto a una alternativa, es otro objeto de una realización de la presente invención proporcionar un método para formar un pozo dentro de una formación geotérmica para la recuperación de energía, que comprende:
perforar un pozo de agujero abierto en una formación geotérmica;
introducir composiciones químicas reactivas en el pozo para que reaccionen para formar una interfaz impermeable a los fluidos entre el pozo y la formación, incluyendo la interfaz composiciones químicas reactivas sin reaccionar; e
introducir un fluido de trabajo en el pozo capaz de reaccionar con las composiciones químicas reactivas sin reaccionar para la formación adicional de la interfaz.
Dado que efectivamente existe una reserva de composición reactiva sin reaccionar, el pozo puede repararse por sí mismo en caso de que surja algún problema de sellado en la interfaz. En consecuencia, el fluido de trabajo no solo extrae energía térmica de la formación para una máxima eficiencia operativa, sino que además asegura la integridad del sello combinada con un bajo mantenimiento.
Además de los métodos claramente responsables con el medioambiente establecidos en el presente documento, otro objeto de una realización de la presente invención es proporcionar un método para reparar un pozo que incluye secciones fracturadas creadas por técnicas de fracturamiento dentro de una formación de tierra, que comprende:
tratar el pozo y el espacio poroso de las secciones fracturadas con una primera composición química capaz de formar una interfaz impermeable precipitada en las secciones; y
tratar la interfaz con una segunda composición química para precipitar cualquier primera composición química sin reaccionar para sellar aún más la interfaz.
Las tecnologías de sellado en el presente documento hacen posible la reparación, así como la conversión de las operaciones geotérmicas existentes basadas en fracturación.
Como tal, otro objeto de una realización de la presente invención es proporcionar un método para convertir un sistema geotérmico abierto que tiene al menos una de fracturas, roca y arena no consolidadas, un pozo de entrada y un pozo de salida en comunicación fluida, en un pozo geotérmico de bucle cerrado, que comprende:
introducir una primera composición química capaz de formar una interfaz impermeable precipitada entre dicho pozo de entrada y dicho pozo de salida y en dicha al menos una de las fracturas, roca y arena no consolidadas mediante la cual se forma un bucle sellado cerrado con dicha al menos una de las fracturas, roca y arena no consolidada, pozo de entrada, el pozo de salida y el área intermedia; y
tratar dicha interfaz con una segunda composición química para precipitar cualquier primera composición química sin reaccionar para sellar aún más dicha interfaz.
Breve descripción de los dibujos
La figura 1 es una representación gráfica del volumen de filtrado en función de la raíz cuadrada del tiempo para varias formulaciones fluidas;
la figura 2 es una representación gráfica de los datos de presión diferencial y permeabilidad en función del tiempo para la prueba de inundación del núcleo de sellado químico delineada en el ejemplo 1;
a figura 3 es una ilustración esquemática en corte transversal de un pozo sellado sin revestimiento en la sección
ateral entre el pozo de entrada y el pozo de salida;
a figura 4 es una vista similar a la de la figura 3 que ilustra un segmento de la sarta de revestimiento en la sección
ateral y la relación con el sellador con el mismo;
a figura 5 es una vista similar a la de la figura 4 que ilustra una disposición de pozo sellado en una formación de permeabilidad insignificante con fisuras;
a figura 6 es una ilustración esquemática de una disposición multilateral de segmentos de pozo de interconexión
ateral;
a figura 7 es una ilustración esquemática ampliada de una sección de pozo multilateral sellada a la que se hace
referencia en la figura 6;
a figura 8 es una ilustración esquemática de una configuración alternativa de pozo geotérmico;
a figura 9 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmico;
a figura 10 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmic a figura 11 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmic a figura 12 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmic a figura 13 es una vista desde arriba de la figura 12;
a figura 14 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmic a figura 15 es una ilustración esquemática de otra realización alternativa de una configuración de pozo geotérmic a figura 16 es un corte transversal de un pozo perforado dentro de una formación de alta permeabilidad que ilustra
la reserva de sellador sin reaccionar;
a figura 17 es una vista similar a la figura 16 que ilustra la transformación de la interfaz del pozo posterior al
contacto circulatorio con el fluido de trabajo;
a figura 18 es una ilustración esquemática del corte transversal de un pozo perforado en una formación de baja permeabilidad y la interfaz con la formación circundante;
a figura 19 es una ilustración esquemática de una implementación de ciclo de potencia de la metodología de pozos geotérmicos;
a figura 20 es una ilustración esquemática de una realización alternativa de la figura 19;
a figura 22 es una ilustración esquemática de un circuito geotérmico integrado que incorpora una turbina y un generador accionados directamente por el fluido de trabajo geotérmico;
a figura 23 es una ilustración esquemática de una realización alternativa de la figura 22.
a figura 24 es una representación gráfica de los datos de temperatura a lo largo de la distancia para diferentes
fluidos de trabajo;
a figura 25 es una ilustración esquemática de una configuración de pozo geotérmico en cadena o en forma de W;
a figura 25A es una vista ampliada de la formación de pozos de interconexión de la figura 25.
a figura 26 es una ilustración esquemática de una realización alternativa de la figura 25;
a figura 27 es una ilustración esquemática de una realización alternativa de la figura 25; y
a figura 28 es una ilustración esquemática de una realización alternativa de la figura 25.
Los números similares usados en las figuras denotan elementos similares.
Aplicabilidad industrial
La tecnología tiene aplicabilidad en tecnología geotérmica y reparación de sitios geotérmicos.
Mejores modos para llevar a cabo la invención
En resumen, la tecnología del presente documento se relaciona con la formación y el diseño de pozos con ejemplos de pozos geotérmicos de bucle cerrado. El aspecto del diseño incluye:
i) . sellar el pozo durante la perforación;
ii) . aumentar el sello con un tratamiento químico posterior a la perforación; y
iii) . desplazar el fluido de perforación, después de la perforación con un fluido de trabajo circulante que aumenta y mantiene el sello con la autorreparación de cualquier permeabilidad restante o generada y mantiene la integridad del pozo.
La flexibilidad del enfoque permite que cada uno de estos aspectos se use por separado, dependiendo de la geología específica de la formación; sin embargo, son más efectivos cuando se integran y funcionan en conjunto para crear y mantener un sistema geotérmico de bucle cerrado.
Los pozos pueden tener cualquier cantidad de configuraciones, como un solo tubo en U con una entrada/salida, un tubo en U en el que la entrada y la salida del pozo están ubicados en la misma concesión de superficie, una configuración de "tubo en tubo" que podría ser vertical, desviada u horizontal, e incluir "conexión en cadena" de varios de estos pozos juntos, en forma de L, etc. Estos son ejemplos y no pretenden ser limitativos. Los expertos en la técnica apreciarán otras disposiciones adecuadas.
Los aspectos señalados anteriormente son particularmente efectivos cuando se usan para formar pozos multilaterales en los que una pluralidad de laterales están conectados a un pozo vertical, típicamente en una configuración de tubo en U con múltiples laterales horizontales que conectan un pozo de entrada vertical con revestimiento y un pozo de salida vertical con revestimiento. Cuando se usa en una configuración multilateral, se obtienen varias ventajas no reconocidas en la técnica. Estas incluyen:
i) Los laterales pueden iniciarse, perforarse y completarse a agujero abierto evitando el gasto y el tiempo asociados con la instalación de revestimiento:
ii) Las uniones de "agujero abierto" se pueden crear y sellar durante la perforación en un solo paso. Esto evita uniones mecánicas complicadas, colocación de cemento, perforación de taponamientos o secciones de metal, múltiples viajes a la superficie y, en general, las complicaciones y los gastos asociados con los intrincados procesos de fondo de pozo y la demora resultante en la perforación directa;
iii) No hay reducción de material en el diámetro interior que permita perforar un número ilimitado de laterales; iv) No hay reducción en la conductividad térmica creada por una capa de cemento aislante o espacio anular estancado entre el recubrimiento de acero y la roca; y
v) Habilitación para volver a ingresar a multilaterales con equipo de alcance magnético para intersecar otros pozos laterales y crear una configuración de pozo de tubo en U cerrado.
Con respecto al aspecto de sellado durante la perforación, esto se puede lograr mediante la inclusión de aditivos dentro del mismo fluido de perforación que causan daños de formación irreversibles y reducen la permeabilidad a niveles cero o insignificantes.
Los aditivos pueden ser aceleradores del crecimiento biológico, como las técnicas usadas en la recuperación microbiana mejorada de petróleo, partículas físicas que crean un revoque de filtración impermeable o selladores químicos que reaccionan al entrar en contacto y penetrar en la formación geológica, como resinas y epoxis, geles y polímeros de fraguado por tiempo o térmicamente.
Otro método para sellar pozos durante la perforación es sellar térmicamente la cara de la roca con temperaturas extremadamente altas que derriten la pared del pozo, por ejemplo, mediante el uso de una broca de perforación basada en láser o plasma de alta temperatura.
El método preferido es usar un sellador químico, por ejemplo, un fluido de perforación a base de silicato alcalino con un pH superior a 10,5, que permanece líquido dentro del pozo, pero se precipita en un sólido al entrar en
contacto y penetrar en la roca. La función técnica del fluido de perforación es diferente en rocas permeables (por ejemplo, arenisca o basamento fracturado) en relación con rocas impermeables como lutitas o limolitas duras. En formaciones permeables, el fluido de perforación de silicato alcalino líquido penetra en cualquier vía de flujo disponible antes de reaccionar y solidificarse. El precipitado sólido resultante se impregna y fusiona en el espacio poroso y las fracturas naturales dentro de la roca misma y crea una barrera impermeable a los fluidos entre el pozo y la formación geológica.
Por el contrario, en rocas con una permeabilidad cercana a cero, como la lutita, la función del fluido de perforación no es sellar la permeabilidad: la roca ya no tiene permeabilidad. En cambio, la función del fluido de perforación es proporcionar una barrera mecánica y química entre la roca y el pozo y rellenar cualquier fractura, fisura o plano de exfoliación natural. El resultado final es el mismo: crear una barrera impermeable a los fluidos entre el pozo y la formación geológica.
El sellador también se puede usar para consolidar arenas no consolidadas, aumentar la resistencia a la compresión de la roca y evitar la producción y el desprendimiento de arena.
Como es sabido, los silicatos solubles contienen tres componentes, a saber, sílice, álcali y agua. La sílice (dióxido de silicio, SiO2) es el componente principal de los silicatos solubles y se estabiliza con un álcali. El álcali puede seleccionarse entre óxido de sodio, potasio o litio (Na2O, K2O o U2O) y es responsable de mantener la solubilidad de la sílice.
Los silicatos adecuados incluyen potasio, sodio y aluminosilicato de sodio. Estos productos están disponibles en forma líquida y en polvo. Los silicatos son deseables para su uso en esta tecnología, ya que pueden sufrir distintos tipos de reacciones químicas, a saber, gelificación (caída del pH), que es la autopolimerización o condensación de estructuras de silicato solubles para formar una estructura de gel amorfa hidratada de silicato. La gelificación es provocada por una caída en el pH y la polimerización comienza a ocurrir rápidamente a un pH por debajo de 10,5.
Otro tipo de reacción que pueden sufrir los silicatos es la precipitación con cationes como el calcio. La precipitación de silicato es el entrecruzamiento de moléculas de silicato por cationes multivalentes (es decir, Ca+2, Mg+2, Al+3, Fe+3, etc.). Estos cationes están presentes en el agua de formación; por lo tanto, la interacción entre un fluido de perforación y un fluido de formación da como resultado una precipitación sólida dentro del espacio poroso.
Otro tipo de reacción que sufren los silicatos es la deshidratación. A medida que se elimina el agua del silicato líquido, el silicato se vuelve progresivamente más pegajoso y más viscoso y finalmente se convierte en una película vítrea. Estas son las reacciones que ocurren cerca del pozo cuando el filtrado del fluido de perforación se mezcla con los fluidos dentro de la matriz de la roca.
Los silicatos son especialmente atractivos para esta aplicación geotérmica ya que son un sellador estable en condiciones ambientales y a temperaturas extremadamente altas. Por ejemplo, el silicato alcalino y la arena se usan a temperaturas de 650 °C y superiores en la industria de fundición y fundición de metales líquidos, y esta reacción química básica también se emplea para sellar estructuras de hormigón a temperatura ambiente.
El fluido de perforación de silicato alcalino está formulado para ser libre de sólidos y de baja viscosidad para maximizar la invasión de fluidos del pozo y la pérdida de chorro para sellar químicamente el pozo. Para los segmentos de pozos horizontales multilaterales, la fricción es un desafío importante, por lo que se agrega un lubricante que es compatible con la salmuera de silicato y que no interfiere materialmente con las propiedades del sellador.
La concentración de silicato alcalino activo puede ser del 0,3 % al 10 %, pero más probablemente del 3 % al 6 % en masa en agua. La concentración óptima depende en cierta medida de las propiedades geológicas, como la composición y la temperatura de la salmuera in situ. Las temperaturas más altas de la roca pueden causar un retraso en la reacción de precipitación. Asimismo, formaciones donde la salmuera in situ tiene una baja concentración de cationes multivalentes, por ejemplo, por debajo de 1000 mg/L, provocan una reacción más lenta. Por lo tanto, a medida que aumenta la temperatura de la roca y disminuye la concentración de cationes multivalentes, se debe aumentar la concentración de silicato alcalino.
Los beneficios adicionales de una salmuera de silicato incluyen una mayor tasa de penetración (ROP) y una mayor vida útil de la broca.
Las propiedades físicas del material combinado de roca/sellador se derivan en gran medida de la roca, pero se pueden modificar seleccionando cuidadosamente las propiedades del sellador. Se puede incluir un aditivo termoconductor con el fluido de perforación, como nanopartículas de grafeno, de modo que el sellador resultante tenga una alta conductividad térmica.
La producción de energía de un sistema geotérmico de bucle cerrado se puede determinar usando un modelo de pozo termodinámico que consta de un pozo discretizado con múltiples resistencias térmicas entre la temperatura
del fluido y la temperatura de la roca de campo lejano. Cada segmento discretizado tiene un balance de energía y masa realizado, donde las propiedades del fluido y los cálculos se manejan con una ecuación de paquete de termodinámica de estado. Las resistencias a la transferencia de calor incluyen la roca, el cemento, el revestimiento de acero y la resistencia a la transferencia de calor por convección dentro del pozo mismo.
Como ejemplo cuantitativo, usando un pozo revestido y cementado de 7" en contacto con una formación geológica con una conductividad térmica de 3 W /mK, las resistencias térmicas después de 5 años de operación para la convección del flujo de roca, cemento, entubado y caudal de tubería son, respectivamente, 2.2E-02, 2.1 E-03, 2.9E-05 y 5.0E-5. La transferencia de calor está dominada por la conducción radial a través de la roca, y todas las demás resistencias térmicas son insignificantes en comparación. Usando el sellador químico descrito en el presente documento, no hay resistencias a la transferencia de calor desde el revestimiento o el cemento, por lo que la eficiencia térmica es aproximadamente un 9 % más alta que la metodología de la técnica anterior. Al mejorar la conductividad térmica del material sellador de la roca total, la transferencia de calor se puede aumentar aún más.
El sellador de silicato alcalino se puede mejorar aún más mediante la incorporación de partículas sólidas formuladas para integrarse/unirse químicamente dentro del precipitado de silicato alcalino, para mejorar el rendimiento del sello y la integridad mecánica. Se pueden incorporar al fluido de perforación materiales de refuerzo como cenizas volantes exfoliadas, grafeno y óxido de grafeno activados en la superficie, fibras de carbono y otros. Estos pueden estar en un estado nanodisperso o microdisperso y enlazarse químicamente con la sílice precipitada.
Después de realizar el sello inicial durante la perforación, se prueba la integridad del sello. Por lo general, esto se hace presurizando el sistema del pozo y monitoreando la tasa de despresurización, si la hay, como es común en la industria. Otro método es a través de la medición a largo plazo de la tasa de fugas durante las operaciones de circulación. En este caso, el fluido de perforación se extrae y se reemplaza con el fluido de trabajo cuyo objetivo principal es transferir energía a la superficie, y la tasa de fuga se mide durante las operaciones regulares.
Si bien el sello estará sustancialmente completo después de la perforación, es posible que queden algunas áreas pequeñas con una permeabilidad menor, como zonas fracturadas o canales altamente permeables que no se sellaron lo suficiente durante la perforación. Por lo tanto, el sello se puede aumentar mediante un lavado o tratamiento químico antes de comenzar o regresar a las operaciones normales.
Cuando se emplea fluido de perforación de silicato alcalino como se describió anteriormente, el fluido de perforación reacciona con el fluido de formación in situ para gelificarse y eventualmente solidificarse en un sólido duro de alta resistencia. Estas reacciones ocurren en la interfaz de mezcla entre el fluido de perforación de silicato y el fluido de formación. En un canal o fractura de alta permeabilidad, el fluido de perforación puede estar migrando a través de la formación tan rápidamente que el fluido de formación se desplaza lejos del pozo y la interfaz de mezcla es empujada sustancialmente hacia la roca o la salmuera de formación puede ser extremadamente fresca y hacer que el silicato se gelifique pero no precipite completamente.
En estos escenarios, se logra un sellado parcial o sustancial en lo profundo de la roca, pero la región cercana al pozo contiene fluido de perforación de silicato alcalino líquido "no gastado" o sin reaccionar y no hay más salmuera de formación con la cual reaccionar. Por lo tanto, el propósito del lavado químico es bombear un tratamiento químico a través del sistema del pozo con suficiente presión para causar fugas desde el pozo hacia la formación cercana al pozo, contactar el silicato alcalino líquido no gastado que queda del proceso de perforación e iniciar la reacción de precipitación. Los químicos adecuados son salmuera de cloruro de calcio, ácidos, CO2, surfactantes, ésteres, entre otros conocidos en la industria.
En otra realización para aumentar el sello, se puede bombear un tratamiento químico a través del sistema del pozo con suficiente presión para provocar fugas desde el pozo hacia la formación cercana al pozo, donde el tratamiento químico consiste en "taponamientos" o volúmenes de silicato alcalino seguido de una reacción química que consiste en salmuera de cloruro de calcio, ácidos, CO2, surfactantes, ésteres u otros conocidos en la industria. Los dos productos químicos se pueden bombear alternativamente varias veces, lo que da como resultado una mezcla sustancial en la región cercana al pozo. Los volúmenes de silicato alcalino y reactivo pueden separarse con un espaciador para evitar que se mezclen dentro del pozo o que estén en contacto directo.
Volviendo al mantenimiento del sello y la integridad del pozo durante la operación, el proceso de perforación, como se emplea comúnmente en la industria del petróleo, gas y geotérmica, requiere el mantenimiento de la integridad del pozo y un sello parcial del pozo (es decir, un revoque de filtración), por una duración temporal hasta que se cementa el revestimiento en el agujero o se instala un recubrimiento. La integridad del pozo de agujero abierto (antes de instalar el revestimiento o el recubrimiento) y el sello parcial se crean mediante la ingeniería y la aplicación adecuadas del fluido de perforación.
Por el contrario, la invención divulgada en el presente documento requiere mantener un sello de agujero abierto y la integridad del pozo durante la vida operativa del activo geotérmico, que normalmente es de 50 años o más.
Además de crear el sello durante la perforación y, opcionalmente, aumentar el sello con un tratamiento químico separado, el propio fluido de trabajo operativo tiene un papel clave en el mantenimiento del sello y la integridad del pozo. La función principal del fluido de trabajo es transportar energía desde la roca del subsuelo a la superficie, donde se usa directamente o se convierte en electricidad o refrigeración. Por lo tanto, el fluido de trabajo debe tener propiedades físicas clave para la transferencia de energía y para maximizar la eficiencia termodinámica del sistema. Por ejemplo, el fluido puede tener al menos una propiedad seleccionada del grupo que comprende:
a) una relación de entalpía de temperatura sustancialmente no lineal dentro de la sección de interconexión lateral entre el pozo de entrada y el pozo de salida a presiones superiores a 10 MPa y temperaturas inferiores a 180 °C para maximizar el diferencial de temperatura y la transferencia de calor entre el fluido y la fuente de calor de fondo de pozo circundante;
b) capaz de sufrir una reacción reversible sensible a la presión que es endotérmica a presión elevada y exotérmica a presión inferior a la presión elevada;
c) una mezcla fluida que contiene una reacción de absorción química que es endotérmica dentro de la interconexión lateral;
d) una solución electrolítica acuosa con solubilidad dependiente de la temperatura y la presión, lo que resulta en un efecto endotérmico dentro de la interconexión lateral;
e) fluido a base de agua que contiene una composición reductora de la resistencia turbulenta;
f) fluido supercrítico como CO2;
g) mezcla de amoníaco-etano; y
h) combinaciones funcionales de a) a g)
Además de maximizar la eficiencia termodinámica, el fluido de trabajo también tiene muchas propiedades de un fluido de perforación, a saber:
i) transportar las partículas sólidas que pueden acumularse en el pozo a la superficie donde se eliminan, típicamente con un tanque de sedimentación, un filtro o un hidrociclón;
ii) mantener un sello del pozo para que sea sustancialmente impermeable a los fluidos; y
iii) mantener la estabilidad e integridad del pozo.
En una realización, el sello se puede mantener proporcionando partículas sólidas dentro del fluido de trabajo que forman un revoque de filtración a lo largo de la pared del pozo/perforación o una obturación y taponan las fracturas naturales. Estas partículas pueden ser fibras de carbono, fibras minerales, fibras de celulosa, sílice, cenizas volantes, grafito, grafeno, óxido de grafeno, carbonato de calcio, bentonita u otras partículas conocidas en la industria. Estos sólidos generalmente se agregan entre 0,5 y 2,0 % en peso del fluido de trabajo si es a base de agua y una concentración de volumen equivalente para otros fluidos de trabajo.
Cuando se emplea fluido de perforación de silicato alcalino como se describió anteriormente, el fluido de perforación reacciona con el fluido de formación in situ para gelificarse y eventualmente solidificarse en un sólido duro de alta resistencia. Estas reacciones ocurren en la interfaz de mezcla entre el fluido de perforación de silicato y el fluido de formación. En un canal o fractura de alta permeabilidad, el fluido de perforación puede estar migrando a través de la formación tan rápidamente que el fluido de formación se desplaza lejos del pozo y la interfaz de mezcla es empujada sustancialmente hacia la roca o la salmuera de la formación puede ser extremadamente fresca y hacer que el silicato se gelifique pero no precipite completamente. En estos escenarios, se logra un sellado parcial o sustancial en lo profundo de la roca, pero la región cercana al pozo contiene fluido de perforación de silicato alcalino líquido "no gastado" o sin reaccionar y no hay más salmuera de formación con la cual reaccionar. Por lo tanto, otro método para mantener un sello es incluir un aditivo reactivo que, al filtrarse desde el pozo hacia la formación cercana al pozo, entre en contacto con el silicato alcalino líquido no gastado que queda del proceso de perforación e inicie la reacción de precipitación.
Por definición, cualquier área del pozo donde permanezca la permeabilidad después de la perforación habrá tenido una entrada considerable de silicato alcalino y contendrá silicato alcalino líquido no gastado en la formación cercana al pozo. Por lo tanto, incluir un reactivo dentro del fluido de trabajo sellará naturalmente las secciones permeables restantes. Los productos químicos adecuados son salmuera de cloruro de calcio, ácidos, CO2, surfactantes, ésteres y otros conocidos en la industria.
Para mantener la estabilidad e integridad del pozo, además de sellar la roca, el fluido de trabajo debe ejercer
suficiente presión sobre la formación para proporcionar suficiente resistencia a la compresión para evitar rupturas, desprendimiento y colapso parcial de la roca en el pozo. La presión que proporciona un fluido de trabajo operativo se puede calcular usando un modelo de pozo termodinámico integrado que incluye una ecuación de estado para tener en cuenta los cambios de fase, los cambios en las propiedades del fluido con la presión y la temperatura, y las pérdidas hidráulicas por fricción. Cuando se diseña adecuadamente, el fluido de trabajo debe proporcionar la resistencia mínima a la compresión en todo el pozo, ya sea aplicando una presión suficientemente alta en la parte superior del pozo de entrada (fluido presurizado) o modificando la densidad del fluido de trabajo. La densidad del fluido se puede aumentar mediante la adición de agentes densificantes como la barita o mediante sales solubles, entre otras técnicas conocidas en la industria.
Otro método para mantener la estabilidad del pozo es incluir un químico inhibidor de lutita dentro del fluido de trabajo. Este químico tiene la función de detener la hidratación, expansión y desintegración de arcillas y lutitas, y es un aditivo común en los fluidos de perforación. Los aditivos adecuados son productos químicos a base de aminas, látex o una solución acuosa de sales de potasio, entre otros conocidos en la industria.
La combinación de los aditivos y funciones anteriores da como resultado un fluido de trabajo que no solo transporta la energía a la superficie de manera eficiente, sino que también refuerza y mantiene el sello del pozo, "autorrepara" cualquier permeabilidad generada y mantiene la estabilidad e integridad del pozo para preservar un sistema de pozo geotérmico de bucle cerrado que es sustancialmente impermeable a los fluidos.
De importancia crítica es el requisito de que los aditivos del sellador no interfieran con las propiedades termodinámicas del fluido de trabajo. En una realización, el fluido de trabajo consta de agua, un inhibidor de la corrosión comercialmente disponible entre 1 y 10 U m3, bromuro de potasio entre 0,05 y 0,3 mol/L, surfactante de cetiltrimetilamonio entre 3 y 7 mM, salicilato de sodio entre 8 y 16 mM y partículas sólidas de carbonato de calcio al 0,5 % en peso.
La solución descrita anteriormente mantiene una reducción de la resistencia turbulenta de más del 60 % en un rango de temperatura adecuado para el suministro de calor geotérmico de uso directo, que es fundamental para una operación termodinámicamente eficiente. También tiene una recuperación de más del 40% cuando se prueba de acuerdo con los procedimientos API RP 13i para la dispersión de lutita por laminación en caliente, reacciona con silicato alcalino no gastado para formar un material sólido fuerte, y las partículas de carbonato de calcio obturan y taponan las fracturas naturales y la permeabilidad de la matriz.
En otra realización, el propio fluido de trabajo es simplemente una salmuera de silicato alcalino modificada.
En otra realización, el fluido de trabajo es CO2 supercrítico, que tiene un valor particular ya que en muchos escenarios geotérmicos, el CO2 supercrítico tiene una eficiencia termodinámica superior al agua, y también es un reactivo excelente para hacer que el líquido de silicato alcalino se solidifique en un material sólido fuerte.
Los diversos mecanismos de sellado se delinearán ahora en los siguientes ejemplos.
Ejemplo 1: sellado quím ico
La prueba inicial de las capacidades de sellado del sistema de silicato se realizó en un aparato de taponamiento de permeabilidad.
Pruebas de aparatos de taponamiento de permeabilidad:
- Los discos 20 |jm, 3000 mD (proporcionados por OFITE) se empaparon en una solución de cloruro de calcio al 30 % durante la noche (aproximadamente 16 horas) para saturar completamente los poros con la salmuera y crear un fluido in situ de "caso severo" para que el fluido de perforación de silicato reaccionara.
- Se realizaron pruebas de taponamiento de permeabilidad (PPT) de acuerdo con el manual de instrucciones OFITE y API RP 13i
- Práctica recomendada para pruebas de laboratorio de fluidos de perforación: se transfirieron 250 ml de los fluidos de prueba que se describen a continuación a la celda PPT y se colocó un disco previamente empapado en el aparato. Se permitió que el fluido de perforación hiciera contacto con el disco durante 45 minutos antes de presurizar el aparato y comenzar la prueba.
- Las pruebas se realizaron durante 30 minutos a temperatura ambiente y 500 psi
- El volumen de filtrado se registró después de 1, 5, 7,5, 15 y 30 minutos.
La figura 2 es un gráfico de algunos datos que son típicos de la prueba en un disco de filtración de %" de grosor. Se hizo fluir un fluido de control de polímero y no hay reducción material del volumen de filtrado. Cuando se
agregaron diferentes tipos de silicatos, las tasas de filtración se redujeron drásticamente a medida que ocurría la precipitación. Téngase en cuenta que la permeabilidad casi se ha eliminado incluso en un disco de %" de grosor con 3000 mD de permeabilidad.
Preparación de fluidos:
- Se prepararon 1000 mL de fluido polimérico de 5 kg/m3 mezclando goma de xantano (Kelzan XCD™) en agua dulce durante aproximadamente 30 minutos usando un mezclador Silverson a una velocidad de cizallamiento moderada.
- El fluido de control fue el fluido polimérico anterior.
- Formulación A, 30 ml de Ecodrill™ 317, un producto comercialmente disponible de PQ Corporation, se combinaron con 270 ml del polímero fluido anterior para producir una porción de 300 ml de 3% de silicato de potasio soluble activo.
- Formulación B, 30 ml de Ecodrill™ K45, un producto comercialmente disponible de PQ Corporation, se combinó con 270 ml del polímero fluido anterior para producir una porción de 300 ml de 3% (V/V) de silicato soluble activo. El volumen total de PPT fue de 273,8 ml para la Formulación A, se calculó una pérdida de chorro de 257 ml y se calculó una tasa de filtración estática de 3,1 ml/min. El volumen de PPT total fue de 103,8 ml para la formulación B, se calculó una pérdida de chorro de 103,8 ml y se calculó una tasa de filtración estática de 3,7 ml/min. Los valores se calcularon mediante fórmulas expresadas en API 13i.
También se realizaron estudios de inundación del núcleo/recuperación de permeabilidad/daños del núcleo. Estos tipos de pruebas se usan a menudo para estudiar los efectos de un fluido de perforación o un aditivo de fluido de perforación sobre la permeabilidad de un núcleo obtenido de una zona de producción objetivo de interés. Por lo general, el objeto del estudio es minimizar el daño o maximizar la recuperación de la permeabilidad. Se establece y mide una permeabilidad inicial saturando el núcleo con salmuera nativa, petróleo o alguna mezcla de salmuera/petróleo, y haciendo fluir el fluido o fluidos de formación a través del núcleo a presión en las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Luego se inyecta un fluido de prueba a través de la cara del núcleo durante un cierto período de tiempo, se puede medir el volumen de filtrado, la invasión de fluido y el grosor del revoque de filtración. Luego, los fluidos de formación se inyectan en la dirección inversa del flujo para determinar hasta qué punto la permeabilidad puede haber disminuido o incluso aumentado después de la exposición al fluido de prueba. En este estudio, el objetivo era dañar los núcleos mediante reacciones de gelificación y precipitación de los fluidos de prueba de silicato con los núcleos saturados con salmuera sintética.
Los estudios de inundación del núcleo/recuperación de permeabilidad/daño del núcleo se llevaron a cabo de la siguiente manera:
Se saturaron núcleos de arenisca Berea con una permeabilidad aproximada de 30 mD con salmuera sintética al vacío y se probaron con una solución al 3 % de silicato de potasio y con un 2 % de un lubricante especial.
Los procedimientos de prueba, los parámetros y los resultados se exponen a continuación.
Procedimiento:
1) Los taponamientos se pesaron y se presaturaron con salmuera durante 1 semana a un vacío de 15 inHg. 2) Se colocó en el núcleo de flujo y se midió la permeabilidad a la salmuera.
3) Se mezcló lodo de silicato de potasio y se calentó a 95 °C.
4) Se inyecta lodo en el núcleo a una velocidad continua de 3 ml/min.
5) La presión se controla a lo largo del tiempo.
6) La presión diferencial aumenta exponencialmente con el tiempo hasta ~2500 psi. Se observa la penetración de líquido.
7) El núcleo no se tapona por completo, sin embargo, se pierde -99% de la permeabilidad.
8) El efluente se recolecta para determinar el desplazamiento del fluido (profundidad de invasión).
Parámetros:
Instrumento: Probador de respuesta de la formación Chandler
Tapón de núcleo: Arenisca de 1,5" x 3,0"
Temperatura: 95 °C
Fluido de prueba: Silicato de potasio al 3% con 2% de lubricante
Volumen de poro: 16,78
Permeabilidad inicial: 28,32 mD a salmuera
Permeabilidad después del tratamiento con lodo: 0,197 mD
Reducción de permeabilidad: >99%
Caudal: 3mL/min
Composición de la salmuera:
NaCl - 230,303g
CaCl2 - 79,054g
KCI - 8,346g
MgCl2 - 13,79 g
Luego se realizaron pruebas de dispersión de lutita para determinar la capacidad de las soluciones de silicato alcalino con lubricante para sellar y brindar integridad mecánica a las muestras de lutita. La metodología está de acuerdo con los procedimientos Api RP 13i para la dispersión de lutita por laminación en caliente de la siguiente manera:
• Se trituró una pieza de lutita de Pierre Shale de aproximadamente 2 kg para producir aproximadamente 900 g de piezas de malla -5/+10 (2 - 4 mm). La lutita de Pierre Shale es mucho más reactivo y susceptible al agua que las formaciones de lutita maduras y duras que típicamente se encuentran en las profundidades adecuadas para la geotermia. Se eligió como una línea de base conservadora, el rendimiento real con lutitas maduras será mejor.
• Las piezas de malla -5/+10 se tamizaron usando tamices ASTM y un agitador de tamiz Ro-Tap durante 2 minutos.
• Se colocaron aproximadamente 10 g de lutita en 250 ml de fluido de prueba
• Las muestras se laminaron durante 24 horas a 120 °C.
• Luego, las muestras se vertieron en un tamiz de malla 20 después de laminarlas.
• Las células envejecidas se enjuagaron con fluido inhibido (7% KCl) para desalojar cualquier material adherido a las paredes internas.
• La cantidad total de material recuperado en una malla 20 se secó a una masa constante a 100 °C en un horno • Luego, cada muestra se volvió a tamizar y se registró la masa de la fracción -5/+10
Los resultados para varias formulaciones de fluidos diferentes se presentan a continuación.
Se logra una recuperación de más del 97%, lo que indica un excelente sellado y fortalecimiento de la lutita. El aceite mineral no tiene reactividad con la lutita, pero solo recuperó -85% de la masa. La pérdida de masa se debe a la degradación mecánica durante la laminación. Por lo tanto, la alta recuperación del 97% indica que no solo se forma un sello químico, sino que también se logra una mejora de la dureza mecánica. El fluido de trabajo con inhibidor de lutita agregado también tiene una recuperación del 44 %, que es sustancialmente mejor que el agua dulce, que tiene solo una recuperación del 1 %.
Ejemplo 2
Se probó un fluido de trabajo que constaba de agua, un inhibidor de corrosión comercialmente disponible, bromuro de potasio, surfactante de cetiltrimetilamonio, salicilato de sodio y partículas sólidas de carbonato de calcio al 0,5% en peso.
La medición de la caída de presión (es decir, la resistencia) y la caracterización del flujo turbulento se probaron usando un flujo calentado de 2" y 200 l de capacidad. El bucle está equipado con una bomba centrífuga (GIW, LCC-M 50-230) y de cavidad progresiva (Moyno™, 2F090) de alto y bajo cizallamiento, respectivamente. El número Re máximo alcanza los 500.000 y el bucle puede operar con una concentración volumétrica de sólido del 15%. La caída de presión se calibró con agua dulce y se comparó con la caída de presión por fricción al mismo caudal usando el fluido de trabajo. Se logró una reducción de la resistencia turbulenta del 63 % en un rango de temperatura adecuado para aplicaciones de calor de uso directo.
Para probar la reactividad con silicato alcalino no gastado en las cercanías del pozo, se mezcló Ecodrill™ 317, una solución activa al 29,1 % con una proporción de SiO2:K2O de 2,5 en muestras del fluido de trabajo. Se usó NaOH para ajustar a un pH de 11-12, y la solución de silicato alcalino se inyectó en muestras del fluido de trabajo con agitación suave para producir una solución al 3 % (v/v) y al 1 % (v/v). Estas bajas concentraciones se eligieron para representar de manera conservadora el fluido de perforación de silicato alcalino no gastado cercano al pozo. En cada caso, la adición de la solución de silicato al fluido de trabajo provocó la precipitación y después de 24 horas se solidificó el silicato. Los resultados demuestran que el fluido de trabajo reforzará y aumentará el sello del pozo para que sea sustancialmente impermeable a los fluidos.
Para evaluar la capacidad del fluido de trabajo para mantener la integridad y la estabilidad del pozo, se realizó una prueba de dispersión de lutita modificada. La metodología de prueba involucra 2 pasadas de dispersión de lutita consecutivas con la misma muestra. Primero, la muestra se lamina en caliente en el sellador, como se describió anteriormente, luego se vuelve a remojar en el fluido de trabajo para determinar la resistencia mecánica y el aislamiento químico de la lutita después del sellado. Después de la pasada inicial de dispersión de lutita con el sellador de fluido de perforación, las muestras se secan, se pesan y se sumergen en la química del fluido de trabajo y se laminan durante 24 horas.
A continuación, las muestras se vertieron en un tamiz de malla 20 después de laminarlas y la cantidad total de material recuperado en un tamiz de malla 20 se secó hasta una masa constante a 100 °C en un horno. A continuación, se volvió a tamizar cada muestra y se registró la masa de la fracción -5/+10 y se comparó con la masa de la muestra después de sellar y secar. Curiosamente, los resultados de varias pasadas mostraron una recuperación de masa superior al 96 %, lo que indica una excelente capacidad del fluido de trabajo para mantener la integridad del pozo.
Ejemplo 3 - Método mecánico
En una realización, el mecanismo puede efectuarse agregando partículas sólidas al fluido de perforación que migran naturalmente hacia el espacio poroso I fracturas para reducir la permeabilidad. Esto se conoce generalmente como material de circulación de pérdida (LCM).
Las partículas sólidas pueden ser materiales granulares, materiales fibrosos y materiales en escamas y combinaciones de estos y estar presentes (dispersos a través del fluido de perforación) en los tamaños necesarios para reducir la permeabilidad. Los tamaños adecuados pueden ser de nanómetro a milímetro.
Los conceptos de la regla de Abrams y/o la teoría del empaque ideal son útiles para establecer los materiales más adecuados. La regla de Abrams propone que el tamaño de partícula del agente de obturación debe ser igual o ligeramente superior a 1/3 del tamaño medio de la garganta de poro de la formación de destino.
La teoría del empaque ideal propone una gama completa de distribución de tamaño de partículas para sellar de
manera efectiva todos los vacíos, incluidos los creados por los agentes de obturación.
Las partículas también pueden dimensionarse para penetrar en el espacio de los poros antes de obturar.
Además, los recortes de perforación pueden aumentar el LCM y servir como material de taponamiento.
Cualquiera de estos productos LCM podría utilizarse para reparar las fugas del pozo después de que se complete el proceso de perforación. Se pueden bombear barridos viscosos adicionales con LCM a una tasa reducida a través de la sección de agujero abierto para permitir la invasión del LCM y sellar cualquier fuga.
Finalmente, los silicatos sólidos (posiblemente encapsulados) también pueden proporcionar un mecanismo combinado químico/mecánico eficaz para sellar el yacimiento.
Ejemplo 4 - Método biológico
La recuperación microbiana mejorada de petróleo (MEOR) es un campo de ingeniería que gestiona el diseño, el crecimiento y la estimulación de microorganismos para aumentar la recuperación de petróleo. La mayoría de las formaciones geológicas profundas contienen bacterias anaerobias dentro del espacio poroso. Estas bacterias tienen un suministro muy bajo de energía y nutrientes en comparación con los microbios cercanos a la superficie y, por lo tanto, tienen densidades de población bajas.
Una técnica MEOR es tratar los microbios autóctonos con nutrientes para estimular su crecimiento y el eventual taponamiento de la porosidad de la roca con material biológico. Los nutrientes pueden ser de cualquier química, pero generalmente incluyen nitrato de potasio y fosfato monosódico. Dado que el crecimiento de bacterias es exponencial, si se suministran suficientes materias primas y condiciones adecuadas, se puede inducir el crecimiento de bacterias y taponar por completo el espacio poroso en el que residen, lo que hace que la roca sea sustancialmente impermeable a los fluidos.
Otra técnica es introducir nuevos microbios en la formación rocosa y, al mismo tiempo, suministrarles nutrientes. Estos microbios pueden diseñarse para crecer solo a una cierta temperatura y, por lo tanto, pueden activarse inyectándolos en una formación caliente.
Cualquiera de las técnicas se puede aplicar a un fluido de perforación convencional, lo que hace que la roca sea sustancialmente impermeable a los fluidos y forme un sistema geotérmico de bucle cerrado.
Ejemplo 5 - Método térmico
Las formaciones geológicas tienen una química variable y, por lo tanto, puntos de fusión variables, aunque la mayoría de las formaciones sedimentarias se derriten a 1200°C o menos. Varias tecnologías se encuentran en la fase de investigación, desarrollo y prueba que pueden penetrar a través de la roca mediante la desintegración térmica en lugar del contacto mecánico.
Un método es crear un plasma a través de corriente eléctrica o potencia nuclear. El plasma derrite la roca y permite la perforación continua.
Otro método es disparar láseres sobre la superficie de la roca, aumentando la temperatura hasta que la roca comience a astillarse, desintegrarse y finalmente derretirse.
Otro método es disparar proyectiles de alta velocidad que liberan suficiente energía al impactar para aumentar la temperatura en cientos de grados.
Cada una de estas técnicas tiene la capacidad de derretir roca porosa y permeable durante la perforación, que luego se puede refrigerar y recocer para formar una barrera dura y duradera sustancialmente impermeable a los fluidos.
Habiendo explicado los detalles del método de la tecnología, ahora se hará referencia a implementaciones específicas con referencia a las figuras.
Con referencia ahora a la figura 1, se muestra una representación gráfica del volumen de filtrado en función de la raíz cuadrada del tiempo para diferentes formulaciones.
La figura 2 es una representación gráfica de los datos de presión diferencial y permeabilidad en función del tiempo para la prueba de inundación del núcleo de sellado químico delineada en el ejemplo 1.
La figura 3 es un corte transversal de un pozo que tiene un pozo 10 de entrada que tiene un revestimiento superficial 12 para protección de aguas subterráneas. El revestimiento intermedio 14 se cementa en posición como se ilustra.
Todos estos componentes son conocidos en la técnica. Extendiéndose desde el revestimiento intermedio 14 está la sección lateral 16 que no incluye el revestimiento en este ejemplo, sino que es el pozo sellado abierto. El espacio poroso que rodea la sección lateral 16 se sella con sellador como se describe anteriormente en el presente documento. El espacio poroso sellado se indica con el número 18. La sección lateral sellada es continua con el revestimiento intermedio 14. La última carcasa luego se conecta continuamente con el pozo 20 de salida. El pozo de salida se completa con el revestimiento 12.
La figura 4 ilustra un escenario alternativo. En este ejemplo, la sección lateral 16 se puede sellar intermitentemente, lo que da como resultado una pared rocosa 22 sin sellar. En esta situación, se muestra un revestimiento 24 como recubrimiento, lo que significa que carece de cementación. El recubrimiento 22 mejora así la pared rocosa sin sellar y mantiene un circuito continuo desde la entrada 10 hasta la salida 20. Esto se puede usar junto con secciones selladas continuamente. Esto dependerá de la geología específica de la formación.
Con respecto a las áreas selladas en roca porosa o fracturada, el sellador no se fusiona con la cara de la roca, sino que se integra dentro de la roca en el ejemplo químico explicado anteriormente. En general, las figuras 2 y 3 representan roca dura.
Con referencia ahora a la figura 5, se muestra un ejemplo en el que el pozo está dispuesto dentro de una sección menos permeable dentro de una formación, un ejemplo de la cual es una sección de lutita sedimentarias o lutolita. En este escenario, la formación puede tener fisuras, fracturas, planos de exfoliación, etc. poco frecuentes, generalmente indicados por el número 26. Puede emplearse un recubrimiento químico 28 para completar la continuidad entre la entrada 10 y la salida 20 con la composición del recubrimiento químico 28 rellenando las fisuras, fracturas y planos de exfoliación como se muestra.
Volviendo a la figura 6, se muestra un primer ejemplo de una configuración de pozo. En el ejemplo, cada una de la entrada 10 y la salida 20 incluyen secciones revestidas convencionales 30 que se comunican con la entrada 32 y la salida 34 de un sistema 36 de pozo lateral múltiple. El sistema está dispuesto dentro de una formación geotérmica 38. El sistema 36 incluye una pluralidad de pozos laterales 16, que pueden estar parcialmente revestidos dependiendo de la situación como se describe con respecto a las figuras 3 y 4. Se puede emplear cualquier número de sistemas 36 de pozos en la formación 38. Esto está representado por el número 6n vertical y horizontalmente, siendo la "n" indicativa de cualquier número de pozos adicionales en la forma del sistema 36 o cualquier otra configuración adecuada.
La entrada 32 y la salida 34 están integradas con las secciones revestidas 30 en una unión multilateral a la que ahora se hará referencia en las figuras anteriores.
La figura 7 ilustra un posible acuerdo multilateral. La entrada 32 se conecta con una unión 40 de pozo multilateral sellada desde la cual las secciones laterales 16 se extienden continuamente. Las secciones laterales 16 están separadas entre sí para maximizar la recuperación térmica desde el interior de la formación 38 (figura 6). Las secciones laterales 16 pueden incluir una carcasa como se explica con respecto a las figuras 3 a 5. La salida 34 del sistema 36 incluirá una unión similar 40 (no mostrada).
Volviendo a la figura 8, se muestra una configuración de pozo en forma de L, generalmente indicada por el número 42. En este ejemplo, el pozo tiene una sección 44 de extensión que tiene un pozo de agujero abierto en el extremo terminal 46 sellado como en los ejemplos anteriores. Un tubo aislado 48 se extiende dentro del pozo para el suministro de fluidos. La sección 44 de extensión puede estar en cualquier ángulo seleccionado.
La figura 9 ilustra un ejemplo de orientación vertical.
En la figura 10, se proporciona un pozo en forma de W representado por el número 50. La superficie se indica con el número 52. En este ejemplo, la salida de un pozo se convierte en la entrada del otro pozo. La dirección del flujo se muestra con las flechas. El patrón se puede repetir para ciclos adicionales. En este ejemplo, los pozos 16 de agujero abierto están sellados como se explicó en las figuras anteriores y pueden incorporar patrones alternos de secciones revestidas con secciones de pozo simplemente selladas. Esto dependerá de la geología de la formación.
La figura 11 ilustra otra variación de un sistema multilateral similar al que se menciona inicialmente en la figura 3, que combina los conductos de entrada y salida en un solo pozo, la disposición de la sección multilateral puede estar en cualquier ángulo dentro de una formación. En este ejemplo, las secciones laterales 16 convergen en el extremo terminal 54.
La figura 12 es una vista lateral de una disposición 56 de sitio único donde el pozo 10 de entrada y el pozo 20 de salida son generalmente próximos. El circuito de fluido se muestra para las secciones laterales 16. Como en los ejemplos anteriores, los pozos de agujero abierto se sellan mientras se realiza la perforación con el espacio poroso circundante sellado durante el procedimiento. El número 12n tiene el mismo significado que el atribuido al 6n al que se hace referencia en la figura 6.
En la figura 13 se ilustra otra variación. Se muestra una vista superior de una disposición de múltiples pozos laterales. Los pozos individuales 16 de la pluralidad mostrada comparten un pozo 10 de entrada común, se extienden dentro de la zona geotérmica de la formación (no mostrada en esta figura) y regresan en un circuito cerrado a un pozo 20 de salida común. La dirección del flujo se muestra con flechas, y el flujo se puede aislar en cada bucle individual o de tipo en cadena entre los bucles separados. Esto es ventajoso para una huella pequeña al tiempo que permite la máxima minería térmica dentro de una zona geotérmica.
La figura 14 representa otra variación en la que se proporcionan varias disposiciones de pozos mientras se mantiene el tamaño reducido atribuido a la realización de la figura 13.
La figura 15 incorpora el sistema 50 de pozo multilateral en combinación con la configuración de pozo presentada inicialmente en la figura 13. En esta configuración, dos sitios individuales discretos 56 pueden abarcar un área grande con una invasividad superficial mínima para extraer una gran área geotérmica subterránea. La dirección del flujo se muestra con flechas, y el flujo se puede aislar en cada bucle individual o de tipo en cadena entre los bucles separados. La efectividad de la tecnología de sellado explicada en el presente documento permite la flexibilidad para proporcionar tales configuraciones híbridas. Esto, a su vez, permite la minería térmica en una amplia variedad de situaciones geológicas, lo que permite otro grado de libertad en la práctica de los métodos descritos en el presente documento.
Con mayor detalle, la figura 16 ilustra una sección transversal de un pozo perforado, también denominado en el presente documento sección lateral 16. La formación geotérmica 38 en este ejemplo es una formación de alta permeabilidad. Debido a la permeabilidad, el sellador se esparce dentro del espacio poroso en la formación e inmediatamente cerca del pozo 16 permanece sin reaccionar, referenciado con el número 60. Hacia el exterior del área del sellador sin reaccionar hay un espacio poroso sellado con sellador que, como en los ejemplos anteriores, se indica con el número 18.
La figura 17 ilustra el resultado de exponer el pozo de la figura 16 al fluido de trabajo. Posteriormente a este tratamiento, el área de formación que rodea el pozo se sella formando una interfaz impermeable entre el volumen interior del pozo mismo y la formación que lo rodea. Esto es particularmente ventajoso ya que el pozo sellado 16 está rodeado por una reserva de sellador 60 sin reaccionar. En caso de compromiso del sello del pozo por actividad sísmica u otra actividad perjudicial, el pozo puede mantener su integridad y capacidad de sellado mediante la autocuración con la reacción entre la reserva de reactivo disponible y el fluido de trabajo. Esto claramente tiene ventajas muy significativas en términos de reducir los costos de operación y mantenimiento a lo largo del tiempo, lo que, por supuesto, mitiga en gran medida el gasto de capital inicial asociado con la síntesis inicial del sistema de pozos.
Con respecto a la roca con permeabilidad baja o media, cuyo ejemplo es el granito, la lutolita o la lutita, el espacio poroso, las fracturas, las fisuras, los planos de exfoliación, etc. pueden rellenarse con sellador en la periferia del pozo 16 para formar una interfaz impermeable en un solo paso sin requerir fluido de trabajo reactivo o tratamiento adicional. En consecuencia, se comprenderá que la permeabilidad geológica no presenta ningún problema de extracción de calor geotérmico considerando el alcance de los métodos explicados en el presente documento.
Como beneficio adicional, la tecnología puede extenderse a los ámbitos de reparación y acondicionamiento. Una de las bases de esta tecnología es una solución respetuosa con el medio ambiente para la creación de energía en el campo geotérmico que evita la fracturación que requiere un manejo de fluidos poco atractivo. Un segundo fundamento es que la tecnología proporciona un verdadero sistema de bucle cerrado en oposición al que se ha caracterizado incorrectamente en la técnica anterior como bucle cerrado.
Dado que la tecnología permite un protocolo de sellado altamente efectivo con los beneficios de recuperación geotérmica enumerados, se ha descubierto que la tecnología se puede aplicar para reparar pozos geotérmicos ineficaces, no usados o inoperables. Estos pozos pueden quedar inutilizables o inoperables debido a una serie de problemas, como tasas de flujo bajas, fracturas ineficaces, formaciones no consolidadas y los consiguientes problemas de producción de arena, corrosión excesiva de la salmuera o problemas de lixiviación, entre otros. En consecuencia, cuando no sea posible el acondicionamiento a una nueva disposición geotérmica sin fracturación como se describe en el presente documento, el sitio inoperable se abandonará mediante la eliminación del revestimiento innecesario y los componentes auxiliares, o cuando sea posible, se reparará con operaciones costosas y ambientalmente polémicas, como fracturación o potencialmente mediante la reperforación de pozos completos. En vista del hecho de que el grado de permeabilidad no es un problema, la tecnología de sellado presenta un atractivo beneficio de reparación.
Con respecto a la conversión o acondicionamiento de los pozos geotérmicos existentes, la preexistencia de los pozos permite que la tecnología se implemente con ventajas económicas significativas, elimina la necesidad de la gestión de fluidos de fracturamiento, la sismicidad inducida y los riesgos ambientales, y hace que un sitio de acondicionamiento, anteriormente ampliamente reconocido como una fuente de energía perjudicial para el medio ambiente, sea una plataforma de energía verde a partir de la cual seguir construyendo.
En términos de implementaciones adicionales del alcance de la tecnología, ahora se hará referencia a las figuras avanzadas.
En la figura 19, el bucle 64 del pozo comprende un sistema de bucle cerrado que tiene un pozo 10 de entrada y un pozo 20 de salida, dispuestos dentro de una formación geológica, que puede ser, por ejemplo, una formación geotérmica, una formación de baja permeabilidad, una formación sedimentaria, una formación volcánica o una formación de "basamento" que se describe más apropiadamente como roca cristalina que se encuentra debajo de la cuenca sedimentaria (no se muestra ninguna).
El bucle 64 del pozo y el ciclo 66 de potencia están en contacto térmico por medio del intercambiador 68 de calor que recupera calor del fluido de trabajo que circula en el bucle 64 en la formación que posteriormente se usa para generar potencia con el generador 70 en el ciclo 66. Como ejemplo, la temperatura de la formación puede estar en el rango de entre 80 °C y 150 °C.
En la disposición ilustrada, se usan dos fluidos de trabajo distintos. A continuación, se discutirán más detalles sobre los fluidos. Es posible modificar el fluido de trabajo usado dentro de la operación de bucle de pozo del sistema a bajas temperaturas.
Como tal, los módulos de generación de potencia actualmente disponibles generalmente limitan la temperatura de entrada del fluido de trabajo del ciclo de potencia a más de 0 °C en el intercambiador de calor primario. Se habilita una relación de presión de turbina más alta al bajar la temperatura del fluido de trabajo por debajo de cero. Sin embargo, los proyectos geotérmicos convencionales están limitados por la posible congelación del fluido geotérmico al otro lado del intercambiador de calor.
Estas limitaciones en la tecnología actual se superan mediante la implementación de un sistema de ciclo de potencia segregado en combinación con un pozo de bucle cerrado.
Los fluidos pueden modificarse con aditivos para evitar la congelación a temperaturas bajo cero °C. Los aditivos adecuados incluyen agentes antiincrustantes, agentes anticorrosión, reductores de fricción y productos químicos anticongelantes, refrigerantes, biocidas, hidrocarburos, alcoholes, fluidos orgánicos y combinaciones de los mismos.
Un beneficio sustancial del fluido personalizado de trabajo del bucle de pozo en combinación con el ciclo de potencia segregado es que no se ve afectado por temperaturas ambiente muy frías y, por lo tanto, facilita el uso de cualquier ciclo de energía genérico (incluidos ORC, Kalina, ciclo portador de carbono, CTPC) para aumentar la producción de potencia neta más alta cuando se usa junto con un bucle de pozo como se establece en la figura 19. En esta disposición, el calor se transfiere desde el primer fluido de trabajo al segundo fluido de trabajo cuando la temperatura del segundo fluido de trabajo está a cero °C o bajo cero °C.
Las disposiciones opcionales con el circuito segregado se ilustran en las figuras 20 y 21.
La figura 20 ilustra un circuito segregado que incorpora un bucle 12 del pozo en contacto térmico con dos intercambiadores 18 de calor distintos, cada uno con su propio generador 22 de potencia formando una disposición en paralelo. De manera similar, la figura 21 ilustra una disposición en serie.
El ciclo de energía del bucle del pozo integrado es un sistema de bucle cerrado en el que el fluido de trabajo seleccionado circula dentro del bucle del pozo y luego fluye hacia una turbina en la superficie, como se muestra en la figura 22. El número 72 indica el esquema general del proceso. En este proceso, se usa un solo fluido en lugar de tener un fluido de bucle de pozo discreto y un fluido de trabajo de ciclo de potencia secundario. El fluido de trabajo en este ciclo de bucle cerrado puede operar ya sea como un ciclo transcrítico, donde el fluido es supercrítico a la presión de trabajo superior y subcrítico a la presión de trabajo más baja, o como un ciclo completamente supercrítico donde el fluido permanece supercrítico a la presión de trabajo más baja.
Como es sabido, un ciclo transcrítico es un ciclo termodinámico en el que el fluido de trabajo pasa por los estados subcrítico y supercrítico. El aparato incluye además un dispositivo de refrigeración, que se muestra en el ejemplo como un refrigerador aéreo 74 y una turbina 76 con un generador 78. El refrigerador aéreo 74 se usa para refrigerar el fluido de trabajo a una temperatura entre 1°C y 15°C por encima de la temperatura ambiente. También se debe tener en cuenta que el fluido de trabajo se puede refrigerar a una temperatura bajo cero °C. La referencia a la figura 24 delinea los datos de rendimiento.
El mecanismo de accionamiento en este ciclo integrado es un termosifón muy fuerte que surge debido a la diferencia de densidad entre el pozo vertical 10 de entrada y el pozo vertical 20 de salida. El fluido está en estado líquido supercrítico en el pozo 10 de entrada, se calienta a medida que recorre las secciones laterales 80 de interconexión y sale en estado supercrítico en el pozo 20 de salida, lo que crea una presión significativa.
El efecto termosifón puede eliminar por completo la necesidad de una bomba de superficie en condiciones
normales de funcionamiento, excepto durante el arranque. Ventajosamente, esto elimina la potencia requerida para operar la bomba y aumenta la producción de potencia eléctrica neta.
Trabajando en conjunto con el circuito del bucle del pozo está el uso de fluidos personalizados y mezclas adaptadas al diseño, la profundidad, la longitud y la temperatura ambiente del pozo. La técnica anterior solo analiza el uso de dióxido de carbono o fluidos de hidrocarburos puros. Con un sistema de bucle cerrado como el que se analiza en el presente documento, el costo inicial y la complejidad de una mezcla de fluidos es solo un factor menor en la economía general. Por lo tanto, se pueden usar otros fluidos, como un fluido que tenga al menos una propiedad seleccionada del grupo que comprende: un fluido de trabajo para usar en la recuperación de energía térmica de un pozo geotérmico que tiene un pozo de entrada, un pozo de salida y un segmento de pozo interconectado entre ellos, dicho fluido de trabajo tiene al menos una propiedad seleccionada del grupo que comprende:
a) una relación de entalpía de temperatura sustancialmente no lineal dentro del segmento de interconexión a presiones superiores a 10 MPa y temperaturas inferiores a 180 °C para maximizar el diferencial de temperatura y la transferencia de calor entre el fluido y la fuente de calor de fondo de pozo circundante;
b) capaz de sufrir una reacción reversible sensible a la presión que es endotérmica a presión elevada y exotérmica a presión inferior a la presión elevada;
c) una mezcla fluida que contiene una reacción de absorción química que es endotérmica dentro de la sección de interconexión/lateral;
d) una solución acuosa de electrolito con solubilidad dependiente de la temperatura y la presión, que produce un efecto endotérmico dentro de la sección de interconexión/lateral;
e) fluido a base de agua que contiene una composición reductora de la fricción de arrastre turbulento que no se degrada cuando se expone a alto cizallamiento;
f) fluido supercrítico;
g) mezcla de amoníaco-etano;
h) combinaciones funcionales de a) a g)
Se ha encontrado que los fluidos que exhiben una relación temperatura-entalpía sustancialmente no lineal dentro de la porción lateral del bucle del pozo y/o que exhiben una reacción reversible sensible a la presión que es endotérmica a presión elevada y exotérmica a presión inferior a la presión elevada pueden aumentar considerablemente la generación de potencia. Esto se desarrolla porque el diferencial de temperatura promedio entre la temperatura de la roca de campo lejano y la temperatura del fluido circulante aumenta, lo que genera una mayor transferencia de calor desde la formación geológica.
Un ejemplo de este tipo de fluido para usar en una configuración segregada es una solución acuosa de electrolito/precipitado con solubilidad dependiente de la temperatura, en la que el agua está súper saturada en la parte superior del pozo de entrada. Las partículas sólidas se mantienen en suspensión con un agente antiincrustante (agente antifloculante) y con flujo turbulento (similar a un lodo de perforación). En las secciones laterales, la temperatura aumenta, por lo que también aumenta la solubilidad de los sólidos en suspensión. Esto permite que la solución absorba endotérmicamente el calor de la roca (básicamente aumenta la capacidad calorífica efectiva del fluido) a medida que las partículas sólidas se disuelven en el agua. En el intercambiador de calor del ciclo calor a potencia segregado, la temperatura está disminuyendo, por lo que la sustancia sólida se precipita exotérmicamente.
Los fluidos útiles incluyen soluciones acuosas con los siguientes solutos como ejemplos: acetato de amonio, dihidrogenofosfato de amonio, formiato de amonio, nitrato de amonio, bromuro de potasio, cloruro de potasio, formiato de potasio, hidrogenocarbonato de potasio, nitrato de potasio, acetato de sodio, carbonato de sodio y fosfato monosódico.
Usar una sola turbina y tener una eficiencia adecuada en un rango completo de condiciones ambientales es problemático. Se ha encontrado que el uso de dos o más turbinas en serie o en paralelo que están optimizadas para diferentes condiciones ambientales soluciona el problema. Durante los períodos de temperaturas más frías, la lógica de control (no se muestra) cambia automáticamente el fluido de trabajo a la turbina adecuada para mantener una alta eficiencia durante todo el año.
Con referencia ahora a las figuras 25 y 25A, se muestra una ilustración esquemática de una cadena de pozos, indicada globalmente por el número 82. En esta realización, cada ubicación en la superficie, generalmente indicada con el número 84, incluye un pozo 86 de inyección conectado a un conducto de pozo lateral o segmento 88 de interconexión y un pozo 90 de producción. De esta manera, la estructura de pozo continuo se suscribe a una
estructura generalmente en forma de U. El segmento de pozo lateral puede comprender un sistema 36 de pozo, como se describe en la figura 3 o cualquiera de las otras configuraciones explicadas anteriormente.
Como se ilustra, cada ubicación 84 es discreta y está unida a ubicaciones próximas de una manera elegante y ventajosa. Como ejemplo, la distancia entre ubicaciones puede ser de 3500 metros a 6000 metros. Esto, por supuesto, variará de una situación a otra.
En funcionamiento, el fluido de trabajo circula en el pozo 86 de inyección de una ubicación 84, se procesa opcionalmente a través de, por ejemplo, un aparato de generación de potencia (no mostrado) para recuperar la energía térmica y posteriormente pasa como una corriente de salida para ser una corriente de alimentación de entrada para un pozo 86 de inyección de una ubicación próxima 84. La línea 92 de cadena ilustra esta secuencia de retransmisión o cadena. Dado que no se recupera todo el calor, la corriente de alimentación de entrada para el pozo 86 de una ubicación próxima se precalienta para inyectarla en el conducto lateral 88. Luego, el proceso se reinicia para repetirse en la siguiente ubicación 84.
Volviendo ahora a la figura 26, se muestra una realización adicional de la invención, por ejemplo, un sistema de 8.000 kW a 12.000 kW. En este ejemplo, los bucles individuales pueden unirse en una ubicación centralizada 94 para centralizar el aparato de generación de potencia (no mostrado) para aumentar la potencia y la eficiencia.
Las figuras 27 y 28 ilustran operaciones a menor escala, 4000 Kw - 6000 kW (figura 27) y 2000 kW - 3000 kW (figura 28).
Una de las características significativas de emplear la implementación en cadena es la falta de un requisito para un conducto de retorno cerca de la superficie. Cuando sea necesario, como en las disposiciones de bucle de pozo convencionales, los costos de capital exceden el 10% del capital total del proyecto, puede haber una necesidad de negociar los derechos de paso y una pérdida de calor de ~3 °C y una pérdida de presión provocan una menor eficiencia.
Por el contrario, la conexión en cadena, dado que los bucles del pozo están conectados de adelante hacia atrás, elimina la necesidad de un conducto de retorno cerca de la superficie. Además, los bucles emparejados actúan como conducto de retorno entre sí y el par usa el calor residual como entrada para crear la corriente precalentada anteriormente.
Otras ventajas incluyen una mayor producción de potencia sin interrupción de la superficie (huella), ya que todo está bajo la superficie y hay una distancia reducida entre las ubicaciones 84. Esto reduce proporcionalmente el coste si se puede usar un conducto 88 más corto debido al aumento de temperatura del diseño de la corriente de alimentación precalentada.
Los pozos en los ejemplos se forman empleando la metodología de sellado durante la perforación descrita. Se entenderá que se puede incorporar cualquier combinación de configuraciones de pozos en la disposición de tipo en cadena. Además, se puede usar cualquier combinación de técnicas destructivas para formar los pozos en el ejemplo de la cadena, así como en cualquiera de las otras configuraciones que se muestran en todas las figuras. En algunas figuras, se incluye una referencia a una designación "n" junto con el número de figura. Un ejemplo es la figura 6 que tiene un área indicada como 6n. Esto es para representar que cualquier número, por lo tanto n, de pozos adicionales puede apilarse verticalmente o colocarse en una relación paralela o ambas cosas con el que se muestra. El tipo de pozo puede ser diferente o el mismo para los pozos adicionales.
Como se enumera en los ejemplos, la tecnología que se establece en el presente documento se basa en la capacidad de formar una formación geotérmica, independientemente de la permeabilidad, en un pozo de eficiencia energética para una conductividad máxima. Esta capacidad, cuando se combina con fluidos de trabajo altamente efectivos, da como resultado una metodología notable.
La circulación de fluidos dentro de los pozos puede ocurrir en cualquier patrón y dirección que facilite la eficiencia. Esto vendrá dictado en parte por la naturaleza de la formación y será determinado y apreciado por los expertos en la técnica.
Claims (18)
1. - Un método para formar un pozo (16) de bucle cerrado en una formación (38) para la recuperación de calor geotérmico, comprendiendo el pozo (16) un circuito continuo, en el que dicho método comprende:
formar, durante una operación de perforación, una interfaz entre dicho pozo y dicha formación (38) que se extiende al menos entre un pozo (10) de entrada y un pozo (20) de salida de dicho bucle al inducir daños a dicha formación con un mecanismo químico, en el que dicha interfaz es impermeable a los fluidos; e
introducir un fluido de trabajo en el pozo mientras al menos una porción del pozo es de agujero abierto y mientras se mantiene la interfaz impermeable a los fluidos.
2. - El método según se establece en la reivindicación 1, en el que dicho mecanismo químico comprende utilizar un fluido de perforación a base de silicato alcalino.
3. - El método según se establece en la reivindicación 2, en el que dicho fluido de perforación a base de silicato alcalino incluye al menos uno de potasio, sodio y aluminosilicato de sodio.
4. - El método según se establece en la reivindicación 2, en el que dicho fluido de perforación tiene una concentración de silicato alcalino de entre 0,3% y 10% en masa en agua.
5. - El método según se establece en la reivindicación 4, en el que dicho fluido de perforación tiene una concentración de silicato alcalino de entre 3% y 6% en masa en agua.
6. - El método según la reivindicación 4, en el que dicho fluido de perforación tiene un pH no inferior a 10,5.
7. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, que incluye además el paso de aumentar la capacidad de sellado y la integridad mecánica de una interfaz formada en una operación de unidad química adicional.
8. - El método según se establece en la reivindicación 7, en el que dicha operación unitaria química adicional incluye tratar dicha interfaz con al menos uno de salmuera de cloruro de calcio, ácidos, CO2, surfactantes y ésteres.
9. - El método según la reivindicación 7, en el que dicha operación de unidad química comprende tratar dicha interfaz formada con un compuesto capaz de unirse químicamente a dicha interfaz formada.
10. - El método según la reivindicación 9, en el que dicho compuesto comprende cenizas volantes exfoliadas.
11. - El método según la reivindicación 9, en el que dicho compuesto comprende al menos uno de grafeno activado en superficie, óxido de grafeno, fibras de carbono y mezclas de los mismos.
12. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, que incluye además hacer circular un fluido de trabajo dentro de dicho pozo que contiene un aditivo de mantenimiento de la interfaz para mantener la impermeabilidad durante el uso.
13. - El método según la reivindicación 12, que además incluye mantener la presión del fluido de trabajo dentro de dicho pozo a una presión suficiente para mantener la integridad estructural de dicho pozo cuando sea necesario.
14. - El método según la reivindicación 12, en el que dicho fluido de trabajo comprende:
una relación de entalpía de temperatura no lineal dentro de una sección de pozo de interconexión entre el pozo (10) de entrada y el pozo (20) de salida a presiones superiores a 10 MPa y temperaturas inferiores a 180 °C para maximizar el diferencial de temperatura y la transferencia de calor entre dicho fluido y la formación circundante (38).
15. - El método según la reivindicación 7, que incluye además hacer circular un fluido de trabajo dentro de dicho pozo que contiene un aditivo de mantenimiento de interfaz para mantener la impermeabilidad en uso.
16. - El método según la reivindicación 15, en el que dicho aditivo de mantenimiento de la interfaz induce la autorreparación de cualquier área de permeabilidad comprometida de dicha interfaz.
17. - El método según la reivindicación 12, en el que dicho aditivo de mantenimiento de la interfaz induce la autorreparación de cualquier área de permeabilidad comprometida de dicha interfaz.
18. - El método según la reivindicación 12, en el que dicho aditivo de mantenimiento de la interfaz precipita el silicato alcalino sin reaccionar que queda del proceso de perforación.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201862693950P | 2018-07-04 | 2018-07-04 | |
| US201862714674P | 2018-08-04 | 2018-08-04 | |
| PCT/CA2019/000076 WO2020006620A1 (en) | 2018-07-04 | 2019-05-28 | Method for forming high efficiency geothermal wellbores |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2952529T3 true ES2952529T3 (es) | 2023-11-02 |
Family
ID=69059425
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES19830007T Active ES2952529T3 (es) | 2018-07-04 | 2019-05-28 | Método para formar pozos geotérmicos de alta eficiencia |
Country Status (22)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11242726B2 (es) |
| EP (1) | EP3698014B1 (es) |
| JP (1) | JP6848006B2 (es) |
| KR (1) | KR102244022B1 (es) |
| CN (2) | CN110685636B (es) |
| AU (1) | AU2019203681A1 (es) |
| BR (1) | BR112020015313B1 (es) |
| CA (1) | CA3044153C (es) |
| CL (1) | CL2020001470A1 (es) |
| CO (1) | CO2020015501A2 (es) |
| ES (1) | ES2952529T3 (es) |
| HR (1) | HRP20231185T1 (es) |
| HU (1) | HUE063442T2 (es) |
| IS (1) | IS9120A (es) |
| MX (2) | MX2019007513A (es) |
| NZ (1) | NZ764529A (es) |
| PE (1) | PE20220534A1 (es) |
| PH (1) | PH12020551084A1 (es) |
| PL (1) | PL3698014T3 (es) |
| RS (1) | RS64779B1 (es) |
| SG (1) | SG11202005041VA (es) |
| WO (1) | WO2020006620A1 (es) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130042997A1 (en) * | 2011-08-15 | 2013-02-21 | Tai-Her Yang | Open-loopnatural thermal energy releasing system wtih partialreflux |
| US11274856B2 (en) * | 2017-11-16 | 2022-03-15 | Ari Peter Berman | Method of deploying a heat exchanger pipe |
| CA3044153C (en) | 2018-07-04 | 2020-09-15 | Eavor Technologies Inc. | Method for forming high efficiency geothermal wellbores |
| CA3167574A1 (en) * | 2018-08-12 | 2020-02-12 | Eavor Technologies Inc. | Method for thermal profile control and energy recovery in geothermal wells |
| US11359597B2 (en) * | 2018-10-04 | 2022-06-14 | Gaylord Olson | Combined pumped hydro and thermal energy storage |
| PL3887640T3 (pl) | 2018-11-26 | 2024-03-25 | Sage Geosystems Inc. | Układ, sposób i kompozycja do kontrolowania przyrostu szczeliny |
| WO2021081667A1 (en) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | 102062448 Saskatchewan Ltd | Processes and configurations for subterranean resource extraction |
| CN111236904B (zh) * | 2020-01-19 | 2021-03-23 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种双水平井对接连通隔水取热的地热开采方法 |
| CN111365871B (zh) * | 2020-02-26 | 2021-08-31 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种增强型深井换热器 |
| CN111351244B (zh) * | 2020-02-26 | 2021-08-03 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种双井闭式增强型地热系统 |
| CN111119800B (zh) * | 2020-03-03 | 2022-05-24 | 付万春 | 石墨烯和热碳开采可燃冰的系统及开采方法 |
| CA3100013C (en) * | 2020-04-21 | 2023-03-14 | Eavor Technologies Inc. | Method for forming high efficiency geothermal wellbores using phase change materials |
| WO2021257923A1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-12-23 | Sage Geosystems Inc. | System, method, and composition for geothermal heat harvest |
| CA3085901C (en) | 2020-07-06 | 2024-01-09 | Eavor Technologies Inc. | Method for configuring wellbores in a geologic formation |
| JP2023535355A (ja) * | 2020-07-15 | 2023-08-17 | エバー・テクノロジーズ・インコーポレーテッド | 地質学的形成体中に掘削孔を構成するための方法 |
| US20240035710A1 (en) * | 2020-07-21 | 2024-02-01 | Eavor Technologies Inc. | Construction and operation of geothermal wells |
| CN111894547A (zh) * | 2020-07-30 | 2020-11-06 | 陕西煤业化工技术研究院有限责任公司 | 换热型水平井、换热型十字正交水平井工厂及施工方法 |
| CN116368335A (zh) * | 2020-08-05 | 2023-06-30 | 埃沃尔技术股份有限公司 | 使用多种工作流体来生成地热能 |
| CA3191883A1 (en) | 2020-08-28 | 2022-03-03 | Eavor Technologies Inc. | Cooling for geothermal well drilling |
| CN111994644A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-11-27 | 西北农林科技大学 | 一种面向山地果园的果筐转载系统 |
| CN111997544B (zh) * | 2020-10-22 | 2022-08-02 | 中国电建集团河南工程有限公司 | 沉积盆景超深层热储地热钻井施工方法 |
| CN112682001B (zh) * | 2020-12-30 | 2022-07-19 | 山西工程技术学院 | 基于手驱连杆伸缩定位式煤矿倾斜大直径钻孔封闭方法 |
| CN113356843B (zh) * | 2021-06-30 | 2023-04-28 | 中国石油大学(北京) | 针对地层的井壁稳定性分析方法、装置、介质及设备 |
| CN113513299A (zh) * | 2021-08-04 | 2021-10-19 | 广州海洋地质调查局 | 一种干热岩直井同井注采方法 |
| US20230059338A1 (en) * | 2021-08-20 | 2023-02-23 | National Oilwell Varco, L.P. | Systems and methods for electricity generation |
| CA3232829A1 (en) * | 2021-09-27 | 2023-03-30 | Lev M. Ring | Downhole heat exchanger for geothermal power systems |
| US11434740B1 (en) | 2021-10-13 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing and rupturing rock formations for enhancing heat exchange efficiency in geothermal wells |
| CN113863910B (zh) * | 2021-10-27 | 2022-05-06 | 西安科技大学 | 一种煤炭地下原位气化与热能共采一体化方法 |
| AU2021474106A1 (en) * | 2021-11-17 | 2024-05-09 | Eavor Technologies Inc. | Mitigating fluid loss or inflow in a closed-loop geothermal system |
| US11499086B1 (en) | 2021-12-20 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean drilling and completion in geothermal wells |
| CN114198016B (zh) * | 2021-12-31 | 2022-09-16 | 北京派创石油技术服务有限公司 | 地热闭环工质循环开采方法 |
| US11976236B2 (en) | 2022-01-26 | 2024-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing integrity and thermal conductivity of wellbores in geothermal operations |
| US11739247B1 (en) | 2022-02-11 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Emulsion shear bond enhanced cement |
| CN114673480B (zh) * | 2022-05-07 | 2022-11-22 | 中国矿业大学 | 一种基于多相co2介质的多侧层位式地热强化开采方法 |
| WO2023224847A1 (en) * | 2022-05-17 | 2023-11-23 | Geothermic Solution, Inc. | Thermal reach enhancement flowback prevention compositions and methods |
| US20230400226A1 (en) * | 2022-06-08 | 2023-12-14 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Geothermal cooling of a coolant used in a heat exchange equipment |
| US11708818B1 (en) | 2022-10-17 | 2023-07-25 | Roda Energy Corporation | Systems for generating energy from geothermal sources and methods of operating and constructing same |
| CN117432399A (zh) * | 2023-10-26 | 2024-01-23 | 青岛地质工程勘察院(青岛地质勘查开发局) | 一种带脉状热储地热流体可开采资源量计算方法 |
Family Cites Families (106)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3817038A (en) | 1972-09-01 | 1974-06-18 | Texaco Development Corp | Method for heating a fluid |
| US4060988A (en) | 1975-04-21 | 1977-12-06 | Texaco Inc. | Process for heating a fluid in a geothermal formation |
| US4137720A (en) | 1977-03-17 | 1979-02-06 | Rex Robert W | Use of calcium halide-water as a heat extraction medium for energy recovery from hot rock systems |
| US4411800A (en) * | 1981-04-24 | 1983-10-25 | W. R. Grace & Co. | High temperature stable fluid loss control system |
| FR2559832B1 (fr) | 1984-02-17 | 1986-05-30 | Rhone Poulenc Rech | Procede de colmatage reversible de formations souterraines |
| US4722397A (en) | 1986-12-22 | 1988-02-02 | Marathon Oil Company | Well completion process using a polymer gel |
| US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| JPH0637827B2 (ja) * | 1990-08-03 | 1994-05-18 | 工業技術院長 | 単一坑井による地熱抽出方法のための抽出熱量増大方法 |
| JP3091479B2 (ja) | 1990-11-30 | 2000-09-25 | 株式会社テルナイト | 逸水防止工法 |
| JP3394787B2 (ja) | 1992-07-15 | 2003-04-07 | 松下電工株式会社 | Ｆｍ受信装置の同期確定方式 |
| US5616757A (en) | 1993-04-08 | 1997-04-01 | Bausch & Lomb Incorporated | Organosilicon-containing materials useful for biomedical devices |
| US5515679A (en) | 1995-01-13 | 1996-05-14 | Jerome S. Spevack | Geothermal heat mining and utilization |
| NO302781B1 (no) | 1995-01-27 | 1998-04-20 | Einar Langset | Anvendelse av minst to adskilte brönner til utvinning av hydrokarboner til utvinning av geotermisk energi |
| NO305622B2 (no) | 1996-11-22 | 2012-04-02 | Per H Moe | Anordning for utnyttelse av naturvarme |
| US5833001A (en) | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
| US5913364A (en) * | 1997-03-14 | 1999-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean zones |
| US6059036A (en) | 1997-11-26 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
| US6230804B1 (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-15 | Bj Services Company | Stress resistant cement compositions and methods for using same |
| US5992507A (en) | 1998-03-20 | 1999-11-30 | Phillips Petroleum Company | Geothermal community loop field |
| US6073448A (en) | 1998-08-27 | 2000-06-13 | Lozada; Vince M. | Method and apparatus for steam generation from isothermal geothermal reservoirs |
| DE50000891D1 (de) | 1999-07-09 | 2003-01-16 | Klett Ingenieur Gmbh | Vorrichtung zur nutzung von erdwärme und verfahren zu deren betreibung |
| CA2316059A1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
| US6668554B1 (en) | 1999-09-10 | 2003-12-30 | The Regents Of The University Of California | Geothermal energy production with supercritical fluids |
| US6301894B1 (en) | 2000-05-12 | 2001-10-16 | Albert H. Halff | Geothermal power generator |
| US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
| US6702044B2 (en) | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| JP3091479U (ja) | 2002-07-16 | 2003-01-31 | 明煌 張 | 通風性ドア構造 |
| US7251938B1 (en) | 2002-10-11 | 2007-08-07 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | System and method for recovering geothermal energy and for converting recovered geothermal energy into useful power |
| US6889780B2 (en) | 2002-12-31 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling depleted sands with minimal drilling fluid loss |
| GB2398582A (en) * | 2003-02-20 | 2004-08-25 | Schlumberger Holdings | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore |
| US7448450B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
| US7226895B2 (en) * | 2004-04-06 | 2007-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems for reducing circulation losses |
| US7146823B1 (en) | 2004-06-22 | 2006-12-12 | Earth To Air Systems, Llc | Horizontal and vertical direct exchange heating/cooling system sub-surface tubing installation means |
| CN101027480A (zh) | 2004-06-23 | 2007-08-29 | 特拉瓦特控股公司 | 开发和生产深部地热储集层的方法 |
| AU2005258224A1 (en) | 2004-06-23 | 2006-01-05 | Terrawatt Holdings Corporation | Method of developingand producing deep geothermal reservoirs |
| CA2503268C (en) | 2005-04-18 | 2011-01-04 | Core Laboratories Canada Ltd. | Systems and methods for acquiring data in thermal recovery oil wells |
| EP2010755A4 (en) * | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | HEATING SEQUENCE OF MULTIPLE LAYERS IN A FORMATION CONTAINING HYDROCARBONS |
| US20070245729A1 (en) | 2006-04-21 | 2007-10-25 | Mickleson D Lynn | Directional geothermal energy system and method |
| RU2460871C2 (ru) | 2006-10-20 | 2012-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ |
| US7740068B2 (en) | 2007-02-09 | 2010-06-22 | M-I Llc | Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations |
| US8703658B2 (en) * | 2007-03-09 | 2014-04-22 | Canadian Energy Services L.P. | Drilling fluid and methods |
| GB2450754B8 (en) | 2007-07-06 | 2013-02-06 | Greenfield Energy Ltd | Geothermal energy system and method of operation |
| US8708046B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-04-29 | Conocophillips Company | Closed loop energy production from geothermal reservoirs |
| US8616000B2 (en) | 2008-06-13 | 2013-12-31 | Michael J. Parrella | System and method of capturing geothermal heat from within a drilled well to generate electricity |
| US9423158B2 (en) | 2008-08-05 | 2016-08-23 | Michael J. Parrella | System and method of maximizing heat transfer at the bottom of a well using heat conductive components and a predictive model |
| WO2010074980A1 (en) | 2008-12-10 | 2010-07-01 | Carter Ernest E Jr | Method and apparatus for increasing well productivity |
| EP2196516A1 (en) * | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
| US8020382B1 (en) | 2008-12-23 | 2011-09-20 | Geothermic Solution LLC | Closed loop, hot dry rock heat recovery process |
| AU2010240596A1 (en) | 2009-04-20 | 2011-12-15 | Anzoic Energy Inc. | Subterranean continuous loop heat exchanger, method of manufacture and method to heat, cool or store energy with same |
| US8307896B2 (en) | 2009-04-27 | 2012-11-13 | Alberto Sarria | Two-concentric pipe system to heat fluids using the earth's interior thermal energy (deep) |
| US8381523B2 (en) | 2009-05-27 | 2013-02-26 | Zadok Eli | Geothermal electricity production methods and geothermal energy collection systems |
| US8672058B2 (en) | 2009-07-14 | 2014-03-18 | Geothermal Technologies, Inc. | Method for repairing aberrations along a drill bore wall |
| US20110048005A1 (en) | 2009-08-26 | 2011-03-03 | Mchargue Timothy Reed | Loop geothermal system |
| US20110061382A1 (en) | 2009-09-17 | 2011-03-17 | Stern Richard H | System and Method for Extracting Geothermal Energy From a Potentially Seismically Active Stratum, With Reduced Accompanying Seismic Disturbances |
| US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
| US20110100002A1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-05 | Greenfire Partners Llc | Process to obtain thermal and kinetic energy from a geothermal heat source using supercritical co2 |
| CN102093859A (zh) * | 2009-12-14 | 2011-06-15 | 武侯区巅峰机电科技研发中心 | 一种用于油气勘探开发的随钻堵漏剂 |
| CN201593889U (zh) | 2010-02-01 | 2010-09-29 | 长沙北极熊节能环保技术有限公司 | 一种地源热泵地埋管布置新装置 |
| US20110224942A1 (en) | 2010-03-11 | 2011-09-15 | Kidwell John E | GPS-tracking ground heat exchanger (GHE) performance test instrumentation network supporting a plurality of wireless portable GPS-based enthalpy-based GHE performance test instrumentation systems |
| US8822386B2 (en) | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
| CA2817971C (en) | 2010-11-16 | 2017-01-10 | InnerGeo LLC | System and method for extracting energy |
| NZ612201A (en) | 2010-12-10 | 2014-10-31 | Global Carbon Solutions Inc | Passive heat extraction and power generation |
| US9090810B2 (en) | 2010-12-14 | 2015-07-28 | Altarock Energy, Inc. | High temperature temporary diverter and lost circulation material |
| US20120174581A1 (en) | 2011-01-06 | 2012-07-12 | Vaughan Susanne F | Closed-Loop Systems and Methods for Geothermal Electricity Generation |
| US9212304B2 (en) | 2011-03-21 | 2015-12-15 | Pq Corporation | Use of high ratio aqueous alkali silicates in drilling fluids |
| WO2013040597A1 (en) * | 2011-09-16 | 2013-03-21 | Altarock Energy, Inc. | Method and system for providing temporary formation sealant |
| CN103362442B (zh) * | 2012-03-30 | 2016-01-13 | 刘洪斌 | 钻井多点连通循环采集地热法 |
| US20130255258A1 (en) | 2012-04-02 | 2013-10-03 | Ronald Lee Loveday | Rankine Cycle System |
| US9845902B2 (en) | 2012-05-13 | 2017-12-19 | InnerGeo LLC | Conduit for improved fluid flow and heat transfer |
| CN102758595A (zh) | 2012-06-05 | 2012-10-31 | 徐毅 | 地热系统的井喷处理装置 |
| US9285847B2 (en) | 2012-06-14 | 2016-03-15 | Pac, Llc | Cogeneration system and process for determining whether to use cogeneration |
| ITMI20121465A1 (it) * | 2012-09-03 | 2014-03-04 | Eni Spa | Metodo per convertire una raffineria convenzionale di oli minerali in una bioraffineria |
| JP6132225B2 (ja) | 2012-09-10 | 2017-05-24 | 国立大学法人弘前大学 | 発電方法及び発電システム |
| US9458023B2 (en) * | 2012-09-20 | 2016-10-04 | Pq Corporation | Use of aqueous alkali aluminosilicate for profile modification, water control and stabilization |
| US8794328B2 (en) | 2012-10-16 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral bore junction isolation |
| US20140133519A1 (en) | 2012-11-13 | 2014-05-15 | Braun Intertec Geothermal, Llc | Equipment and methods for designing geothermal heat exchange systems |
| US20150292774A1 (en) | 2012-11-21 | 2015-10-15 | Aavid Thermalloy, Llc | System and method for geothermal heat harvesting |
| US20140326668A1 (en) | 2013-05-06 | 2014-11-06 | Innergeo | Using geopressure to desalinate water |
| DE112013007269T5 (de) * | 2013-07-25 | 2016-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bohrlochisolationsvorrichtungen und Verfahren zur Verwendung zum Verhindern von Abpumpung |
| US10260778B2 (en) | 2013-08-27 | 2019-04-16 | Geovarme As | Geothermal power plant |
| GB2518442A (en) | 2013-09-23 | 2015-03-25 | Statoil Petroleum As | Method of treating a borehole |
| US20150198019A1 (en) | 2014-01-12 | 2015-07-16 | Joseph A. Affholter | In Situ Retorting of Hydrocarbons and Selected Metal |
| US20170211849A1 (en) | 2014-03-07 | 2017-07-27 | Greenfire Energy Inc | Process and method of producing geothermal power |
| WO2015192011A1 (en) | 2014-06-13 | 2015-12-17 | Greenfire Energy Inc | Geothermal loop energy production systems |
| CN203978273U (zh) | 2014-07-11 | 2014-12-03 | 贵州有色地质工程勘察公司 | 碳酸盐岩及硬质岩石地埋管钻孔及灌浆装置 |
| US20160040518A1 (en) | 2014-08-06 | 2016-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids |
| JP6328019B2 (ja) * | 2014-09-22 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | 反応性金属を含有するダウンホールツール部材及び分解性樹脂組成物を含有するダウンホールツール部材を備えるダウンホールツール、並びに坑井掘削方法 |
| EP3230659A1 (en) | 2014-12-09 | 2017-10-18 | Energeotek AB | System for providing energy from a geothermal source |
| JP2016118078A (ja) | 2014-12-23 | 2016-06-30 | ソリューション・クリエイターズ株式会社 | 地熱抽出の促進方法及び地熱抽出促進型閉ループ循環地熱発電システム |
| GB2552612A (en) | 2015-04-29 | 2018-01-31 | Halliburton Energy Services Inc | Grout fluids for use in a geothermal well loop |
| WO2017053884A1 (en) | 2015-09-24 | 2017-03-30 | Geothermic Solution, Llc | Geothermal heat harvesters |
| US10100602B2 (en) * | 2015-11-11 | 2018-10-16 | Byk Usa Inc. | Self-pressurizing soluble alkali silicate for use in sealing subterranean spaces |
| US9957434B2 (en) * | 2015-11-18 | 2018-05-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Cementitious compositions comprising a non-aqueous fluid and an alkali-activated material |
| WO2017146712A1 (en) | 2016-02-25 | 2017-08-31 | Greenfire Energy Inc. | Geotherman heat recobery from high-temperatute, low-permeability geologic formations for power generation using closed-loop systems |
| CN106246142B (zh) | 2016-08-30 | 2018-10-12 | 湖南中大经纬地热开发科技有限公司 | 一种基于复杂岩土地层的地热井 |
| CN206477824U (zh) * | 2016-09-20 | 2017-09-08 | 威拓股份有限公司 | 开发地热能的设备 |
| WO2018112610A1 (en) | 2016-12-23 | 2018-06-28 | Grant Nevison | Enhancing geothermal energy production in a well |
| CA2998782A1 (en) | 2017-04-08 | 2018-10-08 | Alberta Geothermal Corporation | Method and apparatus for recycling wells for energy production in a geothermal environment |
| CA3013374A1 (en) | 2017-10-31 | 2019-04-30 | Eavor Technologies Inc. | Method and apparatus for repurposing well sites for geothermal energy production |
| CN107642329A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-01-30 | 中国煤炭地质总局水文地质局 | 一种中深层u型对接地热井套管管路密封运行的工艺方法 |
| WO2019095032A1 (en) | 2017-11-18 | 2019-05-23 | Eavor Technologies Inc. | Method of generating geothermal power with sealed closed well loop |
| WO2019157341A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | Greenfire Energy Inc. | Closed loop energy production from producing geothermal wells |
| AU2019202101A1 (en) | 2018-05-10 | 2019-11-28 | Eavor Technologies Inc | Fluid for use in power production environments |
| CA3044153C (en) | 2018-07-04 | 2020-09-15 | Eavor Technologies Inc. | Method for forming high efficiency geothermal wellbores |
| CA3167574A1 (en) | 2018-08-12 | 2020-02-12 | Eavor Technologies Inc. | Method for thermal profile control and energy recovery in geothermal wells |
-
2019
- 2019-05-23 CA CA3044153A patent/CA3044153C/en active Active
- 2019-05-26 US US16/423,020 patent/US11242726B2/en active Active
- 2019-05-27 AU AU2019203681A patent/AU2019203681A1/en active Pending
- 2019-05-28 KR KR1020207018784A patent/KR102244022B1/ko active IP Right Grant
- 2019-05-28 HU HUE19830007A patent/HUE063442T2/hu unknown
- 2019-05-28 RS RS20230881A patent/RS64779B1/sr unknown
- 2019-05-28 HR HRP20231185TT patent/HRP20231185T1/hr unknown
- 2019-05-28 SG SG11202005041VA patent/SG11202005041VA/en unknown
- 2019-05-28 NZ NZ764529A patent/NZ764529A/en unknown
- 2019-05-28 BR BR112020015313-3A patent/BR112020015313B1/pt active IP Right Grant
- 2019-05-28 PE PE2020000792A patent/PE20220534A1/es unknown
- 2019-05-28 IS IS9120A patent/IS9120A/is unknown
- 2019-05-28 ES ES19830007T patent/ES2952529T3/es active Active
- 2019-05-28 WO PCT/CA2019/000076 patent/WO2020006620A1/en active Application Filing
- 2019-05-28 PL PL19830007.1T patent/PL3698014T3/pl unknown
- 2019-05-28 EP EP19830007.1A patent/EP3698014B1/en active Active
- 2019-05-31 JP JP2019102547A patent/JP6848006B2/ja active Active
- 2019-06-21 MX MX2019007513A patent/MX2019007513A/es unknown
- 2019-06-21 MX MX2022009437A patent/MX2022009437A/es unknown
- 2019-07-03 CN CN201910593698.5A patent/CN110685636B/zh active Active
- 2019-07-03 CN CN202210747663.4A patent/CN115163003A/zh active Pending
-
2020
- 2020-06-02 CL CL2020001470A patent/CL2020001470A1/es unknown
- 2020-07-14 PH PH12020551084A patent/PH12020551084A1/en unknown
- 2020-12-11 CO CONC2020/0015501A patent/CO2020015501A2/es unknown
-
2022
- 2022-02-04 US US17/665,002 patent/US11959356B2/en active Active
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2952529T3 (es) | Método para formar pozos geotérmicos de alta eficiencia | |
| CA3100013C (en) | Method for forming high efficiency geothermal wellbores using phase change materials | |
| AU2020302974B2 (en) | Operational protocol for harvesting a thermally productive formation | |
| US6668554B1 (en) | Geothermal energy production with supercritical fluids | |
| US11656002B2 (en) | Enhancing geothermal energy production in a well | |
| US11220882B2 (en) | Enhancing thermal conductivity of a wellbore | |
| CA3047609C (en) | Enhancing thermal conductivity of a wellbore | |
| EA043119B1 (ru) | Способ создания высокоэффективных геотермических скважинных структур | |
| CN117307121A (zh) | 超临界co2闭环开采完整储层干热岩及碳封存的方法 | |
| Śliwa et al. | Hydraulic fracturing in systems of geothermal energy utilization (EGS, HDR) |