MX2013008326A

MX2013008326A - Sistema y metodo de fracturacion para una formacion subterranea.

Info

Publication number: MX2013008326A
Application number: MX2013008326A
Authority: MX
Inventors: Grant W Nevison
Original assignee: Enfrac Inc
Priority date: 2011-01-17
Filing date: 2011-10-03
Publication date: 2014-02-27
Also published as: EP2665890B1; EP2665890A4; MX2013008324A; CA2824206A1; US8991499B2; CA2824169C; EP2665892A4; AU2011356581B2; EA030629B1; CA2824181C; US20140000899A1; WO2012097425A1; EA201370157A1; EP2665891A4; MX348151B; EA032858B1; US20160084058A1; AU2011356580A1; MX339167B; US20140008074A1

Abstract

Un método para fracturar una formación de fondo de pozo, incluye: preparar un fluido de fracturación activado que incluye mezclar gas natural gaseoso y un fluido base de fracturación en un mezclador; inyectar el fluido de fracturación activado a través de un cabezal de pozo y dentro de un pozo; y continuar la inyección del fluido de fracturación activado hasta que se fractura la formación. Un aparato para generar un fluido de fracturación activado que se usa para fracturar una formación de fondo de pozo, el aparato incluye: una fuente de fluido base de fracturación; una fuente de gas natural; y un mezclador para aceptar gas natural desde la fuente de gas natural y fluido base de fracturación desde la fuente de fluido base de fracturación y mezclar el gas natural y el fluido base de fracturación para generar el fluido de fracturación activado.

Description

SISTEMA Y MÉTODO DE FRACTURACIÓN PARA UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA SOLICITUD RELACIONADA Esta solicitud reclama el beneficio de la solicitud provisional de los Estados Unidos no. 61/443,441 presentada el 17 de enero de 2011 e incorpora la totalidad de esa solicitud mediante referencia.

CAMPO La invención se refiere a un sistema y método de fracturación para formaciones subterráneas y, en particular, a fracturación hidráulica.

ANTECEDENTES La fracturación hidráulica es una técnica común utilizada para mejorar la producción desde pozos existentes, pozos de baja productividad, pozos nuevos y pozos que ya no están produciendo. Los fluidos de fracturación y los materiales de apuntalamiento de fractura son mezclados en equipo especializado y después bombeados a través del cabezal de pozo y dentro de la formación subterránea que contiene los materiales de hidrocarburo que se van a producir. La inyección de fluidos de fracturación que transportan los materiales de apuntalamiento se completa a elevadas presiones suficientes para fracturar la formación subterránea. El fluido de fracturación lleva los materiales de apuntalamiento dentro de las fracturas. A la terminación de la inyección del fluido y el agente apuntalante, se reduce la presión y el agente apuntalante mantiene las fracturas abiertas. Se inundó entonces el pozo para remover el fluido de fracturación desde las fracturas y la formación. A la remoción de suficiente fluido de fracturación, se inicia o se reasume la producción desde el pozo utilizando el flujo mejorado a través del sistema de fractura creado. En ciertos casos, tal como la recuperación de gas natural desde los depósitos de metano de mantos carboníferos, los agentes de apuntalamiento no son aplicados y el simple acto de fracturar la formación es suficiente para proporcionar la mejora desea en la producción. La falla para remover suficiente fluido de fracturación desde de la formación puede bloquear el flujo de hidrocarburo y reducir de manera significativa la efectividad de la fractura colocada y la producción desde el pozo. A fin de mejorar la recuperación del fluido de fractura, gases, predominantemente se usan nitrógeno y dióxido de carbono en las operaciones de fracturación hidráulica.

El uso de gases en el proceso de fracturación, de manera particular dióxido de carbono y nitrógeno, es común dentro de la industria. Mediante el uso de estos gases se puede reducir o eliminar el componente líquido del fluido de fracturación. Con menos líquido utilizado en el tratamiento de fractura y la elevada movilidad y expansión del componente de gas, es mucho más fácil la remoción de los fluidos de fracturación. Además, el remplazo de los líquidos con gases puede proporcionar beneficio económico y ambiental al reducir el volumen de líquido necesario para completar el tratamiento de fracturación. En general las composiciones de fracturación que utilizan gases se pueden distinguir como fracturación de gas puro (un fluido comprendido casi de 100% gas que incluye dióxido de carbono o nitrógeno), una neblina (una mezcla compuesta de aproximadamente 95% de gas (dióxido de carbono o nitrógeno) que transporta una fase líquida), una espuma o emulsión (una mezcla compuesta de aproximadamente 50% hasta 95% de gas formado dentro de una fase líquida continua), o un fluido energizado (una mezcla compuesta de aproximadamente 5% hasta 50% de gas en una fase líquida).

El uso de nitrógeno o dióxido de carbono con fluidos de fracturación en base a aceite o agua han sido descritos en la técnica anterior, y puede proporcionar un rango de beneficios. Sin embargo, a pesar de todos esos beneficios, el uso de nitrógeno o dióxido de carbono en los tratamientos de fracturación puede aún tener ciertos efectos nocivos en el proceso de fracturación hidráulica, creando problemas durante la recuperación del fluido de fractura los cuales incrementan los costos e impactan de manera negativa en el ambiente.

Se han propuesto otros gases para obtener los beneficios alcanzados con la adición de gases a los fluidos de fracturación en tanto que se evitan al menos algunas de las dificultades inherentes encontradas con el nitrógeno y el dióxido de carbono. De modo específico, se ha propuesto el gas natural para uso en la fracturación hidráulica. El gas natural puede no ser nocivo para la roca de yacimiento, inerte a los fluidos de yacimiento, recuperable sin contaminación del gas de yacimiento y con frecuencia está fácilmente disponible.

Sin embargo, en tanto que se ha sugerido el uso de gas natural para tratamientos de fracturación hidráulica, es potencialmente nocivo, y no se ha proporcionado un aparato y método adecuado y seguro para fracturación hidráulica utilizando gas natural.

Breve Descripción De acuerdo con un aspecto de la invención, se proporciona un sistema para generar una mezcla de fluido de fracturación energizado para uso en la fracturación de una formación de fondo de pozo una mezcla de fluido de fracturación energizado. El sistema comprende: una fuente de fluido base de fracturación; una bomba de fluido base acoplada de manera fluida con la fuente de fluido base de fracturación y configurable para presurizar un fluido base por lo menos a una presión de fracturación de una formación; una fuente de gas natural licuado ("LNG", por sus siglas en inglés); un ensamble de bomba de LNG acoplado de manera fluida a la fuente de LNG y que comprende un componente de bomba configurable para presurizar el LNG por lo menos a la presión de fracturación, y un componente de calentador configurable para calentar el LNG presurizado hasta una temperatura de aplicación deseada; y un mezclador de fluido de fracturación. El mezclador tiene una primera entrada acoplada de manera fluida a la bomba de fluido de base, una segunda entrada acoplada de manera fluida al ensamble de bomba LNG y una salida para acoplamiento a un cabezal de pozo; el mezclador es para mezclar el fluido base y el gas natural calentado y presurizado para formar una mezcla de fluido de fracturación para inyección dentro del cabezal de pozo.

El componente de bomba puede comprender al menos una bomba centrífuga criogénica, acoplada de manera fluida a por lo menos una bomba criogénica; esta bomba de LNG está clasificada por lo menos a la presión de fracturación de la formación. El componente de calentador puede comprender por lo menos un intercambiador térmico acoplado de manera fluida al componente de bomba para recibir el LNG presurizado. De igual manera el intercambiador térmico está térmicamente acoplado a una fuente de calor y es capaz de calentar el LNG presurizado por lo menos hasta la temperatura de aplicación deseada. El componente de calentador puede ser un calentador catalítico sin flama. El calentador catalítico sin flama puede comprender por lo menos un elemento catalítico que puede tener comunicación de manera fluida con y es capaz de oxidar un gas combustible para generar calor, y un conducto de LNG acoplado térmicamente aunque separado de manera fluida desde el elemento catalítico y para hacer fluir LNG a través del mismo. El calentador catalítico sin flama puede comprender también múltiples elementos catalíticos colocados de manera concéntrica alrededor del conducto de LNG formando un haz catalítico para un paso individual a través del LNG a lo largo del calentador catalítico sin flama.

El mezclador puede incluir una línea de flujo principal una línea de flujo principal que incluye un extremo de entrada y un extremo de salida, y un conducto de codo conectado a y en comunicación de fluido con la línea de flujo principal entre el extremo de entrada y el extremo de salida. El conducto de codo se extiende en un ángulo agudo en un ángulo agudo desde el extremo de entrada y hay una trayectoria de flujo sustancialmente lineal a través de la línea de flujo principal. El extremo de entrada es conectado para recibir el flujo del fluido base desde la bomba de fluido base y el conducto de codo es conectado para recibir el flujo del gas natural desde el ensamble de bomba de LNG.

La fuente de LNG puede comprender por lo menos un tanque de LNG, y el sistema puede comprender además un conducto de retorno de gas natural gaseoso acoplado de manera fluida al componente de vaporizador y el tanque para alimentar gas natural gaseoso presurizado hacia el tanque a fin de presurizar el tanque.

El sistema puede comprender además un quemador, un conducto de línea de quemador acoplado de manera fluida al quemador y una válvula reductora de presión que acopla de manera fluida el conducto de línea del quemador al tanque de manera que el gas natural gaseoso en el tanque puede ser ventilado hacia el quemador. El sistema puede comprender además una fuente de gas inerte criogénico, una unidad de licuefación expansora de gas inerte acoplada de manera fluida a la fuente de gas inerte y que tiene una válvula de entrada acoplada de manera fluida al tanque para recibir gas natural gaseoso desde el tanque y una válvula de salida acoplada al tanque para suministrar LNG hacia el tanque. La unidad de licuefación de gas inerte está configurada para permitir que un gas inerte criogénico se vaporice en la misma y ocasione el suficiente enfriamiento para licuar el gas natural gaseoso en la misma en LNG. La fuente de LNG puede comprender múltiples tanques de LNG, un conducto de línea de vapor intertanque acoplado de manera fluida a cada tanque, y un conducto de línea de líquido intertanque acoplado de manera fluida a cada tanque.

La fuente de fluido base de fracturación puede comprender un suministro de un líquido de fracturación, y opcionalmente por lo menos uno de un agente apuntalante y un agente químico modificador de fracturación. La fuente de fluido base de fracturación puede incluir por lo menos uno del agente apuntalante y el agente químico modificador de fracturación y el sistema puede comprender además una licuadora para combinar el fluido base y por lo menos uno del agente apuntalante y agente químico modificador de fracturación corriente arriba del mezclador.

De acuerdo con otro aspecto de la invención, se proporciona un método para fracturar una formación de fondo de pozo. Este método comprende las siguientes etapas: proporcionar un fluido base y presurizar el fluido base por lo menos hasta una presión de fracturación de la formación; proporcionar gas natural licuado (LNG) y presurizar el LNG por lo menos hasta la presión de fracturación calentando después el LNG hasta una temperatura de aplicación deseada; mezclar el fluido base presurizado y el gas natural presurizado para formar una mezcla de fluido de fracturación energizado; inyectar la mezcla de fluido de fracturación energizado a través de un cabezal de pozo y dentro de un pozo en comunicación con la formación; y continuar la inyección de la mezcla de fluido de fracturación energizado hasta que se fractura la formación.

El fluido base de fracturación puede comprender un liquido de fracturación, y de modo opcional por lo menos uno de un agente apuntalante y un agente químico modificador de fracturación. El fluido base de fracturación puede incluir por lo menos uno del agente apuntalante y el agente químico modificador de fracturación y el método puede comprender además combinar el líquido de fracturación con dicho por lo menos un agente apuntalante y agente químico modificador de fracturación antes de mezclar el fluido base con el gas natural. El fluido de fracturación energizado puede ser una espuma.

El LNG puede ser suministrado desde por lo menos un tanque de LNG y el método puede comprender además ventilar el gas natural gaseoso en el tanque de LNG hacia un quemador. El LNG puede ser suministrado desde por lo menos un tanque de LNG y el método puede comprender además recibir gas natural gaseoso desde el tanque de LNG y enfriar el gas natural gaseoso dentro del LNG mediante la vaporización de un gas inerte criogénico y poner en contacto el gas inerte vaporizado con el gas natural gaseoso.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Se describirán ahora las modalidades de la invención con referencia a los dibujos acompañantes en los cuales: La Figura 1 es un esquema mostrado de manera general de un sistema de fracturación para inyectar una mezcla de fluido de fracturación de gas natural y un fluido base dentro de una formación subterránea de acuerdo con por lo menos algunas de las modalidades.

La Figura 2 es un esquema que ilustra los componentes principales de un sistema de fracturación como se muestra en la FIGURA 1, el cual incluye equipo de almacenamiento y suministro de gas natural comprimido de acuerdo con una primera modalidad.

La Figura 3 es un esquema que ilustra los componentes principales de un sistema de fracturación como se muestra en la Figura 1 el cual incluye equipo de almacenamiento y suministro de gas natural licuado (LNG) de acuerdo con una segunda modalidad.

La Figura 4 es un esquema que ilustra los componentes principales de un ensamble de bomba de fracturación de LNG usado en la segunda modalidad.

La Figura 5 es un esquema que ilustra un mezclador de corriente de pasta de fracturación y gas natural por lo menos para algunas de las modalidades.

La Figura 6 es un esquema que ilustra un sistema de fracturación que comprende una corriente pura de gas natural dentro de una formación subterránea de acuerdo con una tercera modalidad.

La Figura 7 es un esquema que ilustra un sistema de fracturación para inyectar una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y agente apuntalante dentro de una formación subterránea de acuerdo con una cuarta modalidad.

La Figura 8 es un esquema que ilustra un sistema de fracturación para inyectar una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base sin agente apuntalante dentro de una formación subterránea, de acuerdo con una quinta modalidad.

La Figura 9 es un esquema que muestra un sistema de fracturación para inyectar una mezcla de fluido de fracturación dentro de una formación subterránea en donde el sistema incluye equipo de ventilación y purga de gas natural, de acuerdo con una sexta modalidad.

La Figura 10 es un esquema que ilustra equipo de almacenamiento de LNG y manejo de vapor usado en la segunda modalidad.

La Figura 11 es un esquema que ilustra un controlador para controlar el sistema de fracturación de algunas de las modalidades.

La Figura 12 es un esquema que muestra una distribución de equipo en superficie de por lo menos ciertas modalidades del sistema de fracturación.

La Figura 13 es un esquema que muestra una sección generalmente a lo largo de la línea l-l de la Figura 10.

Las Figuras 14(a) y (b) son esquemas que muestran el vaporizador catalítico de otra modalidad de un ensamble de bomba de fracturación de gas natural licuado.

La Figura 15 es un diagrama de flujo de proceso que ilustra un método para fracturar una formación subterránea con una mezcla de fluido de fracturación que usa un sistema de fracturación de acuerdo con por lo menos algunas de las modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Introducción La descripción que sigue, y las modalidades descritas en ella, se proporcionan a manera de ilustración de un ejemplo, o ejemplos, de modalidades particulares de los principios de varios aspectos de la presente invención. Se proporcionan estos ejemplos para propósitos de explicación, y no de limitación, de esos principios y de la invención en sus diversos aspectos. En la descripción, están señaladas partes similares a través de la especificación y los dibujos con los mismos números de referencia respectivos. Los dibujos no están necesariamente a escala y en ciertos casos las proporciones pueden haber sido exageradas a fin de ilustrar con mayor claridad ciertas características.

Las modalidades descritas en la presente proporcionan aparatos, sistemas y métodos para fracturar una formación en un yacimiento subterráneo con una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base, o con un fluido de fracturación solamente de gas natural. En una primera modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base, en donde el gas natural es almacenado como gas natural comprimido (CNG, por sus siglas en inglés) y en donde el fluido base puede incluir un líquido de fracturación, un agente apuntalante y un viscosificante. En una segunda modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base, en donde el gas natural es almacenado como LNG y en donde el fluido base puede incluir un líquido de fracturación, un agente apuntalante y un viscosificante. En una tercera modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta un fluido de fracturación que consta solamente de una corriente de gas natural. En una cuarta modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta una mezcla de fluido de fracturación que consta solamente de una corriente de gas natural y un agente apuntalante. En una quinta modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base, en donde el fluido base está libre de agente apuntalante. En una sexta modalidad, se proporciona un sistema de fracturación que inyecta una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base y que incluye equipo de ventilación y purga de gas natural. A continuación se describirán con mayor detalle cada una de estas modalidades.

Como se utiliza en esta descripción, gas natural representa metano (CH4) solo o en combinación de metano con otros gases tales como otros gases de hidrocarburo. Con frecuencia el gas natural es una mezcla variable de aproximadamente 85% hasta 99% metano (CH4) y 5% hasta 15% etano (C2H6), con componentes adicionales decrecientes de propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12) con trazas de hidrocarburos de cadena más larga. El gas natural, como se usa en la presente, puede contener también gases inertes tales como dióxido de carbono y nitrógeno en grados variables aunque los volúmenes superiores a aproximadamente 30% degradarían los beneficios recibidos a partir de este trabajo. CNG se refiere a gas natural comprimido. LNG se refiere a gas natural licuado.

Se puede proporcionar una corriente de gas natural para fracturación hidráulica como un gas y a presión y velocidad suficientes para soportar la fracturación hidráulica del yacimiento subterráneo. La corriente de gas natural puede ser combinada con un fluido base para formar una mezcla de fluido de fracturación, o inyectada como una corriente pura (es decir, sin un fluido base) o combinada solamente con un agente apuntalante. El fluido base puede comprender un líquido de fracturación tal como un fluido de mantenimiento de pozo de hidrocarburo convencional, un líquido de fracturación que contiene uno o más agentes apuntalantes y/o uno o más viscosificantes o modificadores de reología tales como reductores de fricción. La energía hidráulica para crear la fractura en el yacimiento subterráneo se obtiene a partir de la presurización de la mezcla de gas natural gaseoso y el fluido base en superficie a velocidades combinadas suficientes para impartir la energía necesaria en el yacimiento subterráneo. Después del tratamiento de fractura, el gas natural y el líquido de fracturación acompañante pueden ser recuperados y el energizador de gas natural aplicado dirigido hacia instalaciones existentes para recuperación y venta.

Se proporciona un sistema de fracturación que incluye equipo para almacenar los componentes de la mezcla de fluido de fracturación, equipo para inyectar la mezcla de fluido de fracturación que contiene gas natural dentro de una formación subterránea, tal como un pozo de petróleo o pozo de gas, y equipo para recuperar y separar fluidos desde el pozo. En ciertas modalidades, la fuente de gas natural es gas comprimido (CNG, por sus siglas en inglés) retenido en contenedores presurizados con una bomba de fracturación que comprime adicionalmente el gas natural hasta una presión de fracturación adecuada. En otras modalidades, el gas comprimido es retenido en contenedores presurizados por encima de la presión de fracturación y liberado simplemente dentro de la corriente de fracturación. En ciertas modalidades, la fuente de gas es un recipiente que contiene gas natural licuado (LNG) con la bomba de fracturación que presuriza el LNG hasta la presión de fracturación y calienta la corriente de LNG presurizado.

El almacenamiento eficiente del gas natural de fase gaseosa se logra a la presión más elevada posible la cual, de modo común, es menor a 30 MPa (4,400 psi). La presurización del gas natural hasta los extremos comúnmente necesarios para la fracturación hidráulica se puede lograr con la alimentación en una fase gaseosa. Los compresores de fase gaseosa han sido aplicados a presiones que se aproximan a 100 MPa (15,000 psi) que por lo tanto son adecuados para comprimir el gas natural hasta una presión de fracturación apropiada.

Las corrientes de fluido de fracturación que contienen gas natural mejoran la remoción del fluido de fracturación desde el pozo y por tanto el rendimiento de producción post-fractura. El uso de gas natural evita las incompatibilidades de fluido encontradas de manera frecuente con el uso de dióxido de carbono o nitrógeno como el fluido energizante. A la terminación del tratamiento de fracturación, el componente de gas natural es recuperado con el fluido de fracturación y el petróleo y/o gas de yacimiento. El gas natural inyectado es recuperado dentro del sistema de procesamiento de petróleo y/o gas existente con poca o ninguna alteración de las operaciones normales. Esto puede eliminar la ventilación o quemado comunes para los tratamientos de fractura energizada según sea necesario para lograr la composición de gas adecuada para el gas a ventas. Además, el uso de gas natural en la corriente de fluido de fracturación puede permitir la aplicación de un gas localmente disponible a fin de obtener el beneficio de una corriente de fluido de fracturación gasificado sin la extensa logística asociada de manera frecuente con el nitrógeno o dióxido de carbono.

La Figura 1 es una ilustración genérica de los componentes principales del sistema de fracturación de acuerdo con aquellas modalidades que utilizan una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base que puede contener un agente apuntalante y/o un aditivo químico. Un líquido de fracturación es almacenado en un tanque de líquido de fracturación (13), el agente apuntalante es almacenado en un contenedor de agente apuntalante (12), y los aditivos químicos tales como un viscosificante son almacenados en un contenedor de aditivo químico (22). El gas natural es almacenado en un contenedor de gas natural (15) y una corriente de gas natural es presurizada y suministrada por medio de una bomba de gas natural de alta presión (17) y entra a un mezclador de fluido de fracturación (18) a través de un conducto (24). El gas natural almacenado en el contenedor (15) puede ser gas natural comprimido o gas natural licuado. La bomba de gas natural de alta presión (17) es un compresor si el gas natural comprimido es la fuente de una bomba de fracturación de gas natural licuado especializada si el gas natural licuado es la fuente. La salida desde la bomba de gas natural de alta presión (17), sin consideración del estado de la fuente de gas, se encuentra en un estado gaseoso.

Dentro del mezclador (18), la corriente de gas natural desde el conducto (24) es combinado con una corriente de fluido base de fase líquida desde el conducto (42); este fluido base puede comprender el líquido de fracturación opcionalmente combinado con el agente apuntalante y el aditivo químico. La mezcla de fracturación combinada entra después a un pozo (19) a través de un conducto (25) en donde se desplaza hacia abajo en el pozo hacia el yacimiento creando la fractura hidráulica utilizando la velocidad y presión de la mezcla de fluido de fracturación. A la aplicación de los materiales de fracturación deseados dentro del pozo (19), se detiene la inyección y se completa la colocación del tratamiento de fracturación. Después del tratamiento de fractura y en el momento que se considere adecuado para que el pozo sea fracturado, se abre el pozo (19) para flujo con la corriente dirigida hacia un conducto (20a) y después a través de un recipiente separador (60) en donde los gases son separados de los líquidos. El flujo inicial desde el pozo estará comprendido principalmente de los materiales de fracturación inyectados y el recipiente separador (60) es utilizado para separar el gas natural inyectado de la corriente recuperada a través del conducto (20a). Los líquidos y sólidos recuperados desde el recipiente separador (60) son dirigidos a tanques o fosos de contención (no mostrados). El gas natural a partir de la corriente recuperada sale del separador (60) y es inicialmente dirigido hacia un quemador (20) hasta que el flujo es adecuadamente estabilizado, dirigido después hacia una tubería (21) para procesamiento y venta.

En modalidades adicionales, se proporcionan métodos para fracturar un pozo utilizando un gas natural o una mezcla de gas natural y un fluido base. Un número de métodos específicos pertenece a la aplicación segura y confiable de gas natural en la forma de gas natural licuado. Los métodos que utilizan LNG para almacenamiento en sitio pueden permitir que se almacenen considerables volúmenes de manera eficiente y a presiones tan bajas como la atmosférica. Al igual que un líquido criogénico un volumen de unidad de LNG contiene aproximadamente seiscientos volúmenes de gas en condiciones atmosféricas. Por tanto, se requiere de un menor número de contenedores de almacenamiento y de una presión de almacenamiento y alimentación mucho menor con volúmenes de flujo reducidos en comparación con el gas natural comprimidos. De manera similar, la presurización de gas natural hasta las presiones extremas encontradas en la fracturación hidráulica en forma líquida como LNG es excepcionalmente eficiente. De nuevo, a medida que las velocidades volumétricas de líquido son muy reducidas y relativamente no comprimibles en comparación con el gas natural comprimido, se elimina el calentamiento por compresión y se reducen drásticamente el tamaño y los números de equipo. Esto reduce de manera significativa la complejidad de la operación eliminando muchos de los costos y riesgos que estarían presentes con las técnicas conocidas. Además, con menos piezas de equipo operando a menores presiones con menos conexiones entre el equipo, la sencillez necesaria para el movimiento frecuente del equipo entre los pozos es apoyada con el uso de LNG. Se utiliza un gas criogénico inerte a una temperatura cercana o por debajo de aquella del gas natural licuado para pre-enfriar de manera rápida, eficiente y segura el gas natural bombeado y calentado hasta una temperatura de operación antes de introducir el LNG criogénico. Esto elimina o reduce al mínimo el uso de LNG para enfriamiento evitando de este modo el quemado innecesario y potenciales problemas de seguridad acerca del enfriamiento del sistema con el gas licuado flamable. La integridad de la presión en-sitio del bombeo de gas natural licuado criogénico y el sistema de calentamiento se aumenta al máximo al combinar el bombeo y el sistema de calentamiento en una unidad individual que está permanentemente combinada. Los tanques de almacenamiento de LNG están diseñados para operar bajo presiones elevadas a fin de eliminar o reducir al mínimo los gases de ventilación durante el almacenamiento. La capacidad de presión elevada permite también reforzar la presurización durante la remoción de LNG desde los tanques de almacenamiento a las velocidades de fracturación ayudando de este modo a alimentar las bombas LNG. Como una corriente colateral, el vapor desde la bomba de fracturación de LNG es dirigida, según sea necesario hacia los tanques de almacenamiento de LNG para mantener la presión de contenedor crear el refuerzo. La energía para el calentamiento del LNG se puede adquirir de varias maneras, en donde una modalidad preferida emplea calor que es generado sin una flama. Dicho calor para una unidad portátil puede ser adquirido desde el ambiente, los desechos calor generado a partir de un motor de combustión interna, un quemador catalítico o un elemento de calentamiento eléctrico. De manera alternativa el calor puede ser generado utilizando una fuente de calor en base a flama local para el calentador o remota al proceso según lo determinen los requerimientos de seguridad.

Por lo tanto, las modalidades descritas en la presente proporcionan un sistema de fracturación y un método para utilizar el sistema de fracturación y una mezcla de fluido de fracturación para fracturar una formación subterránea. El gas natural usado en la mezcla del fluido de fracturación puede estar fácilmente disponible a un costo razonable, es amigable con el ambiente y es comercialmente recuperable. Su uso como una fase gaseosa es benéfico para mejorar la producción de petróleo y gas post-fractura en tanto que también es adecuado como un sustituto de los volúmenes líquidos del fluido de fracturación reduciendo de esta manera el impacto ambiental y los costos de fracturación. La capacidad para recuperar el gas a través de las instalaciones de producción existentes puede reducir de manera sustancial el quemado, ahorrar tiempo para colocar el pozo en producción y permite ganancias inmediatas por concepto del gas a partir del pozo. Además, la técnica es aplicable a pozos de petróleo y gas convencionales y no convencionales y adecuada para fracturación con líquidos en base a hidrocarburo, líquidos en base a agua y ácidos.

Primera Modalidad: Sistema de Fracturación que Utiliza Mezcla de Fluido de Fracturación que Comprende un Fluido Base v Gas Natural a partir de una Fuente de Gas Natural Comprimido De acuerdo con una primera modalidad y haciendo referencia a la 2, se muestra un sistema para fracturación de un yacimiento subterráneo penetrado por un pozo utilizando una mezcla de fluido de fracturación. La mezcla del fluido de fracturación se forma al combinar una corriente de gas natural con un fluido base, en donde el gas natural es a partir de una fuente de gas natural comprimido. El fluido base comprende un líquido de fracturación y puede comprender además agentes químicos viscosif ¡cantes y un agente apuntalante. De modo más particular, el líquido de fracturación puede ser cualquiera de petróleo, agua, metanol, ácido o combinaciones según se desee. El agente apuntalante puede ser arena de fraccionado natural o una partícula manufacturada. Los aditivos químicos serán los productos como se aplican de manera común para crear viscosidad dentro del líquido, reducir la fricción o crear propiedades benéficas según se desee.

Los componentes principales del sistema incluyen un tanque de suministro de líquido de fracturación, equipo para transportar y preparar el fluido base para combinación con una corriente de gas natural, un contenedor de gas natural, equipo para transportar la corriente de gas natural para combinación con el fluido base, un mezclador para combinar el fluido base y la corriente de gas natural para formar la mezcla del fluido de fracturación y equipo para transportar la mezcla del fluido de fracturación hacia el cabezal de pozo. Se describirán ahora los componentes específicos del sistema de fracturación. Un tanque de líquido de fracturación (13) adecuado para líquidos en base a agua o hidrocarburo es conectado a través de un conducto (26) a un combinador de fracturación (14) con agentes químicos viscosificantes agregados por medio de un conducto desde el contenedor de aditivo químico (22). Los tanques de líquido de fracturación (13) pueden ser cualquiera de aquellos comunes dentro de la industria para fracturación hidráulica y puede aplicar más de un tanque u otra disposición adecuada para almacenar suficiente volumen de líquido. El conducto (26) al igual que todos los demás conductos mostrados en la Figura 2, es una tubería o manguera clasificada para la aplicación y condiciones descritas. El combinador (14) recibe el líquido de fracturación viscosificado y combina el agente apuntalante desde un contenedor de suministro de agente apuntalante (12) con el líquido de fracturación para formar el fluido base que está ahora en una forma de pasta. El combinador (14) es una unidad muti-tarea que extrae líquidos desde el tanque de fluidos de fracturación con una bomba centrífuga (no mostrada), acepta agentes químicos desde el contenedor de aditivo químico (22) y los mezcla con el fluido de fracturación, con frecuencia dentro de la bomba centrífuga.

El líquido de fracturación es combinado con el agente apuntalante a partir del contenedor de suministro de agente apuntalante (12) en una tina de mezclado u otro dispositivo mezclador en el combinador (14) y después extraído dentro de otra bomba centrífuga montada en el combinador (14). Un ejemplo de una unidad de combinación común es el combinador de fracturación montado en remolque MT-1060 suministrado a la industria por National Oilwell Vareo. Un ejemplo de un contenedor de suministro de agente apuntalante (12) son los contenedores de 110 m3 (4,000 pies cúbicos) referidos como 'sand kinas' capaces de suministrar 9 toneladas (20,000 libras) de agente apuntalante por minuto.

El fluido base en pasta creado es bombeado después a través de un conducto desde el combinador (14) hacia una bomba de pasta de alta presión (16). La bomba de pasta de alta presión (16) presuriza la corriente de fluido base hasta una presión de fracturación adecuada y es conectada a través de un conducto (25) a un mezclador de fluido de fracturación (18). Un ejemplo de una bomba de fracturación de alta presión es una bomba de desplazamiento positivo Quintuplex alimentada con diesel montada en un remolque que genera hasta 1,500 kW o 2,000 HHP. Se puede utilizar más de una bomba como la bomba (16). Algunos de los componentes anteriores pueden ser combinados como el combinador (14) y la bomba de pasta de alta presión (16).

En esta modalidad, la fuente de gas natural es uno o más contenedores (15) que contienen gas natural comprimido (CNG). Un ejemplo de un contenedor aplicado para transporte y almacenamiento de gas natural comprimido es el Tanque Lincoln Composites' TITAN montado en remolque que contiene hasta 2,500 scm (metros cúbicos estándar) (89,000 pies cúbicos estándar, scf) de CNG a presiones de hasta 25 MPa (3,600 psi). El contenedor de almacenamiento de CNG (15) es conectado a una bomba compresora de gas natural de alta presión, mostrada en la presente como las bombas (127a, 127b, 127c), a través del conducto (123) con una válvula de control (V4) y es utilizada para comprimir el gas hasta la presión de fracturación. La compresión se puede lograr por medio de cualquier bomba capaz de incrementar la presión dentro de una corriente de gas; por ejemplo se pueden aplicar compresores alternativos para lograr alta presión como aquella requerida para fracturación hidráulica. De manera común los compresores logran un factor de compresión fijo, de manera que se pueden requerir múltiples etapas de compresión para alcanzar la presión de fracturación. De manera similar, a fin de lograr la velocidad deseada, se pueden aplicar múltiples etapas de compresor en paralelo. La bomba de compresor (127a, 127b, 127c) se muestra con tres etapas de compresión aunque pueden ser necesarias más o menos etapas de compresor para lograr la presión de salida deseada. El flujo del gas natural comprimido desde el contenedor de almacenamiento (15) hacia las bombas de compresor de gas natural de alta presión (127a, 127b, 127c) es controlada con una válvula (V4). La bomba de compresor (127a, 127b, 127c) es conectada al mezclador de fluido de fracturación (18) a través del conducto (24) con la válvula de control de gas (V61). El flujo del gas natural presurizado desde las bombas de compresor de gas natural de alta presión (127a, 127b, 127c) hacia el mezclador de fluido de fracturación (18) es controlado con la válvula (V61). Si la presión del gas comprimido dentro del contenedor está suficientemente por encima de la presión de fracturación, el gas puede ser controlado por medio de las válvulas (V4) y (V61) directamente hacia el mezclador de corriente de pasta de gas natural a través del conducto (128) y desviándose de las bombas de compresor de gas natural de alta presión (127a, 127b, 127c) utilizando la válvula (V4).

Segunda Modalidad: Sistema de Fracturación que Utiliza Mezcla de Fluido de Fracturación que Comprende un Fluido Base v Gas Natural a partir de una Fuente de Gas Natural Licuado Haciendo referencia a las Figuras 3, 10 a 14 y de acuerdo con una segunda modalidad, se proporciona un sistema de fracturación de formación que utiliza una mezcla de fluido de fracturación que comprende un fluido base y gas natural a partir de una fuente de gas natural licuado. En particular, el sistema de fracturación incluye un sub-sistema de almacenamiento de LNG y manejo de vapor para almacenar LNG y presurizar y calentar el LNG hasta la temperatura de aplicación suministrando después el gas natural para ser mezclado con el fluido base. En esta modalidad, el LNG es calentado hasta una temperatura en donde el gas natural está en una fase de vapor; sin embargo, es concebible en otras modalidades que el gas natural pueda ser calentado hasta una temperatura en donde el gas natural permanece en una fase líquida. La Figura 3 muestra el sistema de fracturación de la Figura 1 con dicho sub-sistema de almacenamiento de LNG y manejo de vapor.

En esta modalidad, la fuente de gas natural (215) es uno o más contenedores que contienen gas natural licuado (LNG). Un ejemplo de un contenedor aplicado para almacenamiento de gas natural es el Transportador EKIP Research and Production Company LNG montado en plataforma con una capacidad de 35.36 m3 (9,336 gal) que contiene hasta 21,000 scm (750,000 scf) de gas natural líquido a presiones de hasta 0.6 MPa (90 psi). LNG es almacenado de manera común a presiones atmosféricas a una temperatura de aproximadamente -162°C (-260°F). El contenedor de almacenamiento de LNG (215) es conectado al ensamble de bomba de fracturación de gas natural de alta presión (229) a través del conducto de suministro de LNG (223) con la válvula de suministro (V42). El ensamble de bomba de fracturación de gas natural de alta presión (229) es colocado para presurizar el LNG hasta la presión de fracturación con el componente de bomba (230) y después calentar el LNG presurizado para el gas comprimido con el componente de calentador (231) del ensamble de bomba (229). El conducto de suministro (223) es adecuado para el propósito del conducto LNG tal como una Manguera Criogénica 4014SS Cryogenic 50 Series: manufacturada por JGB Enterprises Inc.

El remplazo de los volúmenes de líquido removidos desde el contenedor de almacenamiento de LNG (215), se logra al dirigir una corriente del gas presurizado creado desde el componente de calentador (231) a través del conducto de retorno (232) con control de la corriente por medio de la válvula de retorno (V11). El vapor de remplazo es controlado para mantener una presión adecuada dentro del contenedor de LNG (215). La transferencia del LNG desde el contenedor de almacenamiento (215) hacia el ensamble de bomba de fracturación de gas natural (229) es sostenida por la corriente de vapor de retorno en el conducto de retorno (232) proporcionando suficiente presión en la fuente de gas natural (215) para suministrar la corriente de LNG hacia la entrada del ensamble de bomba de fracturación de gas natural de alta presión (229). En una configuración el ensamble de bomba de fracturación de gas natural (229) combina presurización y calentamiento del LNG dentro de una unidad individual, por ejemplo, en una carcasa, en una plataforma autónoma, a través de un dispositivo activo, etcétera. Sin embargo, estas etapas se pueden realizar en unidades separadas. Todos los componentes contactados por el LNG deben ser adecuados para servicio criogénico. El flujo del gas natural presurizado desde el ensamble de bomba de fracturación de gas natural (229) hacia el mezclador de corriente de pasta de gas natural (18) es controlado con la válvula (V6) y a través del conducto de suministro de gas natural 24.

Haciendo referencia a las Figuras 10 y 13, el sub-sistema de almacenamiento de LNG y manejo de vapor se usa para almacenar y manejar el LNG utilizado por el sistema de fracturación. El manejo y control del almacenamiento de LNG es necesario para mantener un área de trabajo sin riesgo en tanto que el LNG es almacenado en espera de ser utilizado. Bajo el almacenamiento de -162°C (-260°F) y presión atmosférica el LNG se calentará lentamente y la evaporación del líquido ocurre para mantener su estado de equilibrio. Los gases generados por necesidad son ventilados entonces desde el tanque a fin de evitar la sobre presurización.

El sub-sistema de almacenamiento de LNG y manejo de vapor comprende la fuente de LNG (215) la cual puede ser un tanque individual o múltiples tanques de LNG (715). El control de la presión en cada uno de estos tanques (715) se logra por medio de una válvula reductora de presión V18 con una disposición de reducción de presión en base al diseño operativo del tanque. La válvula reductora de presión (V18) está en comunicación con cada tanque (715) a través de un conducto de vapor recolectado (62) y conducto de línea de vapor intertanque (61) el cual a su vez está acoplado a una línea de vapor 63 en cada tanque. En una configuración, la válvula reductora de presión (V18) es conectada a un conducto de línea de quemador (720a) y después al quemador 20 (la conexión del conducto 720a al quemador 20 no mostrado en las Figuras) en donde los vapores liberados son quemados de manera segura.

De manera alternativa, el vapor recolectado puede ser licuado de nuevo y bombeado dentro de los tanques de almacenamiento de LNG (715) creando un sistema de vapor cerrado seguro, eficiente y ambientalmente amigable: conducto de vapor recolectado (62) es desviado hacia el conducto (53) a través de la válvula (V17) hacia una unidad de licuefacción expansora de nitrógeno (55). Una fuente de nitrógeno líquido (57) suministra nitrógeno criogénico a través del conducto de suministro de nitrógeno (52) hacia la unidad de licuefacción expansora de nitrógeno (55) en donde la vaporización del nitrógeno causa suficiente enfriamiento para re-licuar los vapores de gas natural para el LNG. El LNG producido es bombeado después a través de un conducto de retorno (54) dentro de la línea de carga líquida de la fuente de contenedores de LNG (715); el conducto de retorno (54) sirve también para llenar los tanques (715) según sea necesario. Los tanques de LNG (715) están interconectados de manera fluida a través de sus líneas de carga líquida (54) por medio del conducto (56) para asegurar la distribución equitativa de LNG entre todos los tanques. Además, los tanques de LNG (715) son interconectados de manera fluida a través de sus líneas de vapor (63) por medio del conducto (61).

El conducto de retorno 232 desde el ensamble de bomba de fracturación de gas natural 229 se muestra como conducto (732) en las Figuras 10 y 13, y sirve para devolver el gas natural gaseoso presurizado hacia los tanques (715) a fin de presurizar los tanques (715) según sea necesario. El flujo desde el conducto de retorno (732) es controlado utilizando la válvula (V22) la cual a su vez es acoplada al conducto (61).

El gas natural líquido es suministrado desde los tanques hacia el ensamble de bomba de fracturación de gas natural 229 a través del conducto 223; el flujo es controlado desde cada tanque por medio de la válvula de control (V42).

En una modalidad alternativa, los tanques de LNG (715) pueden estar diseñados a fin de permitir presiones tan elevadas como de 2 MPa (300 psi) antes de que se requiera de la reducción de presión. Cuando la carga de estos tanques (715) con LNG en condiciones normales de -162°C (-260°F) la liberación de presión elevada retrasará la ventilación hasta que se alcancen temperaturas niveles que se aproximan a -110°C (-166°F). Con la ganancia de calor mínima impartida por las propiedades aislantes de los tanques de LNG, la ventilación puede ser virtualmente eliminada con los ciclos de uso normal. De manera adicional, el proporcionar reducción de presión elevada en la fuente de LNG (55) asegura menos errores en el mantenimiento de la presión durante el bombeo, el vapor desde el calentador de bomba de fracturación de LNG (31), y el deseo de reforzar la presión interna de los tanques para asegurar la alimentación confiable hacia el ensamble de bomba de fracturación de gas natural (229) y no resulta en la apertura de las válvulas reductoras de presión durante el proceso de fracturación.

La Figura 4 es un esquema que ilustra los componentes principales del ensamble de bomba de fracturación de gas natural (229). El LNG es alimentado al componente de bomba (230) desde el conducto de suministro (223). El componente de bomba comprende una bomba centrífuga criogénica (233), una bomba de LNG de alta presión (235) y un conducto (234) que ¡nterconecta la bomba centrífuga criogénica (233) y la bomba de LNG (235). La presión de alimentación adecuada para la bomba de LNG de alta presión (235) es necesaria para asegurar que no se presenta bloqueo de vapor ni cavitación dentro del ciclo de bombeo. Se puede aplicar una o varias bombas centrífugas criogénicas (233) según resulte necesario para cumplir con la presión de alimentación y el requerimiento de velocidad para sostener la bomba de LNG de alta presión (235). Un ejemplo de una bomba centrífuga criogénica (233) para suministrar la presión de alimentación y velocidad es aquella de ACD Industries, Boost Pump 2x3x6 que proporciona velocidades hasta de 1.5 m3/min (2400 gpm) LNG y una carga de presión de 95 kPa (15 psi). La bomba LNG de alta presión (235) está clasificada para presurizar el LNG por lo menos hasta 35 MPa y tan elevado como de 100 MPa (15,000 psi) a fin de proporcionar suficiente presión para fracturar la formación. Una bomba de desplazamiento positivo tal como una bomba de pistón puede ser utilizada para lograr estas presiones aunque también se pueden aplicar otros estilos de bomba que generan suficiente velocidad y presión. Un ejemplo de esa bomba es la bomba criogénica de la serie 5-SLS de ACD Industries clasificadas para presiones de 124 MPa (18,000 psi) con velocidades de LNG hasta 0.5 m3/min (132 gpm). Se puede aplicar una o varias bombas de LNG de alta presión (235) para cumplir el requerimiento de velocidad de alimentación de fracturación. La potencia necesaria para impulsar las bombas (233) y (235) se puede obtener a partir de un motor de combustión interna a través de accionamiento directo, por electricidad generada, o elementos hidráulicos según se desee.

El LNG presurizado que sale desde las bombas de LNG de alta presión (235) es dirigido hacia un ensamble de calentador (231) usando el conducto (236) para calentar el gas natural hasta la temperatura de aplicación, la cual en esta modalidad específica cambia la fase del gas natural de líquida a gaseosa. De manera general, la temperatura mínima para calendar el LNG es aproximadamente de -77°C (-107°F) y esta temperatura es donde muchos aceros al carbono se transforman de cristales de austenita a martensita con un cambio correspondiente en la metalurgia. En una modalidad, una temperatura de salida de gas natural para los conductos (24) y (232) está en el rango de 0°C (32°F) hasta 20°C (68°F) para evitar problemas de congelación del líquido contactado y para mantener la elasticidad de los sellos. Dentro del ensamble de calentador (231) está un sistema de intercambio térmico según sea necesario para transferir calor hacia el LNG, y en esta modalidad comprende un primer intercambiador térmico (237), un segundo intercambiador térmico (239) corriente abajo del primer intercambiador térmico, y un conducto de suministro de gas natural (238) que se extiende desde el conducto de suministro 236 y a través de los dos intercambiadores térmicos 237, 239, y que acopla al conducto de suministro 24 así como la válvula de retorno (V11). La válvula de retorno (V11) a su vez es acoplada al conducto de retorno (232).

En esta modalidad, el LNG es calentado primero mediante la fuente de calor (240) el cual se propone como calor derivado desde el aire, de manera común impulsado a través de bobinas del intercambiador térmico dentro del primer intercambiador térmico (237) por medio de un soplador (no mostrado). El LNG a una temperatura que se aproxima a -162°C (-260°F) puede derivar significativa energía desde el aire que resulta en una carga de calentamiento aligerada. La descarga desde el primer intercambiador térmico (237) es dirigida después hacia las bobinas de intercambiador térmico dentro del segundo intercambiador térmico (239) a través del conducto de suministro (238). Dentro del segundo intercambiador térmico (239), el LNG es calentado hasta la temperatura de salida de objetivo por medio de otra fuente de calor (241). La energía disponible desde esta otra fuente de calor (241) debe ser significativa a fin de soportar el rápido calentamiento del LNG. La fuente de calor (241) puede ser generada sin flama y puede ser calor de desecho o generado a partir de un motor de combustión interna, un quemador catalítico o un elemento eléctrico. De manera alternativa el calor puede ser generado utilizando una fuente de calor en base a flama local para el calentador o remota al proceso según los determinen los requerimientos de seguridad. La salida del gas natural gaseoso presurizado es a través del conducto de suministro (24) con la válvula de control de gas (V6) hacia el mezclador de corriente de pasta de gas natural (18).

Una vez que el gas natural ha sido suficientemente calentado (lo cual en esta modalidad específica significa vaporizado en un estado gaseoso), fluye a través del conducto de suministro (24) y es mezclado con el fluido base en el mezclador de fluido de fracturación (18). Las presiones de fluido manejadas en el mezclador (18) pueden ser importantes, la abrasión de fluido puede ser un factor significativo y se evitarán las fugas. Con respecto al rendimiento total, es importante el mezclado de componente efectivo. En tanto que varios tipos de mezcladores pueden ser útiles, en la Figura 5 se muestra un mezclador adecuado (318) para un gas natural comprimido y corriente de pasta de fracturación. El mezclador de corriente de pasta de gas natural (318) funciona para combinar y mezclar una corriente de fluido base desde el conducto (342) con la corriente de gas natural gaseoso desde el conducto de suministro (324) dentro de un cuerpo de mezclador (343). El lograr un buen mezclado de la corriente de líquido de fracturación, el agente apuntalante y la corriente de gas natural gaseoso, puede contribuir a crear la estructura y comportamiento deseados de la mezcla del fluido de fracturación para un fluido energizado, espuma o una neblina. Por ejemplo, el adecuado desarrollo de espuma requiere que la fase gaseosa sea completamente dispersada dentro de la fase líquida con tamaños de burbuja tan pequeños como sean posibles. La dispersión suficiente se puede lograr de varias maneras, una de las cuales está representada por un dispositivo estrangulador (344) en la corriente del conducto de gas natural lo cual en virtud de la reducción del área de flujo incrementa la velocidad de la corriente de gas natural. El contacto de la corriente de gas natural con la corriente de líquido de fracturación a una alta velocidad promueve un buen mezclado. Se pueden emplear otros mecanismos para promover el mezclado incluyendo desviadores internos, generadores de turbulencia y varios dispositivos de mezclado estáticos o dinámicos. Para manejar de forma segura una corriente de fracturación que contiene gas natural, se reconocerá que los gases que contienen pasta pueden tener velocidades muy elevadas que pueden erosionar con rapidez los componentes que contienen la presión.

La combinación de una corriente de pasta de fluido base con una corriente de gas natural y después transportar de modo adicional la mezcla resultante a través de conductos y pozos se realiza con el reconocimiento de que el impacto de partícula (apuntalante) en los cambios de trayectoria de flujo puede resultar rápidamente en falla de componente y liberación peligrosa del gas flamable. Como tal, se proporciona un mezclador (18) que permite que el fluido base que contiene líquido/agente apuntalante pase en una trayectoria sustancialmente recta a través del mezclador. Por ejemplo, el conducto de fluido base (342) puede definir un diámetro interno sustancialmente lineal y el conducto (324) puede unirse al conducto (342) en un ángulo. En una modalidad, por ejemplo, el mezclador (18) incluye una línea de flujo principal que incluye un extremo de entrada y un extremo de salida, un conducto de codo conectado a y en comunicación de fluido con la línea de flujo principal entre el extremo de entrada y el extremo de salida, el conducto de codo que se extiende en un ángulo agudo desde el extremo de entrada y una trayectoria de flujo sustancialmente lineal a través de la línea de flujo principal, el extremo de entrada conectado para recibir el flujo desde la fuente de fluido base de fracturación y el conducto de codo conectado para recibir flujo desde la fuente de gas natural. Al dejar el cuerpo de mezclado (343) la mezcla del fluido de fracturación es dirigida entonces a través de un conducto (325) hacia el cabezal de pozo y hacia abajo del pozo para crear la fractura hidráulica en el yacimiento subterráneo.

Haciendo referencia a la Figura 11 , el sistema de fracturación puede ser controlado de manera remota por un controlador (58); la configuración y operación del controlador (58) se describe de modo adicional en la sexta modalidad más adelante. En esta segunda modalidad, las funciones de control desde el controlador (58) son completadas a través de comunicación inalámbrica hacia los componentes controlados como se presenta en la Figura 11. La aplicación puede involucrar el control a través de cables o por medio de una combinación de comunicaciones en base a cables e inalámbricas. En esta modalidad se supone que el controlador (58) es una estación de control computarizada montada dentro de una cabina en un chasis de camión. El sistema puede ser manipulado para permitir el bombeo sólo de gas natural o líquido, sólo líquido-pasta o cualquier combinación deseada de gas natural, líquido y líquido-pasta. En ciertas aplicaciones solamente se bombeará gas natural para una porción del tratamiento, tal como pre-almohadilla o descarga de tratamiento. De manera alternativa, solamente se bombeará líquido o líquido-pasta, de nuevo con el líquido como a pre-almohadilla, almohadilla o descarga y solamente líquido-pasta como una etapa dentro del tratamiento. Después del tratamiento, el equipo es apagado, la válvula de cabezal de pozo (V7) cerrada y se elaboran las preparaciones para equipar el sitio o para terminación de otro tratamiento de fracturación. Los contenedores de almacenamiento de LNG son asegurados con el cierre de las válvulas (V4) y la apertura de la válvula (V18). Se cierra la válvula (V5) y se abre la válvula (V8) a fin de permitir que el gas natural a alta presión sea ventilado desde la línea de tratamiento de (24), la línea de tratamiento (25) y camiones cisterna de fracturación de LNG (229). Cuando se ha ventilado el sistema de alta presión hasta una presión nominal, los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) son operados a baja capacidad para remover el LNG desde el conducto de baja presión (23) dentro de las bombas y a través de los calentadores con descarga a través de los conductos de línea de tratamiento (24), (25) a través de la válvula (V8) y hacia el sistema de quemador, el separador (60) y el quemador (20). De manera alternativa, se puede abrir la válvula (V13) para ventilar el sistema de alta presión. La válvula (V8) o la válvula (V13) pueden estar en la forma de un obturador a fin de controlar la presión y velocidad dentro del separador y el sistema de quemador. El nitrógeno gaseoso es introducido de manera simultánea al conducto (23) desde la fuente de gas inerte fuente de gas inerte (45) a través del conducto (46) para ayudar al desplazamiento del LNG de baja presión a través de los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) hacia el quemador (20). Al desplazar todos los líquidos del gas natural desde el conducto de baja presión (23), se abre la válvula (V14) para ventilar y purgar por completo el sistema de baja presión. De manera correspondiente, se abre la válvula (V15) y el nitrógeno gaseoso es dirigido a través de la línea de tratamiento de gas natural (24) para completar el purgado del sistema de alta presión. En todos los casos, el flujo es dirigido hacia la flama hasta que el contenido de gas natural está por debajo del límite flamable. Se puede determinar el contenido de gas natural con un monitor de corriente de gas que contiene hidrocarburo. Con la purga de gas natural del sistema completa, la línea de tratamientos puede ser instalada desde el pozo (19) e iniciar el flujo de retorno y la evaluación del tratamiento de fracturación. El flujo de retorno se inicia al abrir la válvula de cabezal de pozo (V7) con la válvula de línea de quemador (V8) y (V20) abierta y la válvula de tubería (V9) cerrada. El flujo es dirigido a través de la línea de quemador (20a) y el separador (60) hacia el quemador (20). El separador (60) captura los líquidos y sólidos en tanto que libera el gas hacia el quemador. Los líquidos son acumulados dentro del separador (60) y drenados dentro de los contenedores de almacenamiento, no mostrados. Los sólidos producidos pueden incluir partículas finas de formación y el agente apuntalante de fracturación y son acumulados dentro del recipiente separador (60) y removidos según sea necesario para la operación continua del separador. Al lograr el flujo estable y la presión suficiente de fase gaseosa a fin de permitir el flujo dentro de la tubería, se cierra el quemador con la válvula (V21) y el flujo es dirigido hacia la tubería de los canales de ventas (21) mediante la apertura de la válvula (V9). El flujo desde el pozo (19) continúa para ser dirigido a través del separador (60) con el gas hacia la tubería (21) hasta que el tratamiento de fracturación está suficientemente limpiada y el pozo evaluado. Después, el pozo puede ser colocado en producción.

Haciendo referencia a la Figura 14 un aparato alternativo para calentamiento del LNG comprende un calentador catalítico para uso dentro del camión cisterna de fracturación de LNG. Los elementos catalíticos (66) irradian el calor generado mediante oxidación de un gas combustible como el gas natural, propano u otro combustible adecuado con oxígeno en presencia de un catalizador tal como platino. El gas combustible con aire es inyectado, la inyección no se muestra, dentro de los elementos catalíticos con el calor resultante que es irradiado hacia el tubo intercambiador de LNG (67). Esto proporciona la energía necesaria para calendar de manera suficiente el LNG hasta la temperatura de aplicación. En la ilustración de la Figura 14, ocho elementos catalíticos (66) son colocados de manera concéntrica en un paquete alrededor de un tubo intercambiador de LNG (67) que forman un paquete catalítico (68) para un paso individual a través del sistema de calentamiento catalítico. Cada tubo intercambiador de LNG (6T) hace fluir gas natural a través del mismo e incluye aletas en una superficie externa del mismo para incrementar el área de superficie que calienta, y sirve para conducir el calor hacia el conducto de la pared del tubo intercambiador (69) para calentar el LNG. Se muestran cuatro paquetes con cuatro grupos de ocho elementos catalíticos en cada paquete que calienta un tubo intercambiador de LNG (67). El flujo de entrada de LNG desde el pre-calentador ambiental a través del (238) es separado hacia dos de los paquetes catalíticos en esta configuración. El esquema muestra además que el LNG que sal desde un paquete catalítico (68) es dirigido hacia otro paquete catalítico (68) para calentamiento adicional. La configuración y disposición de los paquetes catalíticos, y la trayectoria de flujo a través de los paquetes catalíticos, puede ser variada según se desee para lograr el objetivo de calentamiento. Los elementos catalíticos generan de manera común 35 Btu/hr por cada pulgada cuadrada (15 kW/m2) de área de superficie de modo que el paquete de ocho elementos de 26" (0.67 m) de anchura y 120" (3 m) de longitud producirá más de 870,000 Btu/hr (255 kW) de energía. Para el sistema de cuatro paquetes ilustrado, está disponible una velocidad de generación que se aproxima a 3,500,000 Btu/hr (1025 kW) de energía. Este nivel de energía es más que suficiente para cubrir la capacidad de calentamiento necesaria para un camión cisterna de fracturación de LNG a 5,600 scf/min (160 sm3/m¡n), aunque es una disposición segura y compacta. Como un proceso catalítico, la temperatura de superficie operativa de un elemento de calentamiento catalítico está en el rango de 700°F (370°C) hasta 1,000°F (540°C), muy por debajo de la temperatura de auto-encendido del gas natural en el aire a 1076°F (580°C). El calentador catalítico proporciona de este modo una seguridad intrínseca, fuente de calor sin flama para calentar el LNG potencialmente flamable.

Tercera Modalidad: Sistema de Fracturación para Inyectar un Fluido de Fracturación que Comprende una Corriente Pura de Gas Natural De acuerdo con una tercera modalidad, y hacienda referencia a la Figura 6 se proporciona un aparato de fracturación el cual utiliza un fluido de fracturación que comprende una corriente pura de gas natural, en donde "pura" significa sin un componente de fluido base o agente apuntalante. La fracturación con una corriente pura de gas natural puede ser benéfica en situaciones en donde cualquier líquido es indeseable y el agente apuntalante no es necesario para mantener el sistema de fractura creado durante la producción. Con frecuencia este es el caso para fracturar pozos de metano en yacimiento de carbón o formaciones de esquisto de baja presión en donde puede ser difícil la remoción del líquido. En esta modalidad, una fuente de gas natural (415) es uno o más contenedores que contienen gas natural comprimido o gas natural licuado. La fuente de gas natural (415) es conectada a una bomba de gas natural de alta presión (417) a través del conducto (423) con la válvula (V44) para control de la alimentación de gas natural. La bomba de gas natural de alta presión es un compresor que aplica una compresión de gas en el caso de una fuente de CNG y es una bomba criogénica y calentador en el caso de una fuente de LNG. La corriente de gas preparada sale de la bomba de gas natural de alta presión (417) a través del conducto (24), por medio de la válvula (V74), el conducto (425) y dentro del cabezal de pozo (19). La corriente de gas puro se desplaza después hacia abajo en el pozo para crear la fractura hidráulica en el yacimiento subterráneo.

Cuarta Modalidad: Sistema de Fracturación para Inyectar una Mezcla de Fluido de Fracturación que Comprende Gas Natural v Agente Apuntalante pero no Líquido de Fracturación De acuerdo con una cuarta modalidad y haciendo referencia a la Figura 7 se proporciona un aparato de fracturación y configuración que utiliza una corriente de fluido de fracturación de gas natural y agente apuntalante pero no líquido de fracturación. La fracturación con una corriente de gas natural que sólo contiene agente apuntalante puede ser benéfica en situaciones en donde cualquier líquido es indeseable y se requiere del agente apuntalante para mantener el sistema de fractura creado durante la producción. Con frecuencia este es el caso para fracturar pozos de metano de yacimiento de carbón o formaciones de esquisto de baja presión en donde puede ser difícil la remoción de líquido. En esta modalidad, una fuente de gas natural (515) es uno o más contenedores que contienen ya sea gas natural comprimido o gas natural licuado. La fuente de gas natural (515) es conectada a una bomba de gas natural de alta presión (517) a través del conducto (523) con la válvula (V45) para control de la alimentación de gas natural. La bomba de gas natural de alta presión (517) es un compresor que aplica compresión de gas en el caso de una fuente de CNG y es una bomba criogénica y calentador en el caso de una fuente de LNG. La corriente de gas natural gaseoso sale de la bomba de gas natural de alta presión (517) a través del conducto (524). Un suministro de agente apuntalante (512) con la válvula de control (V25) que intersecta el conducto (524). El suministro de agente apuntalante (512) es presurizado para igualar la presión de descarga desde la bomba de gas natural de alta presión (517). El flujo de agente apuntalante desde el suministro (512) es alimentado por gravedad dentro del conducto (524) con la adición de agente apuntalante controlada por la válvula (V25). La pasta de gas natural resultante continúa a lo largo del conducto (524), a través de la válvula (V75), el conducto (525) y dentro del cabezal de pozo (19). La corriente de gas y el agente apuntalante se desplazan después hacia abajo del pozo para crear la fractura hidráulica en el yacimiento subterráneo.

Quinta Modalidad: Sistema de Fracturación para Inyectar una Mezcla de Fluido de Fracturación que Comprende Gas Natural v un Fluido Base sin Agente apuntalante De acuerdo con una quinta modalidad y haciendo referencia a la Figura 8, se proporciona un aparato de fracturación el cual utiliza una mezcla de fluido de fracturación que comprende gas natural y un fluido base que no tiene ningún agente apuntalante.

La fracturación con dicha mezcla de fluido de fracturación puede ser benéfica en situaciones en donde se desea una porción líquida dentro del sistema de fractura creado y el agente apuntalante no es necesario para mantener el sistema de fractura creado durante la producción. Con frecuencia este es el caso para fracturar formaciones de carbonato en donde el gas natural energizado o ácido espumado es utilizado para crear y atacar químicamente un sistema de fractura. En esta modalidad, el tanque de líquido de fracturación (13) contiene el líquido deseado. El conducto (26) es utilizado para transferir el líquido hacia un combinador de fracturación (614) en donde los agentes químicos de fracturación de la fuente química (22) son dirigidos también y mezclados con el líquido. La descarga desde el combinador de fracturación (614) pasa a través de un conducto (650) como es controlada por la válvula (V36) y es recibida por la bomba de líquido de alta presión (616). La descarga desde la bomba de líquido de alta presión (616) es dirigida hacia un mezclador de fluido de fracturación (618) a lo largo del conducto (642), controlable por medio de la válvula de flujo ascendente (V56). La fuente de gas natural (15) es uno o más contenedores que contienen ya sea gas natural comprimido o gas natural licuado. La fuente de gas natural (15) es conectada a la bomba de gas natural de alta presión (17) a través del conducto (23) con la válvula (V4) para control de la alimentación de gas natural. La bomba de gas natural de alta presión es un compresor que aplica compresión de gas en el caso de una fuente de CNG y es una bomba criogénica y calentador en el caso de una fuente de LNG. La corriente de gas natural gaseoso sale de la bomba de gas natural de alta presión (17) a través del conducto (24), a través de la válvula (V6) y dentro de la corriente del mezclador de pasta de gas natural (618) en donde se combina con la corriente de fracturación de líquido desde el conducto (42). El gas natural y la corriente de líquido mezclados salen del mezclador (618) a lo largo del conducto (625) y dentro del cabezal de pozo (19). La corriente de gas y líquido mezclada se desplaza después hacia abajo del pozo para crear la fractura hidráulica en el yacimiento subterráneo.

Sexta Modalidad: Sistema de Fracturación que Tiene Equipo de Ventilación v Purga de Gas Natural De acuerdo con una sexta modalidad, el sistema de fracturación de gas natural puede incluir además equipo para ventilar, purgar y/o aislar gas natural ("equipo de ventilación, purga y aislamiento"). Dicho equipo es benéfico para controlar los riesgos asociados con el gas natural que es una fuente de gas de alta presión flamable. El equipo puede incluir el uso de un gas inerte criogénico enfriado para pre-enfriar la bomba de gas natural de alta presión u otro equipo antes de introducir el gas natural. Esto elimina la necesidad de pre-enfriar el sistema utilizando gas natural flamable y elimina y elimina el quemado de gas natural de otro modo necesario. El gas inerte también puede ser utilizado para la prueba de presión del sistema de fracturación para identificar cualesquiera fugas o fallas, o permitir cualquier prueba de configuración o función del sistema. Asimismo, ei gas inerte puede ser utilizado para sustituir cualquier fuente de gas natural a fin de purgar rápidamente cualquier gas natural, oxígeno o aire residual antes, durante o después del tratamiento de fracturación. En el caso de una fuga o falla de componente durante el tratamiento de fractura, el equipo de ventilación, purga y aislamiento permite que el componente sea aislado de modo que el resto del sistema no resulta afectado.

La Figura 9 muestra una modalidad del sistema de fracturación que tiene el equipo de almacenamiento y suministro de fluido de fracturación como se muestra en la Figura 1 con el equipo de ventilación, purga y aislamiento de gas natural. El equipo de ventilación, purga y aislamiento comprende una serie de válvulas V12-V16 acopladas de manera fluida a los conductos de suministro de gas natural y fluido base 23, 24, 42, 50 en el sistema, una fuente de purga inerte 45 para purgar componentes sistema (y de manera opcional enfriar criogénicamente dichos componentes), a series of conductos de suministro de gas inerte 46, 47 para suministrar el gas inerte a los conductos de suministro de gas natural y fluido base 23, 24, 42, 50 y los conductos de ventilación 48, 49, 51 para ventilar los gases desde los conductos de suministro 23, 24, 42, 50. Se puede proporcionar también un controlador 58 (véase la Figura 11) para controlar las operaciones de ventilación, purga y aislamiento.

La purga se lleva a cabo para introducir gas natural dentro del sistema desde la válvula (V4) a través del equipo y los conductos hacia la válvula de cabezal de pozo (V7), es decir el conducto de suministro (23), la bomba de LNG (17), el conducto (24), el mezclador (18) y el conducto (25). En el sistema actual, la ventilación seguida por la purga se lleva a cabo en todos los conductos que contienen gas natural después del tratamiento de fracturación y antes de instalar el equipo para movilización. La ventilación y purga pueden comprender de forma potencial el sistema desde la válvula (V5) y tan arriba como la válvula (V3,) (en donde la ventilación se logra a través de la válvula (V16) a través del conducto (51) hacia el quemador (20)) para resolver la migración inversa por sobrepresión, y desde la válvula de salida de la fuente de gas natural (V4) a través del equipo y los conductos hacia la válvula de cabezal de pozo (V7).

De manera adicional, y en el caso de una liberación de gas natural no planeada debida a falla de componente, el componente con falla puede ser internamente aislado y el gas natural que permanece en los componentes de sistema aislados es ventilado y purgado. Para purgar y ventilar una porción de baja presión del sistema de gas natural, la fuente de purga inerte (45) es conectada a través del conducto de suministro de gas inerte (46) y la válvula de suministro de gas inerte (V12) al conducto de suministro de gas natural (23) después la válvula de salida de fuente de gas natural (V4) y antes de la bomba de alta presión (17). Esta disposición permite que el gas inerte sea suministrado a la sección de baja presión del conducto de suministro de gas natural 23. Además, el conducto de ventilación (48) con el conducto de ventilación (49) se fijan al conducto de suministro de gas natural (23) a través de la válvula de ventilación (V14) la cual está ubicada corriente abajo de la válvula de salida de fuente de gas natural (V4) y corriente arriba de la bomba de alta presión (17); este conducto de ventilación (48) es acoplado al conducto de ventilación (49) el cual a su vez es acoplado al conducto de quemador (20a). Esta disposición permite que el gas inerte y gas natural sean ventilados desde el conducto de suministro de gas natural (23) y a través del quemados (20).

Para purgar y ventilar una porción de alta presión del sistema de gas natural, la fuente de purga inerte (45) es conectada a una sección de alta presión del conducto de suministro de gas natural (24) (el cual está ubicado corriente abajo de la bomba de gas natural de alta presión (17)) a través del conducto de suministro de gas inerte (47) y la válvula de suministro de gas inerte (V15). De modo adicional, el conducto de ventilación (49) con el conducto de línea de quemador (20a) es fijado al conducto de suministro de gas natural (24) corriente abajo de la bomba de gas natural de alta presión (17) a través de la válvula de ventilación (V13). Esta disposición permite que el gas inerte purgue el conducto de suministro de gas natural (24) y que los sean ventilados desde este conducto (24) a través del quemador (20).

Para purga y ventilación de una porción de fluido de fracturación de alta presión del sistema y el pozo, el conducto de línea de quemador (20a), a través de la válvula (V8) es conectado al conducto de suministro de fluido de fracturación (25) corriente arriba de la válvula (V7), y corriente abajo del mezclador (18), el conducto de suministro de fluido base (42) y las válvulas de aislamiento (V5) y (V6). Esta disposición permite la purga del conducto (25) mediante el fluido de purga desde la fuente (45) a través del conducto (47), a través de la válvula abierta (V15), a través del mezclador (18) y dentro del conducto (25); se cierran las válvulas (V13), (V5), (V7). Asimismo, esta disposición permite que los fluidos en el conducto de suministro de fluido de fracturación (25) sean ventilados a través del quemador 20 a través de la válvula V8 y el conducto de línea de quemador 20a.

De igual manera, el conducto de suministro de fluido base (50) es acoplado al quemador (20) a través de la válvula de ventilación (V16) y el conducto de ventilación (51); esta disposición permite que los fluidos sean ventilados desde el conducto de fluido base hacia el quemador 20, por ejemplo, en el caso de que ocurra una fuga interna y el gas natural entre a la porción de almacenamiento y suministro de fluido base del sistema.

El equipo de ventilación y purga permite el aislamiento, ventilación y purga del sistema según sea necesario para hacerlo seguro bajo todas las condiciones razonables. Como un ejemplo, si el mezclador de fluido de fracturación (18) experimenta una liberación no planeada, las válvulas de aislamiento (V5), (V6) y (V7) pueden ser inmediatamente cerradas para aislar la liberación desde otras partes del sistema. Las válvulas de fuente (V3) y (V4) son cerradas entonces y la válvula (V8) es abierta para dirigir todo y cualquier gas dentro de la porción aislada del sistema con falla hacia el quemador (20) y de este modo controlar y eliminar la liberación desde el mezclador de pasta de corriente de gas natural (18). Como otro ejemplo, la válvula (V14) puede ser abierta para ventilar los contenidos encerrados dentro de los conductos y el equipo entre las válvulas (V4) y la bomba de gas natural de alta presión (17) a través de los conductos de ventilación (48), (49) y conducto de línea de quemador (20a). De manera similar, la válvula (13) puede ser abierta a fin de permitir la ventilación de los contenidos encerrados dentro de los conductos y el equipo entre la bomba de gas natural de alta presión (17) y la válvula (V6) a través de los conductos de ventilación (49) y conducto de línea de quemador (20a).

Al haber suficiente ventilación, se puede iniciar la purga mediante la apertura de las válvulas (V12) y (V15) y dirigiendo el fluido de purga desde la fuente de purga inerte (45) a través de los conductos de suministro de gas inerte (46) y (47). El flujo de purga puede ser dirigido según se requiera a través de varias trayectorias en los conductos de gas natural y fluido de fracturación (23), (24), (25) y los conductos de ventilación (48) y (49) hacia el conducto de línea del quemador (20a) a través de la manipulación de las válvulas (V12), (V15), (V13), (V14), (V6), (V5), (V8) y (V16), según sea necesario, para ventilar y purgar el sistema completo.

La fuente de purga inerte (45) está comprendida por el almacenamiento de un fluido inerte adecuado para purga con un dispositivo adecuado para mover el fluido de purga a través del sistema. El fluido de purga, en una modalidad, es un gas inerte tal como dióxido de carbono o nitrógeno y puede ser almacenado como un líquido criogénico o en una fase de gas presurizado. Es posible completar la purga con el fluido inerte en la fase gaseosa, aunque en ciertos casos y/o en procesos posteriores tales como enfriamiento del sistema, el fluido inerte puede ser empleado en la fase líquida. Dependiendo de la elección del fluido inerte y su fase, el movimiento del fluido de purga a través del sistema se logrará a través de cualquiera de una válvula de control, bomba o bomba y calentador, los cuales no se muestran en una modalidad y están contenidos dentro de la fuente de purga inerte (45), y que en otra modalidad pueden ser equipo existente.

La configuración antes mencionada de equipo de ventilación y purga y el método para ventilación y purga que utiliza dicho equipo se refieren de manera específica al sistema de fracturación descrito en la Figura 1. Sin embargo, dicho equipo de ventilación y purga puede ser fácilmente adaptado para otros sistemas de fracturación como aquellos mostrados en las Figuras 2, 3, 6, 7 y 8. Cuando se utiliza LNG como la fuente de gas natural como se ilustra en la modalidad de la Figura 3, la fuente de purga inerte (45) puede ser nitrógeno liquido y la bomba de fracturación de gas natural (229) es enfriada hasta temperaturas criogénicas, purgada y se prueba su presión utilizando nitrógeno. En dicha modalidad, se pueden reducir o eliminar los riesgos encontrados con la complementación de estas etapas utilizando LNG. El nitrógeno líquido es retirado desde la fuente (45) a través de la línea (46) hacia la bomba de fracturación de gas natural (229). Los componentes internos criogénicos de la bomba de fracturación de gas natural son inundados con el nitrógeno líquido el cual se evapora al contacto con los componentes calientes. El vapor creado es ventilado hacia la atmósfera a través del conducto de línea de quemador (20) hasta que los componentes internos han sido suficientemente enfriados de modo que el nitrógeno líquido ya no se evapora.

Haciendo referencia a la Figura 11, la operación del sistema de fracturación que incluye el equipo de purga y ventilación es controlada por un controlador (58). Este controlador (58) tiene una memoria programada para controlar la operación de por lo menos ciertos componentes dentro del sistema. El controlador (58) puede comunicarse con componentes en el sistema mediante conexión directa o conexión inalámbrica a los diversos componentes. Por ejemplo, el combinador de fracturación (814), la bomba de gas natural de alta presión (817) y la bomba de pasta de alta presión (816) pueden ser controlados de manera remota. Las válvulas (V1) a (V16) también pueden ser controladas de forma remota. La capacidad de control remoto permite el control fácil confiable de la operación desde un punto central permitiendo además el control del sistema durante las operaciones normales, y en particular una emergencia, sin exponer al personal a riesgos. El control de los componentes es dirigido por el operador del sistema a través de una interfaz de usuario (59) o a través de software que contiene algoritmos almacenados en la memoria del controlador y desarrollados para dirigir los componentes para completar la tarea de una manera adecuada. El controlador es cualquier sistema de control de proceso adecuado y puede incluir entradas de control desde los paneles de operador o una computadora. La capacidad de control similar es aplicable para otras configuraciones descritas y otros componentes según se requiera.

Por ejemplo, el controlador (58) es conectado a y controla la operación de la válvula de alimentación (V4) y la bomba de gas natural de alta presión (817) controlando de esta manera el suministro de gas natural presurtzado desde su fuente (815) hacia el mezclador de pasta de corriente de gas natural (18). De modo concurrente, el controlador (58) es conectado a y controla la operación de la válvula de control del líquido de fracturación (V1) para regular el flujo desde el tanque de líquido de fracturación (813), la válvula de suministro de agente apuntalante (V2) para regular el flujo desde el suministro de agente apuntalante (812), la fuente química (822) y el combinador de fracturación (814) a fin de suministrar una pasta de líquido- adecuadamente elaborada a la bomba de pasta de alta presión (816). Las funciones de control simultáneo continúan con el controlador (58) conectado a y que controla la bomba de pasta de alta presión (816). El controlador (58) asegura además que se crea una corriente de gas natural y corriente de pasta de líquido mezclados adecuadamente proporcionada al controlar el suministro relativo de la corriente de fracturacion de gas natural en comparación con la corriente de pasta líquida mediante el control de la bomba de pasta de alta presión (816) y la bomba de gas natural de alta presión (814).

El controlador (58) está conectado también a las válvulas (V3), (V5), (V6), (V7), (V8), (V10), (V11), (V12), (V13), (V14), (V15) y (V16) y la fuente de purga inerte (845) para controlar las operaciones de ventilación, purga y aislamiento y para monitorear la condición de los componentes del sistema. A este respecto, la memoria de controlador puede tener almacenadas en la misma las instrucciones para llevar a cabo los protocolos de ventilación, purga y aislamiento como se describió con anterioridad.

Método de Operación La Figura 15 es un esquema de flujo que ilustra un método para formar una mezcla de fluido de fracturación que contiene gas natural como una fase gaseosa en cantidad suficiente para alterar de manera deseable las características del tratamiento de fracturación.

En la etapa (80), se pone a disposición una cantidad suficiente de gas natural para completar el tratamiento de fracturación. Los tratamientos de fracturación pueden consumir cantidades considerable de fluidos de fracturación con volúmenes comunes de más de 500 m3 (130,000 gal) con volúmenes de consumo de fracturación no convencionales en el orden de 4,000 m3 (1,000,000 gal). La aplicación de cualquier cantidad razonable de gas natural al tratamiento de fracturación puede consumir cualquier cantidad desde 50,000 sm3 (1.5 MMscf) hasta 300,000 sm3 (10 MMscf) de gas en un período de bombeo de 4 a 6 horas. Para cubrir el requerimiento de volumen y velocidad, el gas natural es almacenado en espera de bombeo para la mayoría de las aplicaciones. El almacenamiento del gas natural se puede completar al contenerlo en contenedores presurizados o mediante licuefacción para almacenamiento en contenedores criogénicos. El almacenamiento eficiente del gas natural en contenedores presurizados se logró a la presión más elevada posible que de modo común es de menor a 30 MPa (4,400 psi), conteniendo aproximadamente 10,000 sm3 (0.4 MMscf) en cada unidad. El almacenamiento efectivo de estas cantidades incluso a presiones máximas requeriría de varios contenedores presurizados con numerosas conexiones entre los tanques y el equipo de bombeo a las elevadas presiones de almacenamiento. De manera alternativa, el LNG puede ser almacenado en los tanques de LNG en-sitio que permiten que volúmenes considerables sean almacenados de manera eficiente y a presiones tan bajas como la atmosférica. Como un líquido criogénico un volumen unitario de LNG contiene aproximadamente seis cientos volúmenes de gas en condiciones atmosféricas. En un contenedor de almacenamiento de LNG individual que contiene 60 m3 (16,000 gal) de LNG, se almacena un equivalente de 36,000 sm3 (1.2 M scf). Un tratamiento prolongado requeriría de aproximadamente 10 tanques de almacenamiento de LNG en comparación con más de 30 tanques de gas natural presurizado. El uso de LNG elimina los problemas encontrados con el almacenamiento de fase gaseosa; la multitud de contenedores de alta presión y tubería necesarios para extraer el gas natural desde los contenedores de presión resulta en un sistema muy complejo y potencialmente peligroso.

La Etapa (81) de la Figura 15 se refiere al procesamiento del gas natural a la presión de fracturación en cantidad suficiente. Las presiones de fracturación con frecuencia están en el rango de 35 MPa (5,000 psi) hasta 70 MPa (10,000 psi), en tanto que la velocidad del gas natural usualmente es desde 400 sm3/min (15,000 scf/min) hasta 1,200 sm3/min (40,000 scf/min). La presurización del gas natural comprimido a las presiones de fracturación requiere compresores de fase gaseosa de cierta forma. De manera alternativa, la presurización del gas natural a las presiones extremas encontradas en la fracturación hidráulica en forma líquida como LNG es excepcionalmente eficiente. Como un líquido las velocidades volumétricas son muy reducidas y no comprimible en comparación con el gas natural gaseoso, se elimina el calentamiento de compresión y el tamaño y número del equipo se reducen drásticamente. El gas natural líquido criogénico es presurizado de manera directa hasta la presión de fracturación a través de una bomba individual, y después calentado simplemente hasta la temperatura de aplicación. Para una velocidad de gas de fracturación de extremo superior a presión, el LNG es bombeado a aproximadamente 2 m3/min (500 gal/min) de líquido que produce una velocidad de gas que excede de 1,500,000 sm3/día (60 M scf/día) a través de 8 unidades de velocidad hasta 160 sm3/min cada una. Esta configuración de equipo más pequeña y más simple reduce de modo significativo la complejidad de la operación al eliminar muchos de los costos y riesgos que estarían presentes con las técnicas de gas comprimido.

En la etapa (82), la corriente de gas natural es combinada con la corriente de fluido base. Como se describió de forma previa, el mezclador (18) puede ser usado para combinar las dos corrientes en una línea de tratamiento de alta presión antes de o en el cabezal de pozo; este enfoque permite el fácil manejo de las corrientes separadas sin alteración de las operaciones de fracturación comunes, completa la tarea sin modificación para el pozo y es una manera simple y efectiva de lograr el mezclado de las corrientes de gas natural y pasta-líquida. Esto resulta en un método simple, efectivo y confiable para mezclar estos componentes.

De manera alternativa, la corriente de fluido base puede ser combinada con la corriente de gas natural en un proceso de baja presión o dentro del pozo a la presión de fracturación. El gas natural es inyectado en un conducto dentro del pozo y la pasta-líquida en otro con las dos corrientes que se combinan en cierto punto en el pozo. En estos casos, se proporciona algún tipo de configuración especializada de cabezal de pozo o de pozo en la forma de un elemento tubular adicional y un espacio común en donde se pueden reunir las dos corrientes.

En una modalidad, la etapa 80 incluye proporcionar un suministro de gas natural licuado almacenado en contenedores criogénicos, la etapa 81 incluye emplear una bomba criogénica para procesar el gas natural licuado a presión de fracturación y suministrarlo a una velocidad adecuada y empleando un intercambiador térmico para calentar el gas natural liquido hasta la temperatura de aplicación, y la etapa 82 incluye combinar el gas natural con un fluido base con el mezclador (18) para obtener un fluido de fracturación resultante antes de pasar el fluido de fracturación resultante hacia el cabezal de pozo.

Ejemplos Se proporcionan los siguientes ejemplos solamente para ilustración y no pretenden limitar el alcance de la descripción o las reivindicaciones.

Ejemplo 1 La Figura 12 es un esquema de una modalidad que muestra una configuración en donde los componentes del sistema de fracturacion de gas natural están montados en una serie de camiones móviles. Los camiones móviles transportan el equipo para crear y presurizar la pasta de fracturacion en base a líquido; el combinador de fracturación (14), la fuente química (22), la bomba de alta presión (16), además transportan el equipo para almacenamiento, presurización y calentamiento del gas natural licuado; ios tanques de almacenamiento de LNG (215) y los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) y el equipo auxiliar; la fuente de purga inerte (45) y el controlador (58).

La configuración y aparato en cualquier unidad pueden ser alterados o el equipo puede ser montado temporal o permanentemente según se desee. Esta modalidad exhibe múltiples tanques de almacenamiento de LNG (215) conectados a múltiples camiones cisterna de fracturación de LNG (229). La prueba de presión de pre-tratamiento del sistema de bombeo de liquido y agente apuntalante, componentes (14), (16), (22) y conductos (26), (50), (42), (25) se completó con el líquido de fracturación (13) u otro líquido adecuado según se desee. El suministro líquido (13), la adición de agente apuntalante (12), la adición de agente químico (22), la combinación de agente apuntalante (14) y la presurización de pasta líquida (16) se completaron con los componentes de equipo como se muestra y se suministró a la línea de tratamiento de conducto de pasta-líquida (42). Los tanques de almacenamiento de LNG son conectados al conducto (62) a fin de permitir la ventilación hacia el quemador (20) a través de la línea de quemador (20a) hasta el inicio del tratamiento cuando se cierra la válvula (V18). El conducto (46) conecta la fuente de gas inerte (45) al conducto de entrada (23) para suministrar nitrógeno criogénico a las bombas de fracturación de LNG para enfriamiento criogénico, purga de pre-tratamiento y prueba de presión de las tuberías de suministro de LNG (23), equipo de bombeo y calentamiento (229) y el conducto de línea de tratamiento de gas natural (24). La fuente de gas inerte (45) es conectada también al conducto de línea de tratamiento de gas natural (24) a fin de permitir la ventilación o purga con nitrógeno gaseoso del sistema de alta presión si se requiere.

El gas natural purgado o ventilado puede ser dirigido hacia el separador (60) y hacia el quemador (20) a través del conducto de ventilación (49) con la válvula (V13) o el conducto (20a) con la válvula (V8). De manera similar, el conducto de baja presión (23) puede ser purgado con nitrógeno gaseoso o ventilado a través del conducto (46) por medio del conducto de ventilación (48) hacia el separador (60) y hacia el quemador (20) a través de la válvula (V14). El enfriamiento y purga se completan con nitrógeno criogénico dirigido a través de los conductos (46) y (23) hacia la entrada de los camiones cisterna de fracturación de LNG (229). A su vez, cada uno de los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) es inundado con el nitrógeno líquido hasta que son suficientemente enfriados para aceptar el LNG sin vaporización. El nitrógeno vaporizado es liberado desde los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) a través del conducto de línea de tratamiento de gas natural (24), la válvula (V6), el conducto de quemador (20a) hacia el quemador (20). Al establecer el enfriamiento en cada camión cisterna de fracturación de LNG (229), la válvula de quemador (V8) se cierra y el nitrógeno es bombeado y calentado por las unidades de fracturación de LNG para lograr una prueba de presión de alta presión del sistema con nitrógeno. El sistema de suministro de fluido base es aislado a través de este proceso al cerrar la válvula (V5). Al terminar la prueba de presión del sistema de bombeo de gas natural, se abre la válvula (V8), se libera la presión, la fuente de nitrógeno es aislada con la válvula (V12), y las válvulas de fuente de LNG (V4) son abiertas a fin de permitir el flujo de LNG dentro del sistema. Los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) son operados para desplazar el nitrógeno desde el sistema con el LNG en preparación al inicio del tratamiento de fractura. La descarga desde los camiones cisterna de fracturación de LNG es dirigida a través del conducto de línea de tratamiento (24) hacia la línea de quemador (20a) hasta que se observa el gas natural en el quemador. La válvula (V8) se cierra después, se abren las válvulas (V5), (V6) y (V7) y se inicia el tratamiento de fracturación. El LNG es extraído desde los tanques (215) a través del conducto (23), dentro de los camiones cisterna de fracturación de LNG (229) para presurización y calentamiento con descarga a través del conducto línea de tratamiento de gas natural (24). La corriente del fluido base de líquido-pasta desde el conducto (42) se mezcla con la corriente de gas natural gaseoso desde el conducto (24) dentro del mezclador de fluido de fracturación (18) y es dirigida hacia el pozo (19) a través del conducto de línea de tratamiento (25).

Ejemplo 2 Utilizando un aparato tal como aquel de la Figura 3, Figura 9 y Figura 11, se proporciona un ejemplo de la aplicación propuesta del sistema para ilustrar el método. El objetivo es estimular un yacimiento que contiene gas a una profundidad de 2500 m con 100 toneladas de agente apuntalante utilizando un tratamiento de fracturación de gas natural espumado con lechada al 75% de calidad. El pozo tiene perforaciones a una profundidad de 2500 m con 114.3 mm de revestimiento, sin tubería y una temperatura de fondo de pozo de 90°C. En este ejemplo, la fuente de gas natural es seleccionada como gas natural licuado (LNG) y se aplican el aparato y configuración relevantes de la Figura 3.

Cuadro 1. Fracturación de gas natural Fracturación de 100 Toneladas de Gas Natural con Lechada Espumada Fluido: Lechada Espumada de 75% con Gas Natural Apuntalante: 10 toneladas arena de tamiz 50/140 90 toneladas arena de tamiz 30/50 Velocidad de Tratamiento: 5.0 m3/min Cálculos de Invección Profundidad a Perforación Superior 2,5110.5 m Gradiente de Fracturación 18.0 kPa/m Presión de Fracturación de Fondo de Pozo 45,189 kPa Presión de Inyección de Superficie (1) 56,267 kPa Temperatura de Fondo de Pozo 90°C Densidad del Agua: 1,000 kg/m3 Velocidad de Combinador 1.3 m3/min Potencia de Bomba de Liquido Requerida 1,172 kW Gravedad Especifica de Gas Natural (2) 212.3 kg/m3 Factor de Volumen de Gas Natural (2) 312.0 n /sm3 Velocidad de Gas Natural 1170 sm3/min Bombas de Fracturación de LNG Requeridas unidades @ 160 sm3 cada una (1) Calculada para la columna de espuma comprimible a una velocidad con reologla de fluido base para lechada. (2) A la presión de fracturación de fondo de pozo.

Volumen de Pozo para Perforación Superior Intervalo |D Capacidad Volumen Tubería 0~0 0.0 mm 0.00000 m3/m 0.0 m3 Revestimiento 2510.5 m 95.0 mm 0.007088 m3/m 17.8 m3 Total 2510.5 m 17.8 m3 3 Sub-descarga 0.5 m Volumen de Flujo (sin sobre-descarga) 17.3 m3 El equipo es movilizado hacia el sitio de pozo y colocado.

Para este tratamiento, el equipo específico incluye uno de un camión cisterna de alta presión (16) a una capacidad de hasta 1,127 kW, siete camiones cisterna de fracturación de LNG de 160 sm3/min (229) para una velocidad de 1,170 sm3/min, dos tanques de líquido de 64 m3 (13) y tres tanques de 60 m3 de LNG (215). Una fuente de purga inerte es suministrada con nitrógeno líquido. Se proporciona la fuente de agente químico (22) para aplicar dos aditivos. Se realiza una reunión de seguridad pre-instalación que detalla los sitios de riesgo, la ubicación del equipo de seguridad, áreas de seguridad, y el plan de evacuación de sitio. El equipo es instalado en la siguiente configuración especificada en la Figura 9 y Figura 11 que incluye la adaptación presentada en la Figura 3 para un tratamiento de fractura de fuente LNG. Los tanques de líquido (13) están cargados con 119 m3 de agua y se proporcionan 168 m3 de LNG en los tanques de almacenamiento de LNG (215). El contenedor de suministro de agente apuntalante (12) es cargado con 10 toneladas de arena de tamiz 50/140 y 90 toneladas de arena de tamiz 30/50. La fuente química (22) es cargada con un redactor de fricción hasta 107 L de volumen y un agente tensioactivo de espumado hasta 308 L de volumen.

Se conduce entonces una prueba de presión en el sistema. De modo común para una presión de inyección anticipada que se aproxima a 57,000 kPa, la prueba de presión de los componentes de alta presión se completa hasta una presión de 69,000 kPa. La manipulación y operación de válvula del aparato se completa bajo el control del controlador (58). La prueba de presión para la porción líquida del sistema, desde la válvula de salida de los tanques de líquido de fracturación (V1) hasta la válvula de tratamiento de control de cabezal de pozo (V7), se completa con agua desde los tanques de líquido de fracturación (13). Para iniciar la prueba de presión se cierran las válvulas (V1), (V3), (V6), (V7), (V8), (V10) y (V16). La válvula (V1) es abierta después para liberar agua hacia el combinador de fracturación (14). El combinador de fracturación es operado para hacer circular agua a una presión de operación comúnmente inferior a 700 kPa (100 psi) y se confirma la ausencia de fugas. La válvula (V3) es abierta después para alimentar agua hacia la bomba de pasta de alta presión (16). Un puerto de desahogo (no mostrado) en la línea de tratamiento (42), antes de que se abra la válvula (V5) a fin de permitir el flujo a través de la bomba de alta presión. La bomba de alta presión (16) es girada lentamente para capturar la alimentación de agua y cuando una corriente de agua complete escapa desde el puerto de desahogo, la bomba es completamente cebada y se cierra el puerto. Todo el personal despeja el área y se aplica energía adicional a la bomba de alta presión (16) para presurizar la bomba misma y además el conducto (42) y (25) las líneas de tratamiento, las válvulas (V5), (V6), (V7) y (V18) y el mezclador de pasta de la corriente de gas natural (18) hasta la presión de prueba requerida de 69,000 kPa. Cuando está a la presión de prueba, la bomba de pasta de alta presión (16) es detenida entonces y se verifica el cumplimiento de los componentes probados. La presión es liberada después desde la línea de liquido y se completa la prueba del sistema de líquido.

Se inicia entonces la preparación y prueba del sistema de gas natural. Se completa la prueba de presión en todos los componentes desde la válvula (V42) a través de la válvula (V6) que incluye el conducto de la línea de alimentación de vapor (32) para la fuente de LNG (215) y se usará nitrógeno para la prueba de presión, purga y enfriamiento del sistema de transportación de gas natural. Para iniciar la prueba de presión, se cierran las válvulas (V4), (V6), (V11), (V12), (V13), (V14) y (V15). La válvula (V12) es abierta después y la fuente de purga inerte es operada para bombear y vaporizar el nitrógeno dentro del sistema hasta una presión de 2 MPa (300 psi) para completar una prueba de presión de baja presión. Se detiene entonces la operación de la fuente de purga inerte y se revisa si hay fugas en el conducto (23), las válvulas (V4), (V6), (V12), (V13), (V14) y (V15). A la confirmación de que no hay fugas, la presión es desahogada desde el sistema a través del quemador (V20) a través del conducto de linea de ventilación (48) al abrir la válvula (V14). Se cierra entonces la válvula (V14) y la fuente de LNG (15) es operada para liberar nitrógeno líquido hacia el camión cisterna de fracturación de LNG (229) a través del conducto (46) dentro del conducto (23). La bomba de fracturación de LNG (229) es operada y los componentes internos criogénicos son inundados con el nitrógeno liquido el cual se evapora al contacto con los componentes calientes. El vapor de nitrógeno creado es ventilado hacia la atmósfera a través del conducto de línea de quemador (20) hasta que los componentes internos están suficientemente fríos de manera que el nitrógeno líquido ya no se evapora. Se detiene entonces la operación de la bomba de fracturación de LNG (229) y se verifica si hay fugas en el conducto (23), las válvulas (V42), (V14) y (V12). La bomba de fracturación de LNG (229) es operada entonces para presurizar y evaporar el nitrógeno líquido con el vapor dirigido hacia el quemador para purgar todo el aire desde el sistema de prueba. Se puede determinar una purga completa mediante la colocación de un medidor de oxígeno en la corriente de purga o mediante bombeo del requerimiento volumétrico para purga con un factor seguro. Al completar la purga, se detiene entonces la bomba de fracturación de LNG (229) y se cierra la válvula (V6). Todo el personal despeja el área y se aplica energía adicional a la bomba de fracturación de LNG (229) para presurizar la bomba misma además del conducto (24) la línea de tratamiento y las válvulas (V6), (V13) y (V15) hasta la presión de prueba requerida de 69,000 kPa. Cuando está en esta presión, se detiene la bomba de fracturación LNG (229) y se revisa si hay fugas en los componentes probados. En este momento, el conducto de línea de alimentación de vapor (32) es probado mediante la apertura de la válvula (V11) a fin de permitir la presión de nitrógeno dentro del conducto. La válvula de entrada de vapor (V22) para el tanque de fuente de LNG (15) permanece cerrada durante la prueba a fin de evitar la presurización del tanque de LNG con nitrógeno. La válvula (V11) es manipulada para presurizar el conducto de prueba (32) solamente hasta la disposición de alivio de presión del tanque de fuente de LNG (15). La fuente de purga inerte (45) es aislada después del sistema mediante el cierre de la válvula (V12). La presión es liberada entonces desde la línea de líquido hacia el quemador y se completan la purga y la prueba de presión. La válvula de control del tanque de fuente de LNG (V42) es abierta entonces y la válvula (V6) abierta para permitir de nuevo el flujo hacia el conducto de línea del quemador (20).

La bomba de fracturación de LNG (229) es operada entonces con una alimentación de LNG para desplazar el nitrógeno líquido desde el conducto (23) a través de la bomba y los conductos (24) y (25) hacia el conducto de línea del quemador (20) con gas natural. Esto asegura que se ha establecido una alimentación de LNG para la bomba de fracturación de LNG antes de iniciar las operaciones. El sistema de quemador (20) es probado en este momento.

Se sostiene entonces una reunión de seguridad y operaciones de pre-tratamiento con todo el personal. Se revisan los riesgos de sitio que incluyen la ubicación del equipo de seguridad, áreas de seguridad, y el plan de evacuación de sitio. La reunión de operación detalla los procedimientos de tratamiento, responsabilidades de equipo, niveles máximos de presión y cualesquiera otros detalles específicos para esta operación de tratamiento de pozo o fractura.

La fuente de gas natural (215), usualmente provista a o cerca de la presión atmosférica, es pre-presurizada hasta 350 kPa (50 psig) utilizando la Bomba de Fracturación de LNG (229) a través del conducto de línea de vapor (232) con las válvulas (V12) y (V22) abiertas para asegurar la adecuada presión de alimentación durante la operación de fracturación. Una vez que se ha realizado la prueba de presión del sistema para seguridad y la fuente de LNG (215) presurizada, bajo el control del controlador (58), se cierran la válvula de quemador (V8) y la válvula de línea de gas natural (V6). Se abren la válvula de línea de líquido (V5) y la válvula de control de pozo (V7).

Las operaciones de bombeo de fractura se inician ahora de acuerdo con el Programa de Tratamiento de Fracturación de ejemplo del Cuadro 2. La operación de equipo y la manipulación de válvula se completan utilizando el controlador (58) a través del proceso asegurando que el personal no entra al área de riesgo de alta presión de alta presión durante el tratamiento. La válvula de control del fluido de fracturación líquido (V1) se abre y el combinador de fracturación (14) operado con la bomba de pasta de alta presión (16) para iniciar una velocidad de alimentación de líquido dentro del pozo a 0.5 m3/min para iniciar el llenado del pozo. Se agregan los agentes químicos, el reductor de fricción y el agente tensioactivo de espumado, a la corriente de líquido a las proporciones requeridas bajo el control del controlador (58). Las propiedades de la espuma de gas natural creada pueden ser controladas de varias maneras. La alteración de la calidad de la espuma, la proporción de gas natural a volumen total, cambiará la densidad y viscosidad de la mezcla resultante. La alteración de la resistencia o la concentración del agente tensioactivo de espumado alterará el tamaño de burbuja de gas y cambia la viscosidad resultante de la espuma. El cambio de la viscosidad de la fase líquida mediante la adición de un viscosificante alterará la viscosidad resultante de la espuma. Se abre la válvula (V6) y la bomba de fracturación de LNG (229) es operada para empezar la inyección del gas natural gaseoso dentro de la corriente líquida. Se inicia el bombeo de la corriente líquida y se establece antes de que sea operada la bomba de corriente de gas natural para asegurar que el gas natural no es inadvertidamente retroalimentado hacia el sistema de líquido. El controlador (58) monitorea la velocidad de alimentación de líquido y la velocidad de adición de gas natural a través de los medidores de flujo adicionales o contadores de carrera de bomba y ajusta la bomba de fracturación de LNG (229) para mantener la correcta relación de gas natural a líquido para una espuma de 75% de calidad. Con una velocidad de llenado de pozo especificada en esta instancia a una velocidad total de 2.0 m3/min de espuma, la bomba de fracturación de LNG (229) es regulada a una velocidad de 468 sm3/min. Esto requiere de una velocidad de LNG desde la fuente de almacenamiento (215) de 0.78 m3/min. El bombeo para llenar el pozo se continua hasta que se han bombeado 17.8 m3 de espuma. El pozo desde la superficie hasta las perforaciones está lleno ahora de espuma de gas natural. Se continúa el bombeo y se eleva la presión dentro del pozo como un volumen adicional que es bombeado hasta que se alcanza la presión de ruptura de la formación y se inicia la fractura subterránea. Se llena ahora el pozo, se inicia la fractura y se establece una velocidad de alimentación dentro de la fractura subterránea. Se incrementa entonces la velocidad total hasta la velocidad de tratamiento deseada de 5.0 m3/min y se inicia la inyección de almohadilla espumada. Una velocidad de líquido de 1.25 m3/min y una velocidad de gas natural de 1170 sm3/min, que requiere una velocidad de alimentación de 1.96 m3/min de LNG, genera una velocidad total de 5.0 m3/min a la presión de fracturación subterránea anticipada de 45,189 kPa. Como un gas comprimible, la velocidad de gas natural requerida en superficie se basa en la presión de fracturación de fondo de pozo y la velocidad total de objetivo. La compresión de gas natural a 45,189 kPa y 90°C es tal que se requiere de 312 sm3 de gas natural para crear un m3 de espacio. En el caso de que la presión de fracturación inferior varíe de aquella anticipada, el controlador (58) ajusta la velocidad de gas natural de superficie para mantener la adecuada velocidad de fondo de pozo para una calidad e espuma del 75%. La almohadilla espumada de gas natural se continua hasta que un volumen de espuma total de 40 m3, 10 m3 de agua a una calidad del 75%, es bombeado dentro del pozo. La almohadilla sirve para extender y ensanchar la fractura subterránea lo suficiente para aceptar el agente apuntalante contenido dentro de las etapas de tratamiento siguientes.

Cuadro 2. Programa de Tratamiento de Fracturación - Fracturación de Lechada Espumada con 100 Toneladas de Gas Natural ti".') mimMi im ice..' Según el programa de tratamiento, se inicia el agente apuntalante mediante la apertura de la válvula de suministro agente apuntalante (V2) que inicia el flujo de agente apuntalante dentro del combinador de fracturación (14). En este ejemplo se utiliza arena de varios tamaños de tamiz; sin embargo, se puede aplicar cualquier otro agente apuntalante natural o sintético de la misma manera. La velocidad del flujo de agente apuntalante dentro del combinador es controlada a través de tornillos sin fin, bandas o puertas corredizas para lograr la proporción correcta de agente apuntalante en la corriente líquida. En este diseño de programa de tratamiento de fractura, la velocidad del combinador de fracturación (14) y la bomba de pasta de alta presión (16) se mantiene constante de modo que la velocidad del agua se reduce debido a la velocidad del agente apuntalante agregado. Para mantener la calidad de espuma y la velocidad de inyección de espuma total requerida, se ajusta la velocidad del gas natural. En este caso para mantener la velocidad de fondo de pozo, se reduce la velocidad del líquido desde 1.25 m3/min hasta 1.22 m3/min y se disminuye la velocidad del gas natural desde 1,170 sm3/min hasta 1,143 sm3/min para explicar el agente apuntalante agregado. Se continúa el programa de tratamiento con concentraciones de arena que se incrementan con el ajuste de las velocidades de agua y gas natural hasta que se ha bombeado suficiente agente apuntalante. Si se presenta una pérdida de arena, cuando el agente apuntalante esté dentro del pozo o la fractura de fondo de pozo se bridges hasta un grado tal que se restringe la inyección y la presión se incrementa más allá del nivel máximo permisible, se detendrá toda la inyección y no se considerarán los intentos para re-iniciar la inyección. Una vez que se ha bombeado el agente apuntalante, el pozo es inundado lo cual desplaza el agente apuntalante a través del equipo de superficie, bajo el pozo y dentro de la fractura subterránea. El pozo será inundado con el volumen de espuma especificado como se calculó con una sub-descarga fijada en 0.5 m3 para este ejemplo. Durante la descarga, si la presión de fracturación subterránea difiere de aquella anticipada, será necesario ajusfar el volumen de gas natural bombeado dentro de la descarga para la capacidad de compresión cambiada a fin de asegurar que se bombea el correcto volumen de descarga. Al inundar el poso se apaga todo el equipo, se cierra la válvula (V7), se registra la presión de cierre instantánea y se asegura todo el equipo y todas las fuentes de materiales. Toda la presión en los conductos de líneas de tratamiento y equipo de bombeo es liberada a través del conducto de línea de quemador (20) y el equipo que contiene gas natural es purgado con nitrógeno. Se instala después el equipo de fractura de gas natural. Obsérvese que la calidad de espuma del 75% presentada en este ejemplo es solamente un valor posible para la calidad de espuma y dependiendo de los requerimientos de pozo, se pueden utilizar calidades de espuma desde menos del 60% hasta más del 95%. Además, la cantidad de gas natural aplicada o la calidad de espuma utilizada en la almohadilla, para transportar el agente apuntalante o para inundar el pozo se pueden variar de manera individual. Además, este diseño de tratamiento se basa en el mantenimiento de una velocidad de combinador constante. La concentración de agente apuntalante también se puede cambiar mediante el ajuste de la velocidad de combinador en tanto que compensa con la velocidad de gas natural para generar una calidad de espuma diferente aunque se mantiene aún la misma velocidad de inyección general. De hecho, si se desea, puede no emplearse el agente apuntalante.

Después de la instalación del equipo de fracturación y en el momento que de considere adecuado para el pozo que se fractura, el pozo es inundado para limpieza y evaluación. La espuma de gas natural es sincronizada para frenar el reflujo de modo que el gas natural y el agua ya no están estrechamente entremezclados en la forma de una espuma estable. En vez de ello, el agua y el gas natural están simple y aleatoriamente combinados. La ruptura de la espuma se puede lograr a través de varios métodos, por ejemplo mediante la degradación del agente tensioactivo de espumado. La degradación puede incluir la disociación de la molécula de espumado del agente tensioactivo a través de ruptura térmica o por medio de ataque químico. La remoción del agente tensioactivo de espumado desde la fase líquida se logra de modo común mediante sorción de la molécula sobre sólidos tales como la roca del yacimiento contactado. La ruptura de la espuma de gas natural puede estar acompañada también por una reducción controlada en viscosidad de la fase líquida. El reflujo del pozo posterior a la fracturación se logra mediante reducción de la presión en el cabezal de pozo a fin de permitir que los fluidos de fracturación fluyan desde el pozo, I fractura creada y el yacimiento, abriendo de esta manera una trayectoria de flujo para que fluyan el petróleo y gas del yacimiento. Dentro del yacimiento, la reducción de la presión permite que el gas natural se expanda y funciona para forzar la fase líquida del fluido de fractura desde el yacimiento y la fractura. La expansión del gas natural asegura también que existe una fase gaseosa dentro del yacimiento y fracturas creadas. Esta fase gaseosa proporciona la permeabilidad para el gas dentro del área de yacimiento cercana y reduce además las presiones capilares reteniendo la fase líquida en la matriz de yacimiento. Se logra un beneficio adicional con la solubilidad del gas natural en la fase líquida resultando en tensión de superficie reducida. Este mecanismo puede reducir adicionalmente la presión capilar y mejorar la permeabilidad relativa. Dentro del pozo, la reducción de la presión permite que el gas natural se expanda y reduce además la densidad del gas natural y columna de liquido combinados en el pozo. Esta densidad reducida sirve para mejorar el flujo de gas natural y líquido sobre el pozo reduciendo la presión de flujo de fondo de pozo. La presión de fondo de pozo reducida permite un mayor diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo permitiendo una mayor presión de cambio de nivel para mejorar el movimiento del fluido de fracturación desde el yacimiento y dentro del pozo. Se mejora por tanto el flujo de la fase líquida fuera del yacimiento y las fracturas creadas asegurando que no ocurra un bloqueo de líquido.

El gas natural inyectado y los líquidos de fluido de fracturación liberados desde el pozo son desviados hacia el separador de fase (60) en donde los gases, líquidos y sólidos pueden ser separados. Los sólidos producidos pueden incluir el agente apuntalante de fracturación y se acumulan dentro del recipiente separador (60) y removidos según sea necesario por consideraciones de espacio. Los líquidos se acumularon dentro del separador (60) y fueron drenados dentro de contenedores de almacenamiento, no mostrados. Durante el flujo para limpieza y la evaluación, el gas natural inyectado y en base a recipiente es dirigido desde el recipiente separador (60) hacia el apilamiento de quemador (20) o desviados de manera preferible hacia la tubería de gas (21) para reventa. El uso de gas natural como el energizador de fase gaseosa permite la desviación hacia la tubería de gas y la limpieza de fractura sin fracture la necesidad del quemado. De manera adicional, el uso de gas natural permite la venta inmediata del gas natural inyectado o del gas de yacimiento. Como una consideración adicional, el ejemplo anterior utiliza sólo aproximadamente 110 m3 (229,000 galones) de agua en tanto que la colocación del mismo tratamiento sin energización requeriría de un exceso de 430 m3 (113,000 galones) de agua. El remplazo de un volumen de agua similar con los gases convencionales dióxido de carbono o nitrógeno requeriría de quemado o depuración significativos a partir del gas producido antes de lograr una especificación común para la venta de gas. La calidad de espuma se puede incrementar más allá del 75% para reducir aún más el consumo de agua. Estos aspectos reducen el impacto ambiental y mejoran la economía.

Métodos comparables que utilizan un enfoque igual al anterior están dentro de otras modalidades y son aplicables para otros tipos de tratamientos de fracturación y aplicaciones que incluyen fluidos de fracturación energizados y de neblina; con y sin agentes apuntalantes; con y sin líquidos de fracturación tales como ácidos, aguas, salmueras, metanol, e hidrocarburos; y para el uso en todos los tipos de yacimiento que incluyen petróleo y gas compactos, metano de yacimiento de carbón, petróleo y gas de esquisto y recuperación convencional de petróleo y gas.

Varias modificaciones para esas modalidades serán evidentes para los expertos en la técnica. La presente invención no pretende estar limitada a las modalidades aquí mostradas, sino que se acordará con el alcance completo compatible con las reivindicaciones, en donde la referencia a un elemento en singular, mediante el uso del artículo "un" o "una" no está destinado a representar "uno y solamente uno " a menos de que se establezca específicamente de esa manera, sino "uno o más". Todos los equivalentes estructurales y funcionales para los elementos de las diversas modalidades descritas a través de la descripción que se conocen o que sean conocidos más adelante por aquellos con experiencia ordinaria en la técnica están destinados a estar comprendidos por los elementos de las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema para generar una mezcla de fluido de fracturación energizado para fracturar hidráulicamente una formación de fondo de pozo, el sistema que comprende: (a) una fuente de fluido base de fracturación; (b) una bomba de fluido base acoplada de manera fluida a la fuente de fluido base de fracturación, y configurable para presurizar un fluido base líquido hasta por lo menos una presión de fracturación de una formación; (c) una fuente gas natural licuado ("LNG"); (d) un ensamble de bomba de LNG acoplado de manera fluida a la fuente de LNG y que comprende un componente de bomba configurable para presurizar el LNG por lo menos hasta la presión de fracturación, y un componente de calentador configurable para vaporizar el LNG presurizado hasta una fase gaseosa; y (e) un mezclador de fluido de fracturación que tiene la primera entrada acoplada de manera fluida a la bomba de fluido base, una segunda entrada acoplada de manera fluida al ensamble de bomba de LNG y una salida para acoplamiento a un cabezal de pozo, y para mezclar el fluido base líquido y el gas natural gaseoso para formar una mezcla de fluido de fracturación para inyección dentro del cabezal de pozo.

2. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el componente de bomba comprende por lo menos una bomba centrífuga criogénica.

3. Un sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el componente de bomba comprende una bomba de LNG de alta presión acoplada de manera fluida a dicha por lo menos una bomba criogénica y que está clasificada al menos para la presión de fracturación de la formación.

4. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el componente de calentador comprende por lo menos intercambiador térmico acoplado de manera fluida al componente de bomba para recibir LNG presurizado, y acoplado térmicamente a una fuente de calor capaz de calentar el LNG presurizado al menos hasta la temperatura de aplicación deseada.

5. Un sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el componente de calentador es un calentador catalítico sin flama.

6. Un sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el calentador catalítico sin flama comprende por lo menos un elemento catalítico que se puede comunicar de manera fluida con y capaz de oxidar un gas combustible para generar calor, y un conducto LNG térmicamente acoplado aunque separado de manera fluida desde el elemento catalítico y para hacer fluir LNG a través del mismo.

7. Un sistema de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el calentador catalítico sin flama comprende múltiples elementos catalíticos colocados de manera concéntrica alrededor del conducto de LNG formando un paquete catalítico para un paso individual a través del LNG a través del calentador catalítico sin flama.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el mezclador incluye una línea de flujo principal que incluye un extremo de entrada y un extremo de salida, un conducto de codo conectado a y en comunicación de fluido con la línea de flujo principal entre el extremo de entrada y el extremo de salida, el conducto de codo que se extiende en un ángulo agudo desde el extremo de entrada y una trayectoria de flujo sustancialmente lineal a través de la línea de flujo principal, el extremo de entrada conectado para recibir flujo del fluido base desde la bomba de fluido base y el conducto de codo conectado para recibir el flujo del gas natural desde el ensamble de bomba de LNG.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fuente de LNG comprende por lo menos un tanque de LNG, y el sistema comprende además un conducto de retorno de gas natural gaseoso acoplado de manera fluida al componente de calentador y el tanque para alimentar gas natural gaseoso presurizado hacia el tanque a fin de presurizar el tanque.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, que comprende además un quemador, un conducto de línea de quemador acoplado de manera fluida al quemador y una válvula reductora de presión que acopla de manera fluida el conducto de línea del quemador al tanque de modo que el gas natural gaseoso en el tanque puede ser ventilado hacia el quemador.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, que comprende además una fuente de gas inerte criogénico, una unidad de licuefación expansora de gas inerte acoplada de manera fluida a la fuente de gas inerte y que tiene una válvula de entrada acoplada de manera fluida al tanque para recibir gas natural gaseoso desde el tanque y una válvula de salida acoplada al tanque para suministrar LNG al tanque, la unidad de licuefación de gas inerte configurada para permitir que un gas inerte criogénico se evapore en la misma y ocasione suficiente enfriamiento para licuar el gas natural gaseoso de la misma en LNG.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fuente de LNG comprende múltiples tanques de LNG, un conducto de línea de vapor intertanque acoplado de manera fluida a cada tanque, y un conducto de línea de líquido intertanque acoplado de manera fluida a cada tanque.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fuente de fluido base de fracturación comprende un suministro de un líquido de fracturación, y opcionalmente por lo menos uno de un agente apuntalante y un agente químico modificador de fracturación.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la fuente de fluido base de fracturación incluye por lo menos uno del agente apuntalante y el agente químico modificador de fracturación y el sistema comprende además un combinador para combinar el fluido base y por lo menos uno del agente apuntalante y agente químico modificador de fracturación corriente arriba del mezclador.

15. Un método para fracturar hidráulicamente una formación de fondo de pozo, que comprende: (a) proporcionar un fluido base líquido y presurizar el fluido base al menos hasta una presión de fracturación de la formación; (b) proporcionar el gas natural licuado (LNG) y presurizar el LNG por lo menos hasta la presión de fracturación calentando después el LNG hasta que el LNG es vaporizado hasta una fase gaseosa; (c) mezclar el fluido base líquido presurizado y el gas natural gaseoso presurizado para formar una mezcla de fluido de fracturación hidráulica; (d) inyectar la mezcla del fluido de fracturación a través de un cabezal de pozo y dentro de un pozo en comunicación con la formación; y (e) continuar la inyección de la mezcla del fluido de fracturación hasta que se fractura la formación.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el fluido base de fracturación comprende un líquido de fracturación, y de manera opcional por lo menos uno de un agente apuntalante y un agente químico modificador de fracturación.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido base de fracturación incluye por lo menos uno del agente apuntalante y el agente químico modificador de fracturación y el método comprende además combinar el líquido de fracturación con dicho por lo menos un agente apuntalante y agente químico modificador de fracturación antes de mezclar el fluido base con el gas natural.

18. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el fluido de fracturación energizado es una espuma.

19. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el LNG es proporcionado desde por lo menos un tanque de LNG y el método comprende además ventilar el gas natural gaseoso en el tanque de LNG hacia un quemador.

20. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el LNG es proporcionado desde por lo menos un tanque de LNG y el método comprende además recibir el gas natural gaseoso desde ei tanque de LNG y enfriar el gas natural gaseoso dentro del LNG mediante la evaporación de un gas inerte criogénico y poniendo en contacto el gas inerte vaporizado con el gas natural gaseoso.