RU2632080C2 - Интенсификация с помощью природного газа - Google Patents
Интенсификация с помощью природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632080C2 RU2632080C2 RU2015144276A RU2015144276A RU2632080C2 RU 2632080 C2 RU2632080 C2 RU 2632080C2 RU 2015144276 A RU2015144276 A RU 2015144276A RU 2015144276 A RU2015144276 A RU 2015144276A RU 2632080 C2 RU2632080 C2 RU 2632080C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- source
- compressor
- fluid
- fracturing
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 300
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 145
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 148
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 47
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 34
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 12
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 5
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000009916 joint effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M Aminoacetate Chemical compound NCC([O-])=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000001356 surgical procedure Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Предложены способ и устройство для гидроразрыва пласта. Устройство содержит источник текучей среды для гидроразрыва, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, проходящим в подземную формацию; причем источник текучей среды для гидроразрыва содержит текучую среду для гидроразрыва и воду; источник природного газа; компрессор, имеющий вход, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа, имеющий выход, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, и выполненный с возможностью сжатия природного газа, получаемого на входе, для подачи к выходу, систему рекуперации тепла для приема тепловой энергии от компрессора, причем тепловая энергия изменяет температуру текучей среды для гидроразрыва, воду или сжатый природный газ; и источник сжиженного газа, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины. Причем давление текучей среды для гидроразрыва является более высоким давлением по отношению к давлению сжатого природного газа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва пласта. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Область техники
[0001] Подземная формация, из которой добывают нефть, газ, метан угольного пласта, битуминозные пески, нефтеносный сланец, и/или сланцевый газ, может нуждаться в интенсификации для увеличения потока углеводородов из формации, чтобы сделать или поддерживать эксплуатацию экономически выгодной. Аналогично, подземная формация, используемая для хранения или утилизации текучей среды, может нуждаться в увеличении потока текучей среды в формацию. Разрыв подземной формации для интенсификации добычи или улучшения приемистости влечет за собой нагнетание текучих сред высокого давления в формацию через одну или больше скважин, проходящих в формацию и сообщающихся с ней по текучей среде.
[0002] Такая текучая среда высокого давления для гидроразрыва может представлять собой или содержать водный раствор, обработанный различными химическими веществами, такими как поверхностно-активные вещества, пенообразователи, сшиватели (вещества, образующие поперечные связи) и/или гелеобразующие вещества. Текучая среда для гидроразрыва может также включать в себя расклинивающие наполнители, такие как боксит, песок и/или керамические твердые частицы. Однако некоторые такие текучие среды для гидроразрыва не лишены недостатков. Например, в некоторых частях мира воду, используемую в создании текучей среды для гидроразрыва, может быть трудно и/или дорого получить. Существующие текучие среды для гидроразрыва также могут быть недостаточно экологически безопасными и/или подходящими для повторного использования, без увеличения времени, за которое могут быть выполнены операции разрыва, задерживая начало добычи или извлечение прибыли от углеводородов из скважины и/или приводя к потере углеводородов во время или после операции разрыва. Существующие операции разрыва также могут быть неэкономичными при сбережении отходов, тепла и/или побочных продуктов экологически безопасным и/или экономичным способом.
Сущность изобретения
[0003] В настоящем изобретении предлагается устройство, содержащее источник текучей среды для гидроразрыва, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, проходящим в подземную формацию, источник природного газа и компрессор. Компрессор имеет вход, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа, и выход, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, и выполнен с возможностью сжатия природного газа, получаемого на входе, для подачи к выходу. Источник сжиженного газа также сообщается по текучей среде со стволом скважины.
[0004] В настоящем изобретении также предложен способ, заключающийся в пропускании природного газа от источника природного газа, расположенного на буровой площадке, к компрессору, расположенному на буровой площадке. Затем природный газ сжимают за счет действия компрессора. Затем сжатый природный газ смешивают с текучей средой для гидроразрыва, получаемой от источника текучей среды для гидроразрыва, расположенного на буровой площадке, в результате чего образуют находящуюся под давлением смесь. Затем подземную формацию подвергают разрыву путем введения находящейся под давлением смеси в ствол скважины, проходящий от буровой площадки в подземную формацию.
[0005] Данные и дополнительные аспекты настоящего изобретения изложены в следующем описании, и/или могут быть изучены специалистом в данной области при прочтении материалов настоящего документа, и/или при осуществлении на практике изложенных здесь принципов. По меньшей мере некоторые аспекты настоящего изобретения могут быть достигнуты с помощью средств, приведенных в прилагаемой формуле изобретения.
Краткое описание чертежей
[0006] Настоящее изобретение лучше понятно из следующего подробного описания при рассмотрении прилагаемых чертежей. Подчеркивается, что, в соответствии с обычной практикой в промышленности, различные детали вычерчены не в масштабе. Действительно, размеры различных деталей могут быть произвольно увеличены или уменьшены для ясности изложения.
[0007] На фиг.1 изображен обзор примера операции разрыва в соответствии с одним или большим количеством аспектов настоящего изобретения.
[0008] На фиг.2-7 изображены различные примеры вариантов осуществления стороны природного газа для операции разрыва в соответствии с одним или большим количеством аспектов настоящего изобретения.
[0009] На фиг.8 и 9 изображен пример скважинной точки инжекции компонента природного газа текучей среды для гидроразрыва в соответствии с одним или большим количеством аспектов настоящего изобретения.
Подробное описание
[0010] Следует заметить, что при разработке реального осуществления в пределах объема настоящего изобретения может быть выполнено множество конкретных решений для конкретного осуществления, чтобы достичь поставленных целей, например соответствия ограничениям, связанным с системой или с бизнесом, которые могут изменяться от одного варианта осуществления к другому. Кроме того, специалисту следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря этому описанию, быть рутинным делом для специалиста в данной области техники.
[0011] Пример вариантов осуществления в пределах объема настоящего изобретения описан ниже со ссылками на прилагаемые чертежи. Множество деталей изложено ниже для обеспечения более полного понимания различных аспектов настоящего изобретения. Однако специалисту в данной области будет понятно, что примеры осуществления, раскрытые здесь, могут быть осуществлены на практике без некоторых из этих деталей. В других случаях хорошо известные детали могут не описываться подробно, чтобы избежать усложнения следующего описания.
[0012] Различные термины и фразеология используются здесь для целей описания, и поэтому не могут ограничивать объем изобретения. Выражения, такие как «включающий», «содержащий», «имеющий», «заключающий» и «вовлекающий», и их варианты предназначены для расширения и охвата объектов, перечисленных затем, эквивалентов и дополнительных объектов, явно не выраженных.
[0013] Кроме того, настоящее описание может повторять ссылочные цифровые и/или буквенные обозначения в различных примерах осуществления. Эти повторения выполнены с целью простоты и ясности и сами по себе не навязывают связь между различными описываемыми вариантами осуществления, воплощениями и/или конфигурациями.
[0014] Варианты осуществления в пределах объема настоящего изобретения могут относиться в целом, но без ограничения, к операциям гидроразрыва пласта и интенсификации скважины. Варианты осуществления в пределах объема настоящего изобретения могут также относиться к одной или более текучих сред для гидроразрыва и/или способам гидроразрыва подземной формации, таким как интенсификация добычи углеводородов из скважины и/или улучшения проницаемости подземной формации, например, для облегчения инжекции текучих сред в скважину.
[0015] В настоящем изобретении предложен по меньшей мере один новый способ и/или система для интенсификации подземных формаций с использованием текучей среды для гидроразрыва, содержащей природный газ, такой как сжиженный природный газ (liquefied natural gas, LNG), сжатый природный газ (compressed natural gas, CNG), газовые гидраты, гелеобразный LNG, вспененный LNG, и текучую среду для гидроразрыва, вспененную с помощью природного газа, среди прочих примеров, также в пределах объема настоящего изобретения. Текучая среда для гидроразрыва в пределах объема настоящего изобретения может содержать природный газ, который может быть получен из локального источника, скомбинированный по меньшей мере с одним из компонентов: LNG, сжиженный углекислый газ и сжиженный азот. Данная комбинация может дополнительно содержать расклинивающий наполнитель и/или волокно. Источник природного газа может быть расположен в пределах расстояния, доступного для транспортирования, от ствола скважины. Например, источник природного газа может добывать природный газ из вспомогательной скважины, расположенной на расстоянии менее примерно пяти километров, от компрессора, используемого для получения сжатого природного газа для основной скважины, например, напрямую или не напрямую соединенной с компрессором. Источник природного газа также может быть расположен в той же подземной формации, что и основная скважина.
[0016] Природный газ представляет собой многокомпонентный газ, полученный из скважины сырой нефти (называемый попутным газом) или из подземной газосодержащей формации (называемый непопутным газом). Состав и давление природного газа может значительно изменяться. Например, поток природного газа может содержать метан (CH4) как основной компонент. Сырой природный газ может также содержать этилен (C2H4), этан (C2H6), другие углеводороды, один или больше кислых газов (таких как углекислый газ, сероводород, сернистый карбонил, сероуглерод и меркаптаны) и/или минимальное количество воды, азота, сульфида железа, воска, сырой нефти и/или другие примеси. LNG представляет собой природный газ, который был обработан для удаления азота, воды, тяжелых углеводородов (например, C7+) и/или других примесей, а затем сконденсирован до жидкого состояния при давлении, близком к атмосферному, путем охлаждения и сброса давления.
[0017] Составы для гидроразрыва в пределах объема настоящего изобретения могут содержать высокие концентрации газовых составов для разрыва, которые представляют собой пену с грубой структурой. Другой пример включает в себя амфотерное глицинатное поверхностно-активное вещество, такое, которое может увеличивать вязкость и/или обеспечивать регулирование вязкости составов путем регулирования кислотного числа, pH. Другой пример состав для разрыва включает в себя полярное основание, полиакрилат и активатор, который ионизирует полиакрилат до гигроскопического состояния. Состав для разрыва в пределах объема настоящего изобретения может также содержать углекислый газ и/или азот, используемый для создания пены с высоким содержанием газа. Другой пример состава для разрыва включает в себя жидкую смесь пропана/азота.
[0018] Фиг.1 представляет структурную схему, изображающую один или более аспектов системы и/или способа для интенсификации подземный формации с использованием текучей среды для гидроразрыва, содержащей природный газ, согласно одному или большему количеству аспектов настоящего изобретения. Часть фиг.1 иллюстрирует характерную установку 105 буровой площадки, также попеременно называемую здесь «сторона текучей среды» 105 и также называемую в отрасли «сторона инжекции расклинивающего наполнителя» и/или «водяная сторона». Сторона 105 текучей среды содержит множество цистерн, называемых здесь цистернами 110 «для приготовления текучей среды для гидроразрыва», которые содержат воду и/или текучую среду для гидроразрыва. Сторона 105 текучей среды можно также содержать смеситель 120, который может представлять собой или содержать прецизионный миксер непрерывного действия (precision continuous mixer, PCM) и/или другие компоненты, выполненные с возможностью смешивания текучей среды от источника добавок 125 с водой. Сторона 105 текучей среды также содержит блендер 130, выполненный с возможностью смешивания расклинивающего наполнителя (такого как песок, подаваемый с помощью устройства для подачи песка и/или другого транспортного средства) с текучей средой, получаемой из смесителя 120, для образования суспензии. Сторона 105 текучий среды также содержит манифольд 160 (такой как прицеп с манифольдом), соединенный с множеством насосов высокого давления для гидроразрыва («гидроразрывные насосы») 150 и 155. Насосы 155 могут включать в себя двигатель внутреннего сгорания, питаемый природным газом, со стороны 170 природного газа. Манифольд 160 и насосы 150 и 155 выполнены с возможностью совместной работы для перекачивания суспензии от блендера 130 к устью скважины 180 на буровой площадке.
[0019] Специалисту в данной области должно быть понятно, что в пределах объема настоящего изобретения может быть выполнено множество вариантов для установки 105 буровой площадки, показанной на фиг.1. Например, текучая среда для гидроразрыва может быть получена без расклинивающего наполнителя, так что блендер 130 и/или источник 140 расклинивающего наполнителя может быть опущен. В качестве другого примера расклинивающий наполнитель может быть инжектирован ниже по течению от гидроразрывных насосов 150 и 155 («сторона высокого давления»).
[0020] Сторона 170 природного газа изображена на фиг.1 как соединенная по текучей среде со стороной 105 текучей среды в точке 171 инжекции выше по течению от устья скважины 180, для подачи компонента природного газа в текучую среду для гидроразрыва. Однако вместе с тем или вместо этого могут быть использованы другие точки инжекции. Например, другие точки могут включать в себя одну или больше точек 172 инжекции выше по течению от манифольда 160, точку 173 инжекции, инжектирующую природный газ прямо в манифольд 160, точку инжекции (не показано), инжектирующую природный газ прямо в дополнительный коллектор, отдельно от манифольда 160, и/или точку инжекции ниже по течению от устья скважины 180 (не показано, но поясняется более подробно ниже, со ссылками на фиг.8). Одна или больше точек инжекции могут быть скрыты под землей с целью безопасности, поскольку давление инжекции может составлять около 15000 фунт/кв. дюйм (105 МПа) или больше для глубокой скважины. Разность давлений в одной или больше точек инжекции может быть управляемой, чтобы предотвратить поступление газа в поток текучей среды и возможное повреждение гидроразрывных насосов 150 и 155, уплотнений трубопроводов и/или другого оборудования. Например, текучая среда для гидроразрыва, в которую инжектируется природный газ, может поддерживаться при более высоком давлении по сравнению с давлением нагнетаемого природного газа. Хотя это не изображено на чертежах, следует также заметить, что сторона 170 природного газа может быть не соединена со стороной 105 текучей среды, а вместо этого может действовать независимо для интенсификации подземной формации.
[0021] Фиг.2-7 представляют собой структурные схемы, изображающие различные варианты осуществления стороны 170 природного газа, показанной на фиг.1. Каждый вариант осуществления изображает источник 210 природного газа, который может представлять собой или содержать один или больше сосудов под давлением, содержащих LNG, CNG или газовые гидраты. Источник 210 природного газа может представлять собой или содержать одну или больше неподвижных конструкций, подвижную установку, перемещаемую на автоцистерне, танкерную цистерну для морских скважин, сосуд под давлением, расположенный на морском дне, вагон, и/или трубопровод для подачи на площадку от одной или большего количества окружающих скважин. Источник 210 природного газа может содержать примерно 4500000 стандартных кубических футов (SCF, standard cubic feet) (1371600 м3) природного газа, используемого во время одного или больше этапов разрыва. Если LNG хранится или подается в качестве части источника 210 природного газа, этапы разрыва может включать в себя два или три транспорта большого размера для транспортирования LNG. Хранилище большого размера для азота может содержать 23000 галлонов (87 м3) жидкого азота при абсолютном давлении 45 фунт/кв. дюйм (316 кПа), предполагая, что один галлон LNG эквивалентен примерно 82,6 стандартным кубическим футам природного газа.
[0022] Источник природного газа, пополняемый за счет окружающих локальных скважин и применяемый для разрыва подземной формации и/или подачи топлива к оборудованию, используемому для разрыва формации, может обеспечивать значительное сбережение затрат и окружающей среды. Однако изменяющаяся степень эффективности сжатия природного газа может иметь прямое влияние на сбережение затрат и окружающей среды. Каждый из вариантов осуществления, изображенных на фиг.2-7, направлен на эффективность при изменяющихся мощностях.
[0023] Устройство компрессии для создания сжатого природного газа на месте, такое как многоступенчатый компрессор 220, как показано на фиг.2, или одноступенчатый компрессор 320, как показано на фиг.3, может сообщаться по текучей среде с источником 210 природного газа по фиг.2-7. Например, на фиг.2, многоступенчатый компрессор 220 может увеличивать давление природного газа, получаемого от источника 210 природного газа, до давления, подходящего для подачи к устью скважины 180. То есть природный газ, подаваемый от источника 210 природного газа, может иметь давление в диапазоне примерно между 500 и 1000 фунт/кв. дюйм (3,5 и 5 МПа) абсолютного давления и температуру примерно 80 градусов по Фаренгейту (27°С). Многоступенчатый компрессор 220 может увеличивать давление природного газа до давления, находящегося в диапазоне примерно между 7500 и 9000 фунт/кв. дюйм (53 и 63 МПа) абсолютного давления, что может вызывать увеличение температуры примерно до 200 градусов по Фаренгейту (93°С) и свыше 215 градусов по Фаренгейту (102°С). Тепловая энергия, создаваемая многоступенчатым компрессором 220, может быть использована системой 240 рекуперации тепла во время операции разрыва в скважине. Система 240 рекуперации тепла может генерировать электрическую или механическую выходную мощность 250 из тепловой энергии, создаваемой компрессором.
[0024] Система 240 рекуперации тепла может сообщаться по текучей среде с многоступенчатым компрессором 220 через одно или больше охлаждающих устройств 230. Например, как изображено на фиг.2, многоступенчатый компрессор 220 может иметь 4 ступени, каждая из которых сообщается по текучей среде с одним или больше охлаждающих устройств 230. Система 240 рекуперации тепла может рекуперировать отводимую теплоту от многоступенчатого компрессора 220 непосредственно или через одно или больше охлаждающих устройств 230. Тепло от одного или больше охлаждающих устройств 230, рекуперируемое системой 240, может быть использовано для изменения температуры воды на стороне 105 текучей среды, например, для помощи в регулировании температуры сжатого природного газа. Тепло, отводимое от компрессора 220 и рекуперируемое в системе 240 рекуперации тепла, может вместе с тем или вместо этого использоваться в различных вариантах применения, основанных на разности температур. Например, система 240 рекуперации тепла может быть использована для создания электрической и/или механической выходной мощности 250, используемой одним или большим количеством других компонентов на стороне 105 текучей среды и/или на стороне 170 природного газа, как показано на фиг.1-7, и/или другими компонентами на буровой площадке. Тепло, рекуперированное системой 240 рекуперации тепла, и/или электрическая и/или механическая выходная мощность от нее, также могут быть использованы для нагрева воды в цистернах 110 для приготовления текучей среды для гидроразрыва и/или для создания комфортного обогрева для персонала на буровой площадке, например, когда буровая площадка расположена в условиях холодной окружающей среды, таких как в Канаде или в России.
[0025] Многоступенчатый компрессор 220 и другие устройства компрессии, показанные на фиг.2-7, могут получать энергию от источника энергии, такого как турбинный двигатель или двигатель внутреннего сгорания, который может питаться от дизеля, электроэнергии, природного газа (возможно, от локального источника) и/или других видов топлива. Многоступенчатый компрессор 220 и другие устройства компрессии, показанные на фиг.2-7, могут представлять собой или содержать объемные компрессоры, центробежные компрессоры и другие с изменяющимся объемом, давлением и/или температурой природного газа. Мощность (horsepower, HP), используемая для достижения необходимых уровней давления, объема и/или температуры, может лежать в диапазоне примерно между 6000 и 19000 л.с.
[0026] Многоступенчатый компрессор 220 и другие устройства компрессии, показанные на фиг.2-7, могут быть объединены с промежуточными охлаждающими устройствами и/или системой охлаждения, работающей для понижения температуры природного газа на каждом выходе и, следовательно, снижения мощности, используемой для каждой ступени компрессии. Например, одноступенчатый компрессор 320 по фиг.3 может сообщаться по текучей среде с добавочным охлаждающим устройством и/или системой 330 охлаждения, работающей для понижения температуры природного газа на выходе одноступенчатого компрессора 320. Одно или больше охлаждающих устройств 230 и/или 330, показанных на фиг.2 и 3, а также другие, описанные ниже или находящиеся в пределах объема настоящего изобретения, могут действовать для понижения температуры природного газа на выходе до температуры, находящейся ниже точки кипения воды, так что водная компонента в текучей среде для гидроразрыва не закипает, находясь в контакте с потоком природного газа.
[0027] Кроме того, для одного или больше охлаждающих устройств 230 и/или 330, показанных на фиг.2 и 3, или замещающих их, температура природного газа на выходе компрессора 220/320 может быть понижена с помощью воды, получаемой от цистерн для приготовления текучей среды для гидроразрыва, например цистерн 110 для приготовления текучей среды для гидроразрыва, показанных на фиг.1. Вместе с тем или вместо этого может использоваться охлаждение с помощью химических веществ, например этанола, метанола, других спиртов и/или других охлаждающих химических веществ, добавляемых в поток природного газа, для удаления скрытой теплоты из системы.
[0028] На фиг.2-5 и 7 также изображено пенообразующее устройство 190, используемое, например, для смешивания сжатого природного газа от стороны 170 природного газа с текучей средой для гидроразрыва от стороны 105 текучей среды, например, чтобы получать вспененную текучую среду для гидроразрыва для подачи к устью скважины 180. Источник 260 полимерной добавки и/или стабилизатора может вводить сшитый полимерный стабилизатор, и/или другие полимерные добавки, и/или другие полимерные стабилизаторы в пенообразующее устройство 190. Пенообразующее устройство 190 может также сообщаться по текучей среде с источником текучей среды для гидроразрыва (например, цистернами 110 для приготовления текучей среды для гидроразрыва, показанными на фиг.1) для смешивания со сжатым природным газом перед инжекцией в устье скважины 180. Однако природный газ может уменьшать или, по существу, исключать воду, используемую для получения пены.
[0029] Как изображено на фиг.4, сторона 170 природного газа может также содержать криогенный насос 430, соединенный с источником LNG, сжиженного азота (LN2) или сжиженного углекислого газа (LC02), который может использоваться для охлаждения сжатого природного газа перед подачей к устью скважины 180. Криогенный насос 430 может нагнетать LNG, LN2, или LC02 при давлении, по существу, равном или большем, чем входное и/или выходное давление одно- или многоступенчатого компрессора 420, в зависимости от того, где подключен выход криогенного насоса 430, перед компрессором 420 или после него.
[0030] Как в описанных выше вариантах осуществления, одно- или многоступенчатый компрессор 420 по фиг.4 может быть подключен или объединен с охлаждающим устройством, или системой охлаждения 230, и/или системой 240 рекуперации тепла. Однако инжекция LNG в поток природного газа может понизить температуру сжатого природного газа на выходе компрессора 420. LNG представляет собой изменяемую смесь примерно из 75-95% сжиженного метана (CH4) и 5-15% этана (C2H6), с остатком, состоящим из других углеводородов, таких как пропан (C3H8) и/или бутан (C4H10), среди прочих. Сжиженный метан имеет точку плавления примерно -182,5 градуса Цельсия (296,5 градуса по Фаренгейту) и точку кипения примерно -161,6 градуса Цельсия (-259 градуса по Фаренгейту). Соответственно, один или больше криогенных насосов 430 могут использоваться для закачивания LNG в поток природного газа. LNG может быть вместе с тем или вместо этого LN2 и/или LC02. Один или больше криогенных насосов 430 могут закачивать LNG, LN2 и/или LC02 от источника 410 LNG/LN2/LC02 в поток сжатого природного газа при давлении, по существу, равном или большем, чем выходное давление компрессора 420, так что давление находится в диапазоне примерно между 7500 и 9000 фунт/кв. дюйм (53 и 63 МПа).
[0031] Как указано выше, источник 445 охлаждающего химического вещества может вместе с тем (или вместо этого) использоваться для понижения температуры сжатого газа. Например, этанол, метанол, другие спирты, LNG, LN2, LC02 и/или другие охлаждающие химические вещества могут быть инжектированы в поток сжатого природного газа с помощью инжектора 440, расположенного по текучей среде между компрессором 420 и пенообразующим устройством 190. Например, инжектируемые охлаждающие химические вещества могут иметь низкую температуру кипения и/или высокую скрытую теплоту, возможно, примерно сравнимую или большую, чем у метанола и этанола, и, следовательно, могут удалять скрытую теплоту из сжатого природного газа на выходе компрессора 420. Источник 445 охлаждающего химического вещества может вместе с тем или вместо этого инжектироваться в поток природного газа перед сжатием, например, через инжектор 442, имеющий выход, сообщающийся по текучей среде с компрессором 420. Инжектор 442 может также подключаться с сообщением по текучей среде между источником 210 природного газа и компрессором 420, хотя источник 210 природного газа вместе с тем или вместо этого может быть подключен к компрессору 420 без промежуточного инжектора 442.
[0032] Вариант осуществления, изображенный на фиг.5, также содержит одно- или многоступенчатый компрессор или насос 520, питаемый от источника 210 природного газа, и через криогенный насос 430 – от источника 410 LNG/LN2/LC02. Криогенный насос 430 также может инжектировать LNG, LN2 и/или LC02 в пенообразующее устройство 190. Как указано выше, снижение температуры природного газа перед одной или большим количеством ступеней компрессии может понизить мощность, используемую для сжатия или накачивания природного газа, для подходящего давления для инжекции в устье скважины 180 и в скважину. Отношение LNG к CNG и входное давление компрессора 520 также может влиять на выходную температуру и мощность, используемую для достижения выходного давления.
[0033] Вариант осуществления, изображенный на фиг.6, также содержит источник 210 природного газа, источник 410 LNG/LN2/LC02, одно- или многоступенчатый компрессор 420 и криогенный насос 430. Вариант осуществления, изображенный на фиг.6 (а также те, которые изображены на фиг.1-5), также может содержать сосуд 610 под давлением для локального хранения природного газа. Сосуд 610 под давлением может содержать LNG, CNG или газовый гидрат.
[0034] Вариант осуществления, изображенный на фиг.6, также содержит первый турбопривод, двигатель внутреннего сгорания и/или генератор 640 мощности, выполненный с возможностью приведения в действие одно- или многоступенчатого компрессора 420, соединенного с ним через вращающийся вал 630. Второй турбопривод, двигатель внутреннего сгорания и/или другой генератор 650 мощности может быть выполнен с возможностью привода в действие криогенного насоса 430 через соответствующий вращающийся вал 660. Первый и второй генераторы 640 и 650 мощности могут питаться природным газом, получаемым из сосуда 610 под давлением источника 210 природного газа. Горячий отработанный газ, создаваемый первым генератором 640 мощности, может быть использован (через вспомогательную систему рекуперации, не показано) для привода второго генератора 650 мощности.
[0035] Вариант осуществления, изображенный на фиг.7, также содержит первый турбопривод, электрический привод, двигатель внутреннего сгорания и/или другой генератор 750 мощности, питающий первый одно- или многоступенчатый компрессор 720 через вращающийся вал 730, а также второй турбопривод, электрический привод, двигатель внутреннего сгорания и/или другой генератор 755 мощности, питающий второй одно- или многоступенчатый компрессор 725 через вращающийся вал 732. Второй компрессор 725 установлен с сообщением по текучей среде между первым компрессором 720 и устьем скважины 180, например, для дополнительного сжатия сжатого природного газа, получаемого от первого компрессора 720. Выхлопные газы, создаваемые первым генератором 750 мощности, могут быть использованы (например, через систему рекуперации, как указано выше) для привода второго генератора 755 мощности, например, если второй генератор 755 мощности представляет собой или содержит двигатель внутреннего сгорания, питаемый топливом от выпуска первого генератора 750 мощности. Одно или больше охлаждающих устройств 730, 740 и 745 могут быть выполнены с возможностью работы (возможно, вместе с системой рекуперации тепла, как указано выше) для улавливания горячего выхлопного газа от первого и второго компрессоров 720 и 725. Первый и второй компрессоры 720 и 725 и первый и второй генераторы 750 и 755 мощности могут получать питание путем подачи природного газа, получаемого от источника 210 природного газа.
[0036] В сочетании с одним или большим количеством вариантов осуществления, указанных выше или описанных иным образом в рамках объема настоящего изобретения, или независимо от них, смешивание потока природного газа и потока текучей среды/воды может выполняться внутри скважины с помощью, например, смесителя, расположенного в стволе скважины на расстоянии по меньшей мере около 60 метров ниже устья скважины 180. Один такой вариант осуществления изображен на фиг.8, в котором компонент природного газа со стороны 170 природного газа может инжектироваться в устье скважины 180 и вниз по трубчатому элементу 870. Вода и/или другой жидкий компонент со стороны 105 текучей среды может одновременно инжектироваться в устье скважины 180 и вниз по кольцевому зазору 872, окружающему трубчатый элемент 870. Смеситель 876, расположенный в устье 890 скважины, сообщается по текучей среде с выходным потоком со стороны 170 природного газа и выходным потоком со стороны 105 текучей среды. Одно или больше отверстий 877, проходящих через стенки трубчатого элемента 870, могут образовывать смеситель 876. Отверстия 877 выполнены с возможностью совместной работы для возможности осуществления смешивания текучих сред, получаемых со стороны 105 текучей среды и со стороны 210 природного газа. В аналогичном варианте осуществления, изображенном на фиг.9, трубчатый элемент 870 представляет собой первый трубчатый элемент 870, а второй трубчатый элемент 878, расположенный в кольцевом зазоре 872, выполнен с возможностью пропускать вещество, например жидкость, содержащую по меньшей мере один из элементов: твердое вещество, жидкую фазу и газовую фазу, в ствол скважины.
[0037] В вариантах осуществления, показанных на фиг.8 и 9, трубчатый элемент 870 может представлять собой один или больше различных трубчатых элементов, подходящих для подачи текучей среды вниз по скважине, например спиральный трубчатый элемент, лифтовая колонна, бурильная колонна, обсадная труба или другие. Трубчатый элемент 870 перфорирован отверстиями 877 для образования смесителя 876 и может быть уплотнен пакером 874, так что компонент или вода может поступать внутрь трубчатого элемента 870 и продолжать движение вниз по трубчатому элементу 870 до точки инжекции в формацию дальше в скважину, чем отверстия 876. Пакер 874 расположен в кольцевом зазоре 872 дальше по скважине, чем смеситель 876, в результате чего образуется восходящая часть кольцевого зазора 872 и нисходящая часть кольцевого зазора 872. Трубчатый элемент 870 вместе с тем или вместо этого может быть снабжен обсадной трубой без пакера или отверстий, обеспечивающей вышеуказанное смешивание потока на дальнем конце трубчатого элемента 870.
[0038] Давление потока в кольцевом зазоре 872 (либо со стороны 170 природного газа, либо со стороны 105 текучей среды) может поддерживаться более высоким, чем давление потока в трубчатом элементе 870 (с другой стороны 170 природного газа или стороны 105 текучей среды), так что текучая среда может поступать внутрь трубчатого элемента 870 через смеситель 876. В других вариантах осуществления давление потока в кольцевом зазоре 872 может поддерживаться более низким, чем давление потока в трубчатом элементе 870, так что текучая среда может поступать внутрь кольцевого зазора 872 через смеситель.
[0039] Подача потока газа и потока жидкости в скважину отдельно, по одной фазе, так, чтобы образовывать пену, может понижать трение, возникающее из-за накачивания пены в трубчатый элемент 870, и может помогать в регулировании тепловых эффектов каждой фазы. Например, температура каждой фазы может быть выровнена, или почти выровнена, вблизи точки смешивания, в которой образуется пена. Следовательно, если в скважине необходимо давление около 5000 фунт/кв. дюйм (35 МПа) для интенсификации подземной формации, пена может быть закачана с поверхности под давлением около 8000 фунт/кв. дюйм (56 МПа), вследствие трения в трубчатом элементе 870. Однако при двух отдельных фазах давление на поверхности может быть понижено примерно с 8000 фунт/кв. дюйм на поверхности до примерно 6000 или 7000 фунт/кв. дюйм (41 или 49 МПа). Понижение давления на поверхности уменьшает величину мощности, используемой для компрессии, что снижает количество топлива, используемого для компрессии, и может сэкономить затраты и/или улучшить воздействие на окружающую среду.
[0040] Создание отдельных потоков в скважине может также позволить оператору регулировать тепловые эффекты каждой фазы, что может понизить тепловой удар, испытываемый при введении двух текучих сред при двух экстремальных перепадах температур. Например, поток горячего газа может подаваться при температурах, превышающих примерно 200 градусов по Фаренгейту (93°С), тогда как поток жидкости может подаваться при температурах ниже примерно 100 градусов по Фаренгейту (38°С), но без замораживания. Перемещение по трубчатому элементу 870 в отдельных потоках позволяет выровнять или почти выровнять температуру каждой фазы перед смешиванием в скважине.
[0041] Следует заметить, что, хотя на фиг.8 показаны только два отдельных нисходящих потока, могут быть созданы больше чем два потока, чтобы отдельно вводить жидкости, содержащие твердые вещества (такие как расклинивающий наполнитель), жидкую фазу и газовую фазу или различные сочетания их. Следует также заметить, что давление потока в кольцевом зазоре 872 может регулироваться, чтобы подавать текучую среду при более высоком давлении, чем давление потока в трубчатом элементе 870, так что текучая среда может поступать внутрь кольцевого зазора 870 через смеситель 876.
[0042] Система и способ, предложенные в настоящем изобретении, допускают различные модификации, изменения и/или улучшения без отступления от объема настоящего изобретения. Например, может быть выполнен выбор конкретного материала или покрытия для защиты трубопровода, компрессоров, трубчатых элементов, устья скважины, втулок, уплотнений и другого оборудования от воздействия экстремальных температур перепадов температуры, предложенный настоящим изобретением. Аналогично, может быть выполнен выбор конкретного материала или покрытия для защиты оборудования от повреждений, вызванных контактом с высокосернистым газом. Соответственно, настоящее изобретение четко охватывает все такие модификации, изменения и улучшения в пределах его объема.
[0043] С учетом вышеуказанного, специалисту в данной отрасли должно быть понятно, что настоящее изобретение предлагает устройство, содержащее: источник текучей среды для гидроразрыва, сообщающийся по текучей среде со скважиной, проходящей в подземную формацию; источник природного газа; компрессор, имеющий вход, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа, имеющий выход, сообщающийся по текучей среде со скважиной, и выполненный с возможностью сжимать природный газ, полученный на входе, для подачи на выход; и источник сжиженного газа, сообщающийся по текучей среде со скважиной.
[0044] Источник природного газа может быть расположен в пределах расстояния, доступного для транспортирования/километров от ствола скважины. Источник природного газа может получать природный газ из скважины, расположенной на расстоянии, меньшем, чем примерно пять километров от компрессора. Источник природного газа может быть напрямую подключен к компрессору. Источник природного газа может быть расположен в той же формации, что и скважина.
[0045] Источник сжиженного газа может содержать сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ и/или сжиженный азот. Устройство может дополнительно содержать криогенный насос, выполненный с возможностью нагнетать сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ или сжиженный азот, получаемый от источника сжиженного газа до передачи в скважину. Криогенный насос может нагнетать сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ или сжиженный азот под давлением, по существу, равным или большим, чем выходное давление компрессора.
[0046] Давление текучей среды для гидроразрыва в источнике текучей среды для гидроразрыва может поддерживаться более высоким, чем давление природного газа в источнике природного газа.
[0047] Устройство может дополнительно содержать пенообразующее устройство, сообщающееся по текучей среде с компрессором, источником текучей среды для гидроразрыва и скважиной. Пенообразующее устройство может быть выполнено с возможностью формировать вспененную текучую среду, содержащую сжатый природный газ, получаемый от компрессора, и текучую среду для гидроразрыва, получаемую от источника текучей среды для гидроразрыва, для подачи в скважину. Пенообразующее устройство, кроме того, может быть выполнено с возможностью получать полимер, также используемый для образования вспененной текучей среды. Пенообразующее устройство, кроме того, может быть выполнено с возможностью получать сшитый полимерный стабилизатор, также используемый для образования вспененной текучей среды.
[0048] Источник природного газа может содержать сосуд под давлением, содержащий сжиженный природный газ, сжатый природный газ или газовые гидраты.
[0049] Устройство может дополнительно содержать гидроразрывный насос, установленный с сообщением по текучей середе между источником текучей среды для гидроразрыва и скважиной. Гидроразрывный насос может содержать двигатель внутреннего сгорания, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа.
[0050] Устройство дополнительно может содержать охлаждающее устройство, установленное с сообщением по текучей среде между выходом компрессора и скважиной и выполненное с возможностью охлаждения сжатого природного газа, получаемого от компрессора.
[0051] Компрессор может создавать тепловую энергию, используемую системой рекуперации тепла во время операций гидроразрыва в скважине. Система рекуперации тепла может генерировать электрическую или механическую выходную мощность из тепловой энергии, создаваемой компрессором.
[0052] Устройство может дополнительно содержать инжектор, установленный с сообщением по текучей среде между компрессором и скважиной и выполненный с возможностью инжекции находящегося под давлением охлаждающего химического вещества в сжатый природный газ перед подачей в скважину. Охлаждающее химическое вещество может содержать сжиженный природный газ, сжиженный азот и/или сжиженный углекислый газ.
[0053] Устройство может дополнительно содержать инжектор, установленный с сообщением по текучей среде между источником природного газа и компрессором и выполненный с возможностью инжекции находящегося под давлением охлаждающего химического вещества в природный газ, получаемый от источника природного газа, перед подачей к компрессору. Охлаждающее химическое вещество может содержать спирт, сжиженный природный газ, сжиженный азот и/или сжиженный углекислый газ.
[0054] Вход компрессора может быть входом текучей среды, и устройство может дополнительно содержать генератор мощности, снабженный выходным валом, функционально связанным с механическим входом компрессора. Генератор мощности может содержать двигатель внутреннего сгорания, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа. Компрессор может быть первым компрессором, генератор мощности может быть первым генератором мощности, двигатель внутреннего сгорания может быть первым двигателем внутреннего сгорания, и устройство может дополнительно содержать: вторую турбину, содержащую второй двигатель внутреннего сгорания, сообщающийся по текучей среде с выпуском по меньшей мере одного из элементов: первой турбины и первого двигателя внутреннего сгорания; и второй компрессор, установленный с сообщением по текучей среде между выходом первого компрессора и скважиной и выполненный с возможностью дополнительного сжатия сжатого природного газа, получаемого от первого компрессора.
[0055] Устройство может дополнительно содержать смеситель, расположенный в скважине, при этом смеситель может сообщаться по текучей среде с источником текучей среды для гидроразрыва и компрессором. Смеситель может сообщаться по текучей среде с трубчатым элементом, расположенным в скважине, и кольцевым зазором, образованным между трубчатым элементом и стволом скважины, и источник текучей среды для гидроразрыва и компрессор могут сообщаться по текучей среде с одним из соответствующих элементов: трубчатым элементом и кольцевым зазором. Давление потока в кольцевом зазоре может быть регулируемым для подачи текучей среды под более высоким давлением, чем давление потока в трубчатом элементе, так что текучая среда может поступать внутрь трубчатого элемента через множество отверстий в трубчатом элементе. Давление потока в кольцевом зазоре может быть регулируемым для подачи текучей среды под более низким давлением, чем давление потока в трубчатом элементе, так что текучая среда может поступать внутрь кольцевого зазора через множество отверстий в трубчатом элементе. Источник текучей среды для гидроразрыва может сообщаться по текучей среде с трубчатым элементом, и компрессор может сообщаться по текучей среде с кольцевым зазором. Компрессор может сообщаться по текучей среде с трубчатым элементом, и источник текучей среды для гидроразрыва может сообщаться по текучей среде с кольцевым зазором. Трубчатый элемент может содержать множество отверстий, действующих совместно для обеспечения смешивания текучих сред, получаемых от источника текучей среды для гидроразрыва и от компрессора. Устройство может дополнительно содержать пакер, расположенный в кольцевом зазоре и образующий восходящую часть кольцевого зазора и нисходящую часть кольцевого зазора, при этом пакер может быть расположен ниже по скважине, чем множество отверстий. Трубчатый элемент может быть первым трубчатым элементом, и устройство может дополнительно содержать второй трубчатый элемент, расположенный в кольцевом зазоре, выполненный с возможностью пропускать вещество в скважину. Вещество может содержать жидкость, включающую в себя по меньшей мере один из элементов: твердое вещество, жидкую фазу и газовую фазу.
[0056] В настоящем изобретении также предлагается способ, включающий в себя: пропускание природного газа от источника природного газа, расположенного на буровой площадке, к компрессору, расположенному на буровой площадке; сжатие природного газа за счет действия компрессора; смешивание сжатого природного газа с текучей средой для гидроразрыва, получаемой от источника текучей среды для гидроразрыва, расположенного на буровой площадке, в результате чего образуют находящуюся под давлением смесь; и гидроразрыв подземной формации путем введения находящейся под давлением смеси в скважину, проходящую от буровой площадки в подземную формацию. Смешивание может происходить на буровой площадке и/или в скважине на глубине по меньшей мере около 60 метров.
[0057] Вышеуказанное описывает признаки нескольких вариантов осуществления, так что специалист в данной области может лучше понять аспекты настоящего изобретения. Специалисту в данной области должно быть понятно, что можно с легкостью использовать настоящее изобретение в качестве основы для разработки или модификации других процессов и конструкций для достижения той же цели и/или других преимуществ вариантов осуществления, предлагаемых в данном документе. Специалисту в данной области должно быть понятно, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от сущности и объема настоящего изобретения и что можно выполнить различные изменения, замены и модификации без отклонения от сущности и объема настоящего изобретения.
Claims (46)
1. Устройство для гидроразрыва пласта, содержащее:
источник текучей среды для гидроразрыва, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, проходящим в подземную формацию; причем источник текучей среды для гидроразрыва содержит текучую среду для гидроразрыва и воду;
источник природного газа;
компрессор, имеющий вход, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа, имеющий выход, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, и выполненный с возможностью сжатия природного газа, получаемого на входе, для подачи к выходу,
систему рекуперации тепла для приема тепловой энергии от компрессора, причем тепловая энергия изменяет температуру текучей среды для гидроразрыва, воду или сжатый природный газ;
причем давление текучей среды для гидроразрыва является более высоким давлением по отношению к давлению сжатого природного газа; и
источник сжиженного газа, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины.
2. Устройство по п.1, в котором источник сжиженного газа содержит сжиженный газ, выбранный из группы, состоящей из:
сжиженного природного газа;
сжиженного углекислого газа и
сжиженного азота.
3. Устройство по п.2, дополнительно содержащее криогенный насос, выполненный с возможностью нагнетания сжиженного газа, получаемого от источника сжиженного газа, до передачи в скважину.
4. Устройство по п.3, в котором криогенный насос нагнетает сжиженный газ под давлением, по существу, равным или большим, чем выходное давление компрессора.
5. Устройство по п.1, дополнительно содержащее пенообразующее устройство, сообщающееся по текучей среде с компрессором, источником текучей среды для гидроразрыва и стволом скважины, причем пенообразующее устройство выполнено с возможностью формировать вспененную текучую среду, содержащую сжатый природный газ, получаемый от компрессора, и текучую среду для гидроразрыва, получаемую от источника текучей среды для гидроразрыва, для подачи в скважину.
6. Устройство по п.5, в котором пенообразующее устройство дополнительно выполнено с возможностью получать полимер, также используемый для образования вспененной текучей среды.
7. Устройство по п.5, в котором пенообразующее устройство дополнительно выполнено с возможностью получать сшитый полимерный стабилизатор, также используемый для образования вспененной текучей среды.
8. Устройство по п.1, в котором источник природного газа содержит сосуд под давлением, содержащий продукт природного газа, выбранный из группы, состоящей из:
сжиженного природного газа;
сжатого природного газа и
газовых гидратов.
9. Устройство по п.1, дополнительно содержащее гидроразрывный насос, установленный в сообщении по текучей среде между источником текучей среды для гидроразрыва и скважиной, причем гидроразрывный насос содержит двигатель внутреннего сгорания, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа.
10. Устройство по п.1, дополнительно содержащее охлаждающее устройство, установленное с сообщением по текучей среде между выходом компрессора и скважиной и выполненное с возможностью охлаждения сжатого природного газа, получаемого от компрессора.
11. Устройство по п.1, дополнительно содержащее инжектор, установленный с сообщением по текучей среде между компрессором и скважиной и выполненный с возможностью инжектировать находящееся под давлением охлаждающее химическое вещество в сжатый природный газ до подачи в скважину, причем охлаждающее химическое вещество выбрано из группы, состоящей из:
сжиженного природного газа;
сжиженного азота и
сжиженного углекислого газа.
12. Устройство по п.1, дополнительно содержащее инжектор, установленный с сообщением по текучей среде между источником природного газа и компрессором и выполненный с возможностью инжектировать находящееся под давлением охлаждающее химическое вещество в природный газ, получаемый от источника природного газа, до подачи в компрессор, причем охлаждающее химическое вещество выбрано из группы, состоящей из:
метанола;
этанола;
сжиженного природного газа;
сжиженного азота и
сжиженного углекислого газа.
13. Устройство по п.1, в котором вход компрессора представляет собой вход текучей среды, и устройство дополнительно содержит генератор мощности, снабженный выходным валом, функционально связанным с механическим входом компрессора, причем генератор мощности содержит двигатель внутреннего сгорания, питаемый топливом от источника природного газа.
14. Устройство по п.1, дополнительно содержащее смеситель, расположенный в скважине, при этом смеситель сообщается по текучей среде с источником текучей среды для гидроразрыва и компрессором.
15. Устройство по п.14, в котором смеситель сообщается по текучей среде с трубчатым элементом, расположенным в скважине, и кольцевым зазором, образованным между трубчатым элементом и стволом скважины, и в котором источник текучей среды для гидроразрыва и компрессор сообщаются по текучей среде с одним из соответствующих элементов: трубчатым элементом и кольцевым зазором.
16. Устройство по п.15, в котором смеситель содержит множество отверстий, проходящих через стенки трубчатого элемента и выполненных с возможностью совместного действия для обеспечения смешивания текучих сред, получаемых от источника текучей среды для гидроразрыва и компрессора.
17. Устройство по п.15, дополнительно содержащее пакер, расположенный в кольцевом зазоре и образующий восходящую часть кольцевого зазора и нисходящую часть кольцевого зазора, при этом пакер расположен ниже по скважине, чем множество отверстий.
18. Способ гидроразрыва пласта, включающий в себя:
пропускание природного газа от источника природного газа, расположенного на буровой площадке, к компрессору, расположенному на буровой площадке;
сжатие природного газа за счет действия компрессора;
смешивание сжатого природного газа с текучей средой для гидроразрыва, получаемой от источника текучей среды для гидроразрыва, расположенного на буровой площадке, в результате чего образуют находящуюся под давлением смесь;
причем давление текучей среды для гидроразрыва является более высоким давлением по отношению к давлению сжатого природного газа;
прием тепловой энергии от компрессора для изменения температуры текучей среды для гидроразрыва или сжатого природного газа;
выполнение разрыва подземной формации путем введения находящейся под давлением смеси в ствол скважины, проходящий от буровой площадки в подземную формацию.
19. Способ по п.18, в котором смешивание происходит на буровой площадке.
20. Способ по п.18, в котором смешивание происходит в стволе скважины на глубине по меньшей мере около 60 метров.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361792910P | 2013-03-15 | 2013-03-15 | |
| US61/792,910 | 2013-03-15 | ||
| US14/209,598 | 2014-03-13 | ||
| US14/209,598 US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2014-03-13 | Stimulation with natural gas |
| PCT/US2014/027123 WO2014152251A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-03-14 | Stimulation with natural gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015144276A RU2015144276A (ru) | 2017-04-24 |
| RU2632080C2 true RU2632080C2 (ru) | 2017-10-02 |
Family
ID=51522305
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015144276A RU2632080C2 (ru) | 2013-03-15 | 2014-03-14 | Интенсификация с помощью природного газа |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9790775B2 (ru) |
| CN (1) | CN105102757B (ru) |
| AR (1) | AR095506A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014239976B2 (ru) |
| CA (1) | CA2902179A1 (ru) |
| MX (1) | MX2015011891A (ru) |
| RU (1) | RU2632080C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014152251A1 (ru) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
| US11255173B2 (en) | 2011-04-07 | 2022-02-22 | Typhon Technology Solutions, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US9140110B2 (en) | 2012-10-05 | 2015-09-22 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US10822935B2 (en) * | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
| US20140262285A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Rustam H. Sethna | Methods for fraccing oil and gas wells |
| US9790775B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| US9452394B2 (en) * | 2013-06-06 | 2016-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Viscous fluid dilution system and method thereof |
| US10125592B2 (en) * | 2013-08-08 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
| GB201411213D0 (en) * | 2014-06-24 | 2014-08-06 | Maersk Olie & Gas | Enhanced oil recovery method and apparatus |
| US10683738B2 (en) * | 2015-04-09 | 2020-06-16 | CTLift Systems LLC | Liquefied gas-driven production system |
| WO2017176342A1 (en) * | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Method of transporting a chemical additive to a subterranean formation, using a light hydrocarbon carrier fluid |
| WO2017192151A1 (en) * | 2016-05-06 | 2017-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for mixing proppant-containing fluids |
| CA3030829A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
| US11506037B2 (en) | 2016-11-11 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas (LNG) re-fracturing |
| AU2019204228B2 (en) * | 2016-12-09 | 2020-07-23 | The University Of Queensland | Method for dewatering and operating coal seam gas wells |
| WO2018102882A1 (en) | 2016-12-09 | 2018-06-14 | The University Of Queensland | Method for dewatering and operating coal seam gas wells |
| CA3043154C (en) * | 2016-12-14 | 2021-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing methods and systems using gas mixture |
| CA2982281A1 (en) * | 2017-10-13 | 2019-04-13 | Certarus Ltd. | Mobile gas compression system for well stimulation |
| CA3085548C (en) * | 2018-01-30 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of liquid natural gas for well treatment operations |
| WO2019152052A1 (en) * | 2018-02-05 | 2019-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methane hydrates improved hydrostatic pressure of foam fracturing |
| US11073242B2 (en) | 2018-05-16 | 2021-07-27 | Typhon Technology Solutions, Llc | Conditioning, compressing, and storing hydrocarbon gas for mobile, electric power generation |
| US11161694B2 (en) * | 2018-07-18 | 2021-11-02 | Alliance For Sustainable Energy, Llc | Compressed gas energy storage |
| US11333012B2 (en) | 2018-08-29 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid fracturing treatment with natural gas |
| US11035210B2 (en) | 2018-10-22 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized foam application for hydrocarbon well stimulation |
| US11306568B2 (en) | 2019-01-03 | 2022-04-19 | CTLift Systems, L.L.C | Hybrid artificial lift system and method |
| US11518931B2 (en) | 2019-02-04 | 2022-12-06 | Nissan Chemical America Corporation | Method of mitigating frac hit production interference from adjacent oil wells using treatment fluids with nanoparticles |
| CA3165701A1 (en) * | 2020-01-24 | 2021-07-29 | Roberta Watts | Multi-phase composition and method for mitigating fracturing hits of underground wells |
| US11629582B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-04-18 | Colina | Liquid plunger method and apparatus |
| US11585206B2 (en) | 2021-03-09 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Injection of additives into a produced hydrocarbon line |
| CN114837649B (zh) * | 2022-04-29 | 2023-09-26 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 一种煤层气分离系统及工艺 |
| US11955782B1 (en) | 2022-11-01 | 2024-04-09 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | System and method for fracturing of underground formations using electric grid power |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4384615A (en) * | 1980-02-21 | 1983-05-24 | Halliburton Company | Method of mixing fluids in a well bore |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| EA200700241A1 (ru) * | 2004-07-14 | 2007-08-31 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Конструкции и способы для выработки электроэнергии с регазификацией сжиженного природного газа |
| US20110083903A1 (en) * | 2009-10-08 | 2011-04-14 | Atlas Copco Drilling Solutions Llc | Drilling machine power pack which includes a clutch |
| RU2442819C1 (ru) * | 2010-07-05 | 2012-02-20 | Учреждение Российской Академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН (ИК СО РАН) | Способ работы устройства для переработки попутных нефтяных газов |
| WO2012097425A1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-07-26 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
Family Cites Families (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2029478A (en) | 1934-10-03 | 1936-02-04 | Technicraft Engineering Corp | Means and method of perforating deep wells |
| US2716454A (en) | 1952-04-18 | 1955-08-30 | Exxon Research Engineering Co | Fracturing formations selectively |
| US3349847A (en) * | 1964-07-28 | 1967-10-31 | Gulf Research Development Co | Process for recovering oil by in situ combustion |
| US3664422A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Dresser Ind | Well fracturing method employing a liquified gas and propping agents entrained in a fluid |
| US3937283A (en) | 1974-10-17 | 1976-02-10 | The Dow Chemical Company | Formation fracturing with stable foam |
| US4627495A (en) | 1985-04-04 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentrations |
| US5105884A (en) | 1990-08-10 | 1992-04-21 | Marathon Oil Company | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations |
| US5203834A (en) | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
| US5513705A (en) | 1995-05-10 | 1996-05-07 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6192985B1 (en) | 1998-12-19 | 2001-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up |
| CA2315544A1 (en) | 2000-08-08 | 2002-02-08 | Alan K. Olson | Fracturing method using aqueous or acid based fluids |
| CA2322102A1 (en) | 2000-10-02 | 2002-04-02 | Chemergy Ltd. | Fracturing fluid |
| US7084095B2 (en) | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US7387987B2 (en) | 2002-12-19 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology modifiers |
| US7402549B2 (en) | 2004-01-21 | 2008-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7320952B2 (en) | 2004-01-21 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for viscoelastic fluid |
| US7345012B2 (en) | 2004-12-15 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Foamed viscoelastic surfactants |
| US7378378B2 (en) | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
| US7387986B2 (en) | 2004-01-21 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7445761B1 (en) * | 2003-05-02 | 2008-11-04 | Alexander Wade J | Method and system for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas for industrial purposes |
| US7059411B2 (en) | 2003-08-29 | 2006-06-13 | Kirby Hayes Incorporated | Process of using a propellant treatment and continuous foam removal of well debris and apparatus therefore |
| US7772164B2 (en) | 2004-06-02 | 2010-08-10 | Rhodia, Inc. | Multicomponent viscoelastic surfactant fluid and method of using as a fracturing fluid |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| US7279446B2 (en) | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
| US7341980B2 (en) | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US7494957B2 (en) | 2005-01-24 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and methods of use thereof |
| US7261158B2 (en) | 2005-03-25 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coarse-foamed fracturing fluids and associated methods |
| CA2517494C (en) | 2005-06-02 | 2010-03-09 | Sanjel Corporation | Well product recovery process |
| US20070062704A1 (en) * | 2005-09-21 | 2007-03-22 | Smith David R | Method and system for enhancing hydrocarbon production from a hydrocarbon well |
| US7461694B2 (en) | 2005-11-16 | 2008-12-09 | Rhodia Inc. | Methods for recovering oil from an oil reservoir |
| US9034806B2 (en) | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| CA2538936A1 (en) | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US7776796B2 (en) | 2006-03-20 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treating wellbores with recyclable fluids |
| US7306041B2 (en) | 2006-04-10 | 2007-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| US7741252B2 (en) | 2006-08-07 | 2010-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Surfactants not toxic to bacteria |
| US8844615B2 (en) | 2006-09-15 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield material delivery mechanism |
| US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US7507693B2 (en) | 2006-12-07 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same |
| US7712532B2 (en) | 2007-12-18 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and pressure manipulation for subsurface applications |
| US8211834B2 (en) | 2008-07-25 | 2012-07-03 | Calfrac Well Services Ltd. | Hydrocarbon-based fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| US20100051272A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-04 | Gas-Frac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| US8794307B2 (en) * | 2008-09-22 | 2014-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite surface equipment systems |
| US8127844B2 (en) | 2009-03-31 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for oilfield material delivery |
| US20100243252A1 (en) | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Rajesh Luharuka | Apparatus and Method for Oilfield Material Delivery |
| US20100243251A1 (en) | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Rajesh Luharuka | Apparatus and Method for Oilfield Material Delivery |
| US8800651B2 (en) * | 2011-07-14 | 2014-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating a wellbore parameter |
| US9187982B2 (en) * | 2013-03-14 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for providing natural gas to multiple engines disposed upon multiple carriers |
| US9790775B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
-
2014
- 2014-03-13 US US14/209,598 patent/US9790775B2/en active Active
- 2014-03-14 AR ARP140101111A patent/AR095506A1/es unknown
- 2014-03-14 AU AU2014239976A patent/AU2014239976B2/en not_active Ceased
- 2014-03-14 CA CA2902179A patent/CA2902179A1/en not_active Abandoned
- 2014-03-14 WO PCT/US2014/027123 patent/WO2014152251A1/en active Application Filing
- 2014-03-14 RU RU2015144276A patent/RU2632080C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-03-14 MX MX2015011891A patent/MX2015011891A/es unknown
- 2014-03-14 CN CN201480016156.7A patent/CN105102757B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4384615A (en) * | 1980-02-21 | 1983-05-24 | Halliburton Company | Method of mixing fluids in a well bore |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| EA200700241A1 (ru) * | 2004-07-14 | 2007-08-31 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Конструкции и способы для выработки электроэнергии с регазификацией сжиженного природного газа |
| US20110083903A1 (en) * | 2009-10-08 | 2011-04-14 | Atlas Copco Drilling Solutions Llc | Drilling machine power pack which includes a clutch |
| RU2442819C1 (ru) * | 2010-07-05 | 2012-02-20 | Учреждение Российской Академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН (ИК СО РАН) | Способ работы устройства для переработки попутных нефтяных газов |
| WO2012097425A1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-07-26 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105102757B (zh) | 2019-12-24 |
| RU2015144276A (ru) | 2017-04-24 |
| AU2014239976A1 (en) | 2015-09-17 |
| AU2014239976B2 (en) | 2017-06-08 |
| CA2902179A1 (en) | 2014-09-25 |
| AR095506A1 (es) | 2015-10-21 |
| WO2014152251A1 (en) | 2014-09-25 |
| CN105102757A (zh) | 2015-11-25 |
| US20140262292A1 (en) | 2014-09-18 |
| US9790775B2 (en) | 2017-10-17 |
| MX2015011891A (es) | 2016-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2632080C2 (ru) | Интенсификация с помощью природного газа | |
| AU2011356581B2 (en) | Fracturing system and method for an underground formation | |
| AU2011218161B9 (en) | Method and apparatus to release energy in a well | |
| US20170248308A1 (en) | On-site Fuel Combustion | |
| US8789593B2 (en) | Enhancing water recovery in subterranean wells with a cryogenic pump | |
| US20060065400A1 (en) | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas | |
| US20070062704A1 (en) | Method and system for enhancing hydrocarbon production from a hydrocarbon well | |
| US20100051272A1 (en) | Liquified petroleum gas fracturing methods | |
| BR112015007587B1 (pt) | Sistema e método para fraturamento hidráulico | |
| CA2710468C (en) | Reducing co2 emissions from oilfield diesel engines | |
| US11306241B2 (en) | Geochemically-driven wettability modification for subterranean surfaces | |
| WO2012122636A1 (en) | Method and apparatus of hydraulic fracturing | |
| CA2520346A1 (en) | Method and system for enhancing hydrocarbon production from a hydrocarbon well | |
| AU2014201895B2 (en) | Method and apparatus to enhance oil recovery in wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180315 |