RU2657569C1 - Стимулирующие текучие среды на основе смеси шфлу - Google Patents
Стимулирующие текучие среды на основе смеси шфлу Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657569C1 RU2657569C1 RU2017117395A RU2017117395A RU2657569C1 RU 2657569 C1 RU2657569 C1 RU 2657569C1 RU 2017117395 A RU2017117395 A RU 2017117395A RU 2017117395 A RU2017117395 A RU 2017117395A RU 2657569 C1 RU2657569 C1 RU 2657569C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- nitrogen
- source
- fluid
- proppant
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 212
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 166
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title claims abstract description 91
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 200
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 154
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 103
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 78
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 77
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 77
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 76
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 53
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 36
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims abstract description 26
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 26
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 78
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 38
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 34
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 25
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 21
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 18
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 13
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 12
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 11
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N ethane;propane Chemical compound CC.CCC LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 13
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 10
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- -1 alcohol sulfates Chemical class 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 4
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical class C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N (z)-octadec-9-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCN QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004435 Oxo alcohol Substances 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- OWIUPIRUAQMTTK-UHFFFAOYSA-N carbazic acid Chemical class NNC(O)=O OWIUPIRUAQMTTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical group 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- WMPOZLHMGVKUEJ-UHFFFAOYSA-N decanedioyl dichloride Chemical compound ClC(=O)CCCCCCCCC(Cl)=O WMPOZLHMGVKUEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N isethionic acid Chemical class OCCS(O)(=O)=O SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical class O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N toluene 2,4-diisocyanate Chemical compound CC1=CC=C(N=C=O)C=C1N=C=O DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N toluene 2,6-diisocyanate Chemical compound CC1=C(N=C=O)C=CC=C1N=C=O RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005208 trialkylammonium group Chemical group 0.000 description 1
- JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N trioxidane Chemical compound OOO JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/703—Foams
-
- 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
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B35/00—Methods or apparatus for preventing or extinguishing fires
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/255—Methods for stimulating production including the injection of a gaseous medium as treatment fluid into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки. Стимулирующая текучая среда содержит проппант и не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс и представляющую собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока. Стимулирующая текучая среда содержит проппант и не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее два атома углерода (С2), по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее три атома углерода (С3), по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее четыре атома углерода (С4), и по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее пять атомов углерода (С5) или более, и представляющую собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока. Система на основе смеси ШФЛУ включает источник азота и/или углекислого газа, источник смеси ШФЛУ и источник проппанта, находящиеся в сообщении по текучей среде с источником азота и/или углекислого газа, приемник-смеситель, находящийся в сообщении по текучей среде с источником смеси ШФЛУ и источником проппанта, насос для перекачивания стимулирующей текучей среды из приемника-смесителя к устью скважины, указанная среда содержит проппант из источника проппанта, указанную углеводородную смесь из источника смеси ШФЛУ и по меньшей мере одно из азота и углекислого газа из источника азота и/или углекислого газа, указанная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока и содержит этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс. Способ нагнетания стимулирующей текучей среды в углеводородсодержащий продуктивный пласт, включающий смешивание указанной выше не разделенной на фракции углеводородной смеси, проппанта и по меньшей мере одного вещества из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды и нагнетание указанной среды в указанный пласт. Аварийная система содержит коллектор, выполненный с возможностью подачи указанной выше среды в устье скважины, аварийный клапан с дистанционным управлением, выполненный с возможностью прекращения подачи среды в устье скважины, распылительную трубу коллектора, имеющую множество распыляющих сопел, выполненных с возможностью распыления углекислого газа в атмосферу вблизи коллектора, и выпускной трубопровод, находящийся в сообщении с коллектором, для выпуска указанной среды из коллектора или множество газовых детекторов, выполненных с возможностью обнаружения горючего газа из коллектора и в ответ на это приведение в действие аварийного клапана с дистанционным управлением для прекращения подачи указанной среды в устье скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 5 н. и 22 з.п. ф-лы, 11 ил., 1 табл.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Область техники, к которой относится изобретение
[0001] Варианты осуществления настоящего изобретения в целом относятся к стимулирующим текучим средам.
Описание предшествующего уровня техники
[0002] Операции гидроразрыва используются для стимуляции и повышения проводимости текучей среды между стволом скважины и рассматриваемым пластом для увеличения скорости добычи текучих сред и связанных ресурсов. Операции гидравлического разрыва обычно используются в пластах с низкой проницаемостью, в традиционных продуктивных пластах, чтобы обойти повреждение проницаемости в околоскважинном пространстве, и в нетрадиционных продуктивных пластах для пересечения искусственно создаваемых трещин с сетью естественных трещин.
[0003] Гидравлические стимулирующие текучие среды классифицированы по разным типам текучих сред, включая:
[0004] - традиционные, содержащие гелеобразующий агент и сшивающий агент (агенты);
[0005] - на водной основе (иногда называемые «скользкая вода»), содержащие понизитель трения, гелеобразующий агент и/или вязкоупругое поверхностно-активное вещество;
[0006] - гибридные, содержащие сочетание понизителя трения, гелеобразующего агента и сшивающего агента (агентов);
[0007] - активированные, включающие углекислый газ или азот в текучую среду;
[0008] - кислотные, содержащие гелированную кислотную основу; и
[0009] - на газовой основе, содержащие газ, обычно пропан, в качестве базовой текучей среды.
[0010] При типичной обработке происходит инжектирование вязкой стимулирующей текучей среды для раскрытия трещины требуемой конфигурации, и вязкая стимулирующая текучая среда переносит проппант в раскрытую трещину для поддержания проводимости трещины после завершения обработки. Вязкие стимулирующие текучие среды могут иметь характеристики, которые ухудшают проницаемость проппантной набивки и/или пласта возле разрыва. Например, стимулирующие текучие среды на водной основе могут впитываться в поверхность пласта и снижать проницаемость, например, за счет капиллярных сил, могут приводить к осаждению твердых солевых отложений и могут вызывать перемещение тонкодисперсных частиц во время отработки и очистки скважины.
[0011] Последние данные показывают, что приблизительно в 98% стимуляций гидроразрыва в США используется технология на водной основе. Сведение к минимуму или исключение воды и связанных реагентов на водной основе (таких как кислоты, биоциды, ингибиторы коррозии, поглотители кислорода, понизители трения, сшивающие агенты, разжижители и некоторые гелеобразующие агенты) из базовой текучей среды может помочь снизить воздействие на окружающую среду и некоторые затраты на реагенты, связанные с гидроразрывом.
[0012] Текучие среды для гидроразрыва на водной основе также имеют связанные с ними проблемы утилизации и/или очистки и могут иметь конфликты применения. Использование воды для гидроразрыва может приводить к отчуждению воды из водотоков, водных ресурсов для муниципальных образований и отраслей промышленности, таких как электроэнергетика, а также для рекреации и жизни водных организмов. После завершения гидроразрыва текучая среда для гидроразрыва, которая поступает обратно на поверхность, должна быть утилизирована или очищена, и чем больше текучей среды используется при обработке, тем выше опасность утилизации и расходы. Большие объемы воды, необходимые для большинства обычных способов гидроразрыва, имеют повышенную опасность для аридных районов, в частности для подверженного засухам Техаса. Удаление воды гидроразрыва путем закачивания в глубокие подземные скважины связано с недавним увеличением сейсмичности в Центральной Оклахоме.
[0013] При массивном гидроразрыве традиционно используется от 1,2 до 3,5 млн амер. гал воды на скважину (4,5-13,2 млн л), при этом в крупных проектах используется более 5 млн амер. гал (18,9 млн л). Каждая процедура обработки состоит из ряда стадий. Для некоторых нетрадиционных горизонтальных скважин может использоваться до 40 или более стадий. На каждой стадии может использоваться более 300000 гал (1,1 млн л) воды и более 5,5 млн фунтов (2,5 т) проппанта.
[0014] Бурение многокустовых скважин или возможность проведения бурения и заканчивания множества скважин на одной кустовой площадке становится широко распространенным в промышленности из-за компактности и повышенной эффективности эксплуатации. Эта технология влияет на гидравлический разрыв пласта, поскольку шесть или более стимуляций одиночных скважин могут осуществляться последовательно с одной площадки. Дополнением этой технологии является процесс, известный как «цепной гидроразрыв» («zipper fracs»), который включает в себя чередование стимуляций между двумя расходящимися скважинами, устья которых находятся на одной площадке. Вместе эти технологии накладывают дополнительные логистические требования на оператора гидроразрыва.
[0015] Процедура кислотного гидроразрыва используется для устранения повреждения и/или для раскрытия каналов в пласте. Кислота протравливает каналы, которые, теоретически, остаются открытыми после того, как гидравлическое давление будет сброшено, и пласт вернется обратно к состоянию естественного давления. Желательно, чтобы кислота поступала и протравливала или удаляла повреждения из областей пласта, которые не отличаются хорошим движением флюидов перед обработкой. Однако высокопроницаемые и естественно трещиноватые области пласта, как правило, принимают текучую среду лучше и, таким образом, вбирают больше кислоты, чем было бы желательно. Поэтому понижающие фильтрацию и отклоняющие добавки могут добавляться при осуществлении кислотного гидроразрыва для блокирования высокопроницаемых каналов и перенаправления воздействия в каналы с пониженной проницаемостью.
[0016] Разрыв пласта пеной также является стандартным способом, используемым в Северной Америке для стимуляции низкопроницаемых или частично находящихся под давлением истощенных продуктивных пластов, в том числе нетрадиционных сланцевых и угольных пластов. Текучие среды для гидроразрыва на основе пены могут быть привлекательными из-за низкой водонасыщенности, поскольку пена, как правило, содержит большой процент газа, как правило, углекислого газа или азота, в качестве дисперсной фазы, и меньший процент жидкости в качестве дисперсионной среды, которая содержит стабилизирующее поверхностно-активное вещество, называемое вспенивающим агентом. Пены с содержанием азота 70-90% эффективно применялись в пластах указанных выше типов. Пены высокого качества требуют меньше воды, но могут не иметь достаточной вязкости, чтобы поддерживать необходимую нагрузку проппанта.
[0017] Сжиженный нефтяной газ («СНГ»), в основном, пропановый гель, используется в качестве углеводородной текучей среды гидроразрыва, которая не повреждает пласт. Его свойства включают: низкое поверхностное натяжение, низкую вязкость, низкую плотность наряду со смешиваемостью с углеводородами природного происхождения продуктивного пласта. Данный безводный способ увеличивает начальный дебит скважины, помогая добыче установиться гораздо быстрее, чем при традиционных способах гидроразрыва. Он также способен извлекать большую часть текучей среды гидроразрыва в пределах нескольких дней стимуляции, что создает экономические и экологические преимущества быстрой очистки с минимальными отходами и утилизацией. Однако стоимость и доступность больших количеств пропана, необходимых для многостадийных стимуляций кустовой площадки, иногда является сдерживающим фактором применения этой технологии.
[0018] Таким образом, существует потребность в новых стимулирующих текучих средах, которые не повреждают пласт, имеют минимальное водосодержание и количество химических добавок, включают природные и имеющиеся на месте компоненты, характеризуются быстрой очисткой, являются рентабельными и полностью извлекаемыми с минимальным выносом проппанта.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0019] Один вариант осуществления данного изобретения включает вспененную стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ. Пена может быть получена с помощью азота или углекислого газа и включает поверхностно-активное вещество (вещества). Качество пены может составлять от примерно 55% до примерно 95%. Вспенивание смеси ШФЛУ может осуществляться с помощью вспенивающего агента (агентов), таких как ионогенные или неионогенные поверхностно-активные вещества или их смеси. Вспенивающий агент (агенты) может содержать сульфокислоты, бетаиновые соединения, фторсодержащие поверхностно-активные вещества, углеводородные растворители, алюминиевые мыла, сложные фосфатные эфиры и/или другие аналогичные продукты.
[0020] Вспенивающие агенты могут содержать чистые поверхностно-активные вещества или смеси поверхностно-активных веществ, могут быть смешаны со вспомогательными поверхностно-активными веществами, или могут быть водными растворами поверхностно-активных веществ и/или вспомогательных поверхностно-активных веществ и, необязательно, сорастворителей. Вспомогательные поверхностно-активные вещества могут содержать iC90-гликоль и/или iC10-гликоль. Сорастворители могут содержать 1-пропанол, изопропанол, 2-бутанол и/или бутилгликоль.
[0021] Вспенивающие агенты могут содержать поверхностно-активные вещества, как анионогенные поверхностно-активные вещества, так и катионогенные поверхностно-активные вещества, и/или неионогенные и амфотерные структуры, предпочтительно анионогенные, неионогенные и амфотерные структуры. Примеры вспенивающих агентов включают простые сульфоэфиры спиртов, сульфат спирта, алкилсульфаты, изетионаты, саркозинаты, ацилсаркозинаты, олефинсульфонаты, простые алкилэфиркарбоксилаты, алкилалканоламиды, аминоксиды, алкилбензолсульфонат, алкилнафталинсульфонаты, этоксилаты жирных спиртов, этоксилаты оксоспиртов, алкилэтоксилаты, алкилфенолэтоксилаты, этоксилаты жирных аминов и жирных амидов, алкилполиглюкозиды, этоксилаты оксоспирта и/или алкоксилаты спирта Гербе. Дополнительные примеры включают алкилэфирсульфонат, EO/PO-блокполимеры и/или бетаины, такие как кокамидопропилбетаин и С8-С10 алкиламидопропилбетаин. Дополнительные примеры включают сульфобетаины, алкенилсульфонаты, алкилгликоли, алкоксилаты спиртов, сульфосукцинаты, простые алкилэфирфосфаты, эстеркваты и/или производные ди- и триалкиламмония.
[0022] Один вариант осуществления данного изобретения включает добавление стабилизаторов пены для образования вспененной стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ. Стабилизаторами пены могут быть микрочастицы или наночастицы, такие как диоксид кремния или производные диоксида кремния, которые, как известно, стабилизируют пену и эмульсии за счет так называемого «эффекта Пикеринга». Стабилизаторами пены также могут быть белки. Другим классом стабилизаторов пены могут быть добавки, которые повышают вязкость стимулирующей текучей среды, содержащие ламеллы, такие как полимерные структуры, например, полиакриламид и/или его производные.
[0023] Один вариант осуществления данного изобретения включает гелированную стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ, использующую сложные фосфатные эфиры и сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов. Гелеобразующий агент может содержать сложные фосфатные эфиры, сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов, аминокарбаматы, алюминиевые мыла, кокоамин (С12-С14), себакоилхлорид, олеиламин (С18), толуол-2,4-диизоцианат, толуол-2,6-диизоцианат и любое их сочетание.
[0024] Один вариант осуществления данного изобретения включает эмульсию, образованную из смеси ШФЛУ и содержащую до примерно 10% масс. воды, морской воды, пластовой воды и/или насыщенного солевого раствора с использованием эмульгирующего агента (агентов). Эмульгирующий агент (агенты) могут содержать поверхностно-активные вещества, вспомогательные поверхностно-активные вещества и/или сорастворители.
[0025] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ снижения высоких эксплуатационных расходов, связанный с обеспечением месторождения стимулирующей текучей средой за счет утилизации, извлечения и повторной реализации смеси ШФЛУ.
[0026] Один вариант осуществления данного изобретения включает инертизацию проппанта с помощью углекислого газа или азота, чтобы избежать загрязнения кислородом, детектор кислорода и/или противоток углекислого газа или азота при заполнении хранилищ проппантом.
[0027] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ вспенивания смеси ШФЛУ, использующий высокочастотную ультразвуковую вибрацию и/или эжектор Вентури для образования микропузырьков для повышения несущей способности пены. Системы и способы, описанные в немецкой патентной заявке DE 102014010105.3, которая включена в настоящий документ посредством ссылки, могут использоваться вместе с описанными в данном документе вариантами осуществления.
[0028] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ подавления возможного воспламенения пены из смеси ШФЛУ или гелированной смеси ШФЛУ с помощью развертывания системы аварийного нагнетания углекислого газа, пены на основе углекислого газа и/или пены на водной основе, которая может приводиться в действие с помощью дистанционного управления. Одно из преимуществ системы на основе пены заключается в том, что пена не будет унесена ветром и останется на месте, что обеспечивает уменьшение опасности.
[0029] Один вариант осуществления данного изобретения включает одну или более частей системного оборудования и/или любую из описанных здесь систем целиком, поставляемую в контейнере или помещаемую в закрытую камеру и находящуюся под защитной атмосферой углекислого газа и/или азота.
[0030] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ повышения безопасности перекачивания высоконапорной пены из смеси ШФЛУ или гелированной смеси ШФЛУ с помощью использования системы аварийного сброса, которая может приводиться в действие с помощью дистанционного управления.
[0031] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ повышения безопасности перекачивания высоконапорной пены из смеси ШФЛУ или гелированной смеси ШФЛУ с помощью использования системы обнаружения горючего газа для остановки насосных установок высокого давления и перекрытия клапана с дистанционным управлением в приустьевой зоне скважины.
[0032] Один вариант осуществления данного изобретения включает систему обнаружения газа, объединенную с системой автоматического нагнетания углекислого газа, пены на основе углекислого газа, газообразного азота, пены на основе газообразного азота и/или пены на воздушной основе.
[0033] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ снижения высоких эксплуатационных расходов, связанных с обеспечением месторождения жидким азотом за счет использования полевого транспортабельного мембранного генераторного оборудования или установки криогенного воздухоразделения для выделения азота из воздуха.
[0034] Один вариант осуществления данного изобретения включает экономически выгодный способ удаления азота из добытых потоков газообразных углеводородов в результате процессов поверхностной газожидкостной сепарации для обеспечения транспортабельного и/или идущего на продажу потока газообразных углеводородов, если имеются достаточные количества, что в свою очередь позволит исключить необходимость сжигания газа на факеле во время периода очистки.
[0035] Один вариант осуществления данного изобретения включает мобильную установку извлечения углекислого газа для извлечения углекислого газа из потока добытых углеводородов.
[0036] Один вариант осуществления данного изобретения включает стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ, содержащую проппант; этан, при этом этан составляет примерно от 30% до 80% текучей среды; пропан, при этом пропан составляет примерно от 15% до 50% текучей среды; бутан, при этом бутан составляет примерно от 15% до 45% текучей среды; изобутан, при этом изобутан составляет примерно от 15% до 40% текучей среды; и пентан плюс, при этом пентан плюс составляет примерно от 5% до 25% текучей среды. Текучая среда дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из углекислого газа и азота. Текучая среда дополнительно содержит вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает стабилизатор пены. Текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, который включает в себя по меньшей мере одно вещество из сложных фосфатных эфиров и сшивающих агентов в виде металлоорганических комплексов. Текучая среда дополнительно содержит эмульгирующий агент, который включает в себя до примерно 10% воды или насыщенного солевого раствора.
[0037] Один вариант осуществления данного изобретения включает стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ, содержащую примерно 30-55% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего два атома углерода (С2); примерно 15-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего три атома углерода (С3); примерно 15-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего четыре атома углерода (С4); и примерно 5-20% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего пять атомов углерода (С5) или более. Текучая среда дополнительно содержит проппант и по меньшей мере одно вещество из углекислого газа и азота. Текучая среда дополнительно содержит вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает стабилизатор пены. Текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, который включает в себя по меньшей мере одно вещество из сложных фосфатных эфиров и сшивающих агентов в виде металлоорганических комплексов. Текучая среда дополнительно содержит эмульгирующий агент, который включает в себя до примерно 10% воды или насыщенного солевого раствора.
[0038] Один вариант осуществления данного изобретения включает систему на основе смеси ШФЛУ, содержащую источник азота и/или углекислого газа; источник смеси ШФЛУ, находящийся в сообщении по текучей среде с источником азота и/или углекислого газа; источник проппанта, находящийся в сообщении по текучей среде с источником азота и/или углекислого газа; приемник-смеситель, находящийся в сообщении по текучей среде с источником смеси ШФЛУ и источником проппанта; и насос, предназначенный для перекачивания текучей среды из приемника-смесителя к устью скважины, при этом текучая среда содержит проппант из источника проппанта, смесь ШФЛУ из источника смеси ШФЛУ, и по меньшей мере одно вещество из азота и углекислого газа из источника азота и/или углекислого газа.
[0039] Система также включает в себя источник вспенивающего агента и вспенивающую установку, находящуюся в сообщении по текучей среде с источником смеси ШФЛУ и приемником-смесителем, при этом источник вспенивающего агента содержит вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя. Вспенивающая установка включает в себя эжектор Вентури, высокочастотный ультразвуковой зонд и/или микросито. Система дополнительно включает в себя источник гелеобразующего агента, находящийся в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем, при этом источник гелеобразующего агента содержит гелеобразующий агент, который включает в себя по меньшей мере одно вещество из сложных фосфатных эфиров и сшивающих агентов в виде металлоорганических комплексов. Система дополнительно включает в себя источник эмульгирующего агента, находящийся в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем, при этом источник эмульгирующего агента содержит эмульгирующий агент. Система также содержит компрессор для регулирования давления, выполненный с возможностью регулирования давления внутри приемника-смесителя. Система также содержит полевую сепарационную установку, выполненную с возможностью приема потока влажного газа из одного и того же или разных устьев скважин, выделения смеси ШФЛУ из потока влажного газа и подачи смеси ШФЛУ в источник смеси ШФЛУ непосредственно с помощью трубопроводов для текучей среды или накопительных цистерн. Система также включает в себя воздухоразделительное оборудование, предназначенное для выделения азота из воздуха и подачи азота в источник азота.
[0040] Один вариант осуществления данного изобретения включает способ нагнетания стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ в углеводородсодержащий продуктивный пласт, включающий в себя смешивание смеси ШФЛУ, проппанта и по меньшей мере одного вещества из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды; и нагнетание стимулирующей текучей среды в углеводородсодержащий продуктивный пласт.
[0041] Способ дополнительно включает в себя смешивание вспенивающего агента и, необязательно, стабилизатора пены со смесью ШФЛУ, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды, при этом вспенивающий агент включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает в себя стабилизатор пены.
[0042] Способ дополнительно включает в себя смешивание гелеобразующего агента со смесью ШФЛУ, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды, при этом гелеобразующий агент включает в себя по меньшей мере одно вещество из сложных фосфатных эфиров и сшивающих агентов в виде металлоорганических комплексов.
[0043] Способ дополнительно включает в себя смешивание эмульгирующего агента и насыщенного солевого раствора со смесью ШФЛУ, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды.
[0044] Способ дополнительно включает в себя извлечение смеси ШФЛУ из потока влажного газа, трубопровод для текучей среды или накопительные цистерны, и подачу смеси ШФЛУ в источник смеси ШФЛУ, который находится в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем.
[0045] Стимулирующая текучая среда имеет концентрацию азота более чем примерно 50%, концентрацию углекислого газа более чем примерно 35%, или совокупность концентраций азота и углекислого газа более чем примерно 50%, благодаря чему стимулирующая текучая среда находится вне предела воспламеняемости.
[0046] Один вариант осуществления данного изобретения включает в себя аварийную систему, имеющую коллектор, выполненный с возможностью подачи стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ в устье скважины; аварийный клапан с дистанционным управлением, выполненный с возможностью прекращения подачи стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ в устье скважины; и распылительную трубу коллектора, имеющую множество распыляющих сопел, выполненных с возможностью распыления углекислого газа в атмосферу вблизи коллектора; или выпускной трубопровод, находящийся в сообщении с коллектором, для выпуска стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ из коллектора; или множество газовых детекторов, выполненных с возможностью обнаружения горючего газа из коллектора и в ответ на это приведение в действие аварийного клапана с дистанционным управлением для прекращения подачи стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ в устье скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0047] Для того чтобы вышеуказанные признаки настоящего изобретения можно было понять подробно, более конкретное описание вариантов осуществления, кратко резюмированных выше, может быть рассмотрено со ссылкой на приведенные ниже варианты осуществления, часть из которых проиллюстрирована в прилагаемых чертежах. Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления и, следовательно, не должны рассматриваться как ограничивающие их объем, поскольку варианты осуществления могут допускать и другие, в равной степени эффективные варианты осуществления.
[0048] На фиг.1 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей вспененную смесь ШФЛУ с проппантом, и насосной системы высокого давления.
[0049] На фиг.2 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей гелированную смесь ШФЛУ с проппантом, и насосной системы высокого давления.
[0050] На фиг.3 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей эмульгированную смесь ШФЛУ с проппантом, и насосной системы высокого давления.
[0051] На фиг.4 показан схематический вид в плане способа утилизации и извлечения смеси ШФЛУ.
[0052] На фиг.5A показана вертикальная секция вспенивающей установки высокого давления для использования с системами, содержащими смесь ШФЛУ и азот или углекислый газ.
[0053] На фиг.5B показано сопло в сборе для использования с системами, содержащими смесь ШФЛУ и азот и/или углекислый газ.
[0054] На фиг.6 показан схематический вид в плане системы аварийного нагнетания углекислого газа, которая может приводиться в действие с помощью дистанционного управления, для использования вместе с системой вспененной или гелированной смеси ШФЛУ.
[0055] На фиг.7 показан схематический вид в плане системы аварийного сброса, которая может приводиться в действие дистанционно, для использования вместе с системой вспененной или гелированной смеси ШФЛУ.
[0056] На фиг.8 показан схематический вид в плане системы аварийного отключения, использующей систему обнаружения горючего газа для остановки насосной установки (установок) высокого давления и перекрытия запорных клапанов с дистанционным управлением, для использования вместе с системой вспененной или гелированной смеси ШФЛУ.
[0057] На фиг.9 показан схематический вид в плане полевого транспортабельного мембранного генераторного оборудования для выделения азота из воздуха, для использования вместе с системой вспененной или гелированной смеси ШФЛУ.
[0058] На фиг.10 показан схематический вид в плане узла технологического потока для удаления азота из добытого потока газообразных углеводородов в результате процессов поверхностной газожидкостной сепарации, для использования вместе с системой вспененной или гелированной смеси ШФЛУ.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0059] Смесь широкой фракции легких углеводородов (называемая здесь «смесь ШФЛУ», Y-Grade NGL) представляет собой не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс. Пентан плюс содержит пентан, изопентан, и/или более тяжелые углеводороды, например, углеводородные соединения, содержащие по меньшей мере одно соединение от C5 до C8+. Пентан плюс может включать в себя газоконденсатный бензин.
[0060] Смесь ШФЛУ представляет собой углеводородный побочный продукт, полученный после удаления метана из потока добытых углеводородов, например, деметанизированного с помощью сепарационной установки высокого давления. Как правило, смесь ШФЛУ представляет собой побочный продукт деметанизированных углеводородных потоков, полученных из скважин, пробуренных в глинистых сланцах, и транспортированных к централизованной установке для фракционирования на этан, пропан, бутан, изобутан и пентан. В своем неразделенном или естественном состоянии смесь ШФЛУ не имеет специального рынка сбыта или известного использования. Смесь ШФЛУ должна пройти переработку прежде, чем будет определена ее фактическая стоимость. Смесь ШФЛУ отличается от сжиженного нефтяного газа («СНГ»), который содержит только пропан и бутан.
[0061] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 40-45% этана, примерно 25-30% пропана, примерно 5-10% нормального бутана, примерно 5-10% изобутана и примерно 10-15% пентана плюс.
[0062] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 40-55% этана, примерно 25-30% пропана, примерно 5-10% нормального бутана, примерно 5-10% изобутана и примерно 10-20% пентана плюс.
[0063] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 43% этана, примерно 27% пропана, примерно 7% нормального бутана, примерно 10% изобутана и примерно 13% пентана плюс, при максимальном давлении паров примерно 600 фунт/кв. дюйм изб. (4,14 МПа изб.), при 100°F (37,8°С), в соответствии со стандартной процедурой испытания American Society for Testing and Materials (ASTM) D-6378, при максимальных содержаниях метана, ароматических соединений и олефина, соответственно, 0,5% ж. об. в соответствии с GPA 2177, 1,0% масс. всего потока в соответствии с GPA 2186 и 1,0% ж.об. в соответствии с GPA 2186.
[0064] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 35-55% этана, примерно 20-30% пропана, примерно 10-15% нормального бутана, примерно 4-8% изобутана и примерно 10-15% пентана плюс.
[0065] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 28% этана, примерно 42% пропана, примерно 13% нормального бутана, примерно 7% изобутана и примерно 10% пентана плюс.
[0066] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 48% этана, примерно 31% пропана, примерно 9% нормального бутана, примерно 5% изобутана и примерно 7% пентана плюс.
[0067] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 58-68% этана, примерно 18-24% пропана, примерно 4-7% нормального бутана, примерно 2-3% изобутана и примерно 5-9% пентана плюс.
[0068] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 37-43% этана, примерно 28-29% пропана, примерно 7% нормального бутана, примерно 9-11% изобутана и примерно 13-16% пентана плюс.
[0069] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит менее примерно 80% пропана, бутана или смеси пропана и бутана.
[0070] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-80% пропана, бутана или смеси пропана и бутана.
[0071] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит более примерно 95% пропана, бутана или смеси пропана и бутана.
[0072] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-80% этана.
[0073] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-80% пропана.
[0074] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-45% бутана.
[0075] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-40% изобутана.
[0076] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-25% пентана плюс.
[0077] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 1-60% гексанов.
[0078] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 40-55% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего два атома углерода (C2).
[0079] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 25-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего три атома углерода (C3).
[0080] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 25-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего четыре атома углерода (C4).
[0081] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 25-50% сочетания по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего три атома углерода (C3), и по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего четыре атома углерода (C4).
[0082] Согласно одному из примеров смесь ШФЛУ содержит примерно 10-20% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего пять атомов углерода (C5) или более.
[0083] Согласно одному из примеров стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ содержит проппант; этан, при этом этан составляет примерно от 30% до 80% текучей среды; пропан, при этом пропан составляет примерно от 15% до 50% текучей среды; бутан, при этом бутан составляет примерно от 15% до 45% текучей среды; изобутан, при этом изобутан составляет примерно от 15% до 40% текучей среды; и пентан плюс, при этом пентан плюс составляет примерно от 5% до 25% текучей среды.
[0084] Согласно одному из примеров стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ содержит примерно 30-55% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего два атома углерода (С2); примерно 15-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего три атома углерода (С3); примерно 15-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего четыре атома углерода (С4); и примерно 5-20% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего пять атомов углерода (С5) или более.
[0085] Смесь ШФЛУ может содержать одну или более комбинаций, целиком или частично, примеров смеси ШФЛУ и/или описанных здесь вариантов осуществления.
[0086] Одна описанная здесь система стимуляции гидравлического разрыва обеспечивает способ гидроразрыва для традиционных и нетрадиционных продуктивных пластов углеводородов с помощью образования пены на основе смеси ШФЛУ, которая содержит азот или углекислый газ, объединенный со вспенивающим агентом (агентами) и проппантом для образования стимулирующей текучей среды. Стимулирующая текучая среда не повреждает призабойную зону пластов, имеет минимальное водосодержание и количество химических добавок, включает природные и имеющиеся на месте компоненты, быстро очищается и полностью извлекается с минимальным выносом проппанта.
[0087] На фиг.1 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей гелированную смесь ШФЛУ, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система гидроразрыва включает подачу азота из наливного резервуара (резервуаров) 10 для хранения, который транспортируется в износоустойчивый эжектор 40 Вентури через передаточный трубопровод 20 и автоматический регулировочный клапан V1, и в наливной резервуар (резервуары) 70 для хранения смеси ШФЛУ в качестве уплотняющего газа по трубопроводу 130, который регулируется с помощью автоматического клапана V4. Проппант из бункера 50 под давлением подается в износоустойчивый эжектор 40 Вентури и направляется по трубопроводу 30 в приемник-смеситель 60 высокого давления.
[0088] Смесь ШФЛУ из наливного резервуара 70 для хранения транспортируется во вспенивающую установку 108 по трубопроводу 80, который регулируется с помощью автоматического клапана V3. Вспенивающий агент из бака (баков) 106 для вспенивающего агента транспортируется во вспенивающую установку 108 по трубопроводу 104 с помощью дозирующего насоса 102. Вспененная смесь ШФЛУ из вспенивающей установки 108 транспортируется в приемник-смеситель 60 высокого давления по трубопроводу 109, вместе с проппантом из износоустойчивого эжектора 40 Вентури.
[0089] Смесь проппанта и вспененной смеси ШФЛУ из приемника-смесителя 60 высокого давления транспортируется по трубопроводу 65 благодаря всасывающему действию насоса (насосов) 110 высокого давления. Трубопровод 65 регулируется с помощью автоматического клапана V2. Высоконапорная смесь ШФЛУ и проппанта выпускается из насоса 110 высокого давления по трубопроводу 120 для инжектирования в качестве стимулирующей текучей среды в устье 150 скважины, и через рециркуляционный трубопровод 125, который регулируется с помощью автоматического клапана V5, возвращается обратно в приемник-смеситель 60 высокого давления для смешивания. Давление внутри приемника-смесителя 60 высокого давления регулируют по трубопроводу 135 с помощью автоматического клапана V8 посредством всасывания компрессора 140, который нагнетает в устье 150 скважины через трубопровод 120 и автоматический аварийный запорный клапан V7.
[0090] На фиг.2 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей вспененную смесь ШФЛУ, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система гидроразрыва включает подачу азота из наливного резервуара (резервуаров) 10 для хранения, который транспортируется в износоустойчивый эжектор 40 Вентури через передаточный трубопровод 20 и автоматический регулировочный клапан V1, и в наливной резервуар (резервуары) 70 для хранения смеси ШФЛУ в качестве уплотняющего газа по трубопроводу 130, который регулируется с помощью автоматического клапана V4. Проппант из бункера 50 под давлением подается в износоустойчивый эжектор 40 Вентури и направляется по трубопроводу 30 в приемник-смеситель 60 высокого давления.
[0091] Смесь ШФЛУ из наливного резервуара 70 для хранения транспортируется в приемник-смеситель 60 высокого давления по трубопроводу 80, который регулируется с помощью автоматического клапана V3. Гелеобразующий агент из бака (баков) 90 для гелеобразующего агента транспортируется в трубопровод 80 с помощью дозирующего насоса 100 через трубопровод 85. Смесь проппанта и гелированной смеси ШФЛУ из приемника-смесителя 60 высокого давления транспортируется благодаря всасывающему действию насоса (насосов) 110 высокого давления по трубопроводу 65, который регулируется с помощью автоматического клапана V2. Высоконапорная смесь ШФЛУ и проппанта выпускается из насоса 110 высокого давления по трубопроводу 120 для инжектирования в качестве стимулирующей текучей среды в устье 150 скважины, и через рециркуляционный трубопровод 125, который регулируется с помощью автоматического клапана V5, возвращается обратно в приемник-смеситель 60 высокого давления для смешивания. Давление внутри приемника-смесителя 60 высокого давления регулируют по трубопроводу 135 с помощью автоматического клапана V6 посредством всасывания компрессора 140, который нагнетает в устье 150 скважины через трубопровод 120 и автоматический аварийный запорный клапан V7.
[0092] На фиг.3 показан схематический вид в плане системы гидроразрыва, содержащей эмульгированную смесь ШФЛУ, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система гидроразрыва включает подачу азота из наливного резервуара (резервуаров) 10 для хранения, который транспортируется в износоустойчивый эжектор Вентури 40 через передаточный трубопровод 20 и автоматический регулировочный клапан V1; в наливной резервуар (резервуары) 70 для хранения смеси ШФЛУ в качестве уплотняющего газа по трубопроводу 130, который регулируется с помощью автоматического клапана V4; и в наливной резервуар (резервуары) 14 для хранения насыщенного солевого раствора по трубопроводу 12, который также регулируется с помощью автоматического клапана V4. Проппант из бункера 50 под давлением подается в износоустойчивый эжектор 40 Вентури и направляется по трубопроводу 30 в приемник-смеситель 60 высокого давления. Смесь ШФЛУ из наливного резервуара 70 для хранения транспортируется в приемник-смеситель 60 высокого давления по трубопроводу 80, который регулируется с помощью автоматического клапана V3.
[0093] Эмульгирующий агент из бака 90 для эмульгирующего агента транспортируется в приемник-смеситель 60 высокого давления с помощью дозирующего насоса 85 по трубопроводу 100. Насыщенный солевой раствор из наливного резервуара 14 для хранения насыщенного солевого раствора транспортируется в приемник-смеситель 60 высокого давления по трубопроводу 16, который регулируется с помощью автоматического клапана V8. Эмульгированная смесь проппанта и смеси ШФЛУ из приемника-смесителя 60 высокого давления транспортируется благодаря всасывающему действию насоса (насосов) 110 высокого давления по трубопроводу 65, который регулируется с помощью автоматического клапана V2. Высоконапорная смесь ШФЛУ и проппанта выпускается из насоса 110 высокого давления по трубопроводу 120 для инжектирования в качестве стимулирующей текучей среды в устье 150 скважины, и через рециркуляционный трубопровод 125, который регулируется с помощью автоматического клапана V5, возвращается обратно в приемник-смеситель 60 высокого давления для смешивания. Давление внутри приемника-смесителя 60 высокого давления регулируют по трубопроводу 135 с помощью автоматического клапана V6 посредством всасывания компрессора 140, который нагнетает в устье 150 скважины через трубопровод 120 и автоматический аварийный запорный клапан V7.
[0094] В любом из вариантов осуществления, показанных на фиг.2-3, накопительные резервуары 70 для смеси ШФЛУ могут содержать площадочные резервуары под давлением для хранения смеси ШФЛУ, которая поступает из регионального сборного трубопровода для смеси ШФЛУ, регионального газораспределителя или установки по подготовке газа через автоцистерны. В любом из вариантов осуществления, показанных на фиг.2-3, проппант может временно храниться в находящемся под давлением бункере 50 для проппанта и пневматически транспортироваться в приемник-смеситель 60 при использовании азота или углекислого газа.
[0095] На фиг.4 показан схематический вид в плане системы утилизации и извлечения смеси ШФЛУ, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Текучие среды, добытые из традиционного или нетрадиционного углеводородного продуктивного пласта 32, направляются к поверхности через серию внутрискважинных обсадных колонн и/или труб 34, в наземное устьевое оборудование 10 добывающей скважины, которая ранее подвергалась стимуляции методом гидроразрыва. «Поток влажного газа» от устья 10 скважины транспортируется в полевую сепарационную установку (установки) 14 высокого давления по трубопроводу 12, где метан и часть газообразного этана извлекаются и направляются для продажи в высоконапорный газопровод 16 товарной продукции. Смесь ШФЛУ, извлеченная из полевых сепарационных установок 14 высокого давления в виде жидкой фазы, транспортируется посредством высоконапорного трубопровода 18 товарной продукции на переработку и разделение на фракции и/или в наливной резервуар (резервуары) 22 высокого давления для хранения смеси ШФЛУ по трубопроводу 20, где это возможно, или, в остальных случаях, с помощью цистерны (цистерн) 21. Смесь ШФЛУ в наливном резервуаре 22 высокого давления для хранения смеси ШФЛУ вспенивается и инжектируется во вторую нестимулированную скважину 28 через наземный трубопровод 24 высокого давления и далее направляется в продуктивный пласт 32 через серию внутрискважинных обсадных колонн и/или труб 30.
[0096] На фиг.5A показана вертикальная секция вспенивающей установки 30 высокого давления, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Смесь ШФЛУ высокого давления, поступающая в трубопровод 10, проникает через стенку вспенивающей установки 30 высокого давления через уплотнительный узел S1. Вспенивающий агент из бака (баков) 110 для вспенивающего агента инжектируется в трубопровод 90, проходящий через стенку вспенивающей установки 30 через уплотнительный узел S2, и подается с помощью дозирующего насоса 100, который регулируется с помощью автоматического клапана 80.
[0097] Смесь вспенивающего агента и смеси ШФЛУ подается по трубопроводу 10 в эжектор 129 Вентури, где она вспенивается азотом, который подается в эжектор 129 Вентури по трубопроводу 130, проходящему через стенку вспенивающей установки 30 через уплотнительный узел S3. Пенная струя, выходящая из эжектора 129 Вентури, отклоняется пластиной 160 в высокочастотный ультразвуковой зонд (зонды) 150, который запитывается по линии 140, проникающей через стенку вспенивающей установки 30 через уплотнительный узел S4, тем самым образуя микропузырьки. Пена проходит через микросито 170, которое удаляет крупные пузырьки, и выходит из вспенивающей установки 30 по трубопроводу 190, который проходит через стенку вспенивающей установки 30 через уплотнительный узел S5 и регулируется автоматическим клапаном 180.
[0098] В одном варианте осуществления смесь вспенивающего агента и смеси ШФЛУ закачивается через систему вибросопел, такую как эжектор 129 Вентури, проиллюстрированный на фиг.5А, и/или сопловая система 121, проиллюстрированная на фиг.5B, при ультразвуковой частоте, при которой после выхода смесь разбивается на однородные капли. Вибрация может быть индуцирована при помощи эластичной мембраны, непосредственно перед тем, как смесь выходит из сопел. Амплитуду и частоту колебаний сопла можно поддерживать постоянными для получения монодисперсного распределения размеров капель. Капли могут быть направлены под углом в тангенциальный поток текучей среды для предотвращения разрыва капель при выходе, например, через трубопровод 190, показанный на фиг.5.
[0099] На фиг.5В показан вид сбоку и вид сверху (при наблюдении в направлении ссылочной стрелки «А») сопловой системы 121 согласно одному варианту осуществления. Сопловая система 121 содержит соосное сопло 122, имеющее внутреннее сопло 126, окруженное внешним соплом 127, и сопловую пластину 128, выполненную с возможностью поддержки внутреннего и/или внешнего сопел 126, 127. Внутреннее сопло 126 имеет отверстие О, и внешнее сопло имеет отверстие Оʹ, через которые перемещаются текучие среды (жидкости, обозначенные ссылочной стрелкой «F», и/или газы, обозначенные ссылочной стрелкой «G»). Соосное сопло 122 может быть собрано таким образом, чтобы газ протекал через внутреннее сопло 126, в то время как жидкость протекала через внешнее сопло 127. Виброгенератор 123, предпочтительно высокочастотного ультразвукового типа, выполнен с возможностью вибрации соосного сопла 122 через соединитель 124. В одном варианте осуществления эжектор 129 Вентури, проиллюстрированный на фиг.5A, может содержать сопловую систему 121, проиллюстрированную на фиг.5B.
[00100] В варианте осуществления, проиллюстрированном на фигуре 5B, (твердый) проппант может быть смешан со вспененной смесью ШФЛУ после стадии образования пены для предотвращения закупорки и/или абразии внутреннего и внешнего сопел 126, 127. Вспененная смесь ШФЛУ будет создана под давлением. Вибрация, создаваемая виброгенератором 123, предпочтительно генерируется в определенном направлении, например, в том же или в противоположном направлении потоку текучей среды через внутреннее и внешнее сопла 126, 127, благодаря чему текучая среда (жидкости и/или газы) сама колеблется в той же самой ориентации. Применяемая частота колебаний составляет от примерно 16 кГц до примерно 200 МГц; от примерно 16 кГц до примерно 100 кГц; от примерно 16 кГц до примерно 50 кГц; и от примерно 16 кГц до примерно 30 кГц. Использование сопловой системы 121 приводит к очень узкому, мономодальному распределению размеров пузырьков. Хотя показаны только два сопла, сопловая система 121 может содержать множество внутренних и/или внешних сопел, соединенных с сопловой пластиной 128. Узкое распределение размера пузырьков приводит к оптимальной несущей способности по проппанту.
[00101] На фиг.6 показан схематический вид в плане системы аварийного нагнетания углекислого газа или азота, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система аварийного нагнетания углекислого газа или азота может приводиться в действие посредством дистанционного управления и/или использоваться с описанными здесь системами, содержащими вспененную или гелированную смесь ШФЛУ. Всасывающий трубопровод 10 насоса высокого давления доставляет стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ в насос (насосы) 20 высокого давления. Высоконапорная стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ транспортируется к устью 50 скважины через коллектор 30 высокого давления и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением. В аварийной ситуации насос 20 высокого давления выключается, и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением удаленно перекрывается. Клапан 70 с дистанционным управлением открывается, чтобы доставлять углекислый газ или азот из накопительного резервуара (резервуаров) 60 по трубопроводу 65 в распылительную трубу 80 коллектора, после чего углекислый газ или азот выпускаются в атмосферу через серию сопел 90.
[00102] На фиг.7 показан схематический вид в плане системы аварийного сброса, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система аварийного сброса может приводиться в действие посредством дистанционного управления и/или использоваться с описанными здесь системами, содержащими вспененную или гелированную смесь ШФЛУ. Всасывающий трубопровод 10 насоса высокого давления доставляет стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ в насос (насосы) 20 высокого давления. Высоконапорная стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ транспортируется к устью 50 скважины через коллектор 30 высокого давления и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением. В аварийной ситуации насос 20 высокого давления выключается, и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением удаленно перекрывается. Высоконапорная смесь ШФЛУ, блокированная в коллекторе 30, высвобождается через выпускной или разгрузочный трубопровод 70 с помощью открывания клапана 60 с дистанционным управлением.
[00103] На фиг.8 показан схематический вид в плане системы аварийного отключения, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система аварийного отключения использует систему обнаружения горючего газа для остановки насосной установки высокого давления и перекрытия запорного клапана с дистанционным управлением, которые могут использоваться с описанными здесь системами, содержащими вспененную или гелированную смесь ШФЛУ. Наливной резервуар 1 для хранения смеси ШФЛУ соединен с всасывающим трубопроводом 10 насоса высокого давления посредством трубопровода 2, который соединен со вспенивающей установкой 3, которая соединена с приемником-смесителем 5 посредством трубопровода 4. Приемник-смеситель 5 соединен с насосом (насосами) 20 высокого давления посредством всасывающего трубопровода 10 насоса высокого давления. Высоконапорная стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ транспортируется к устью 50 скважины через коллектор 30 высокого давления и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением. Когда горючий газ обнаруживается с помощью одного или более газовых детекторов 60, которые находятся в сообщении с центром 80 управления через проводящий кабель 70, насос 20 высокого давления отключается, и аварийный клапан 40 с дистанционным управлением 40 удаленно перекрывается посредством дистанционного радиосигнала от передатчиков R1, R2 и R3 из центра 80 управления.
[00104] На фиг.9 показан схематический вид в плане полевого транспортабельного мембранного генераторного оборудования, которое может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Полевое транспортабельное мембранное генераторное оборудование может применяться для выделения азота из воздуха для использования вместе с описанными здесь системами вспененной или гелированной смеси ШФЛУ. Мембранная генераторная установка включает в себя первичный двигатель 1 с электрическим или дизельным приводом. Первичный двигатель 1 соединен с помощью неразъемного приводного вала 2 с винтовым компрессором 3. Атмосферный воздух направляется во всасывающий вход винтового компрессора 3 по трубопроводу 4 и сжимается до примерно 15 бар (1,5 МПа).
[00105] Сжатый воздух направляется ко входу мембраны 6 по трубопроводу 5, где сжатый воздух осушается и отфильтровывается и далее направляется через серию пористых или непористых полимерных мембран, где воздух разделяется на кислородный пермеат и примерно 94-99% качества азот. Кислородный пермеат может быть выпущен в атмосферу через выпускной трубопровод 7 источника. Азот направляется ко входу поршневого компрессора 9 по трубопроводу 10. Поршневой компрессор 9 соединен с первичным двигателем 1 с помощью неразъемного соединения 8. Азот сжимается до желаемого давления и затем направляется в высоконапорный трубопровод 11 для распределения. Источник азота низкого давления для других применений обеспечивается посредством трубопровода 12, который соединен с трубопроводом 10.
[00106] На фиг.10 показан схематический вид в плане развернутой в полевых условиях надземной системы удаления азота, которая может использоваться самостоятельно или в сочетании с любым из описанных здесь вариантов осуществления. Система удаления азота может использоваться для удаления азота из потока (потоков) газообразных углеводородов, которые могут становиться загрязненными в результате введения азота в углеводородный продуктивный пласт. Система удаления азота включает в себя первичный двигатель 1, который приводится в действие с помощью рециркулирующего газового пермеата. Первичный двигатель 1 соединен с помощью неразъемного приводного вала 2 с винтовым компрессором 3. На вход винтового компрессора 3 подают поток 4 газообразных углеводородов, загрязненных азотом, из углеводородного продуктивного пласта. Сжатый углеводородный поток 5 поступает в первую установку 6 с пористой или непористой полимерной мембраной, где он осушается, отфильтровывается и разделяется на газообразный углеводородный пермеат 7 товарного качества для транспортировки по трубопроводу, а также богатый азотом остаточный газ 8, который подается во вторую установку 9 с пористой или непористой полимерной мембраной. Вторая установка 9 с пористой или непористой полимерной мембраной разделяет богатый азотом остаточный газ 8 на обедненный азотом пермеат 10, который направляется обратно в исходный поток 4 загрязненных азотом газообразных углеводородов, и на богатый углеводородами остаточный газ 11, который используется в качестве топливного газа, подаваемого в первичный двигатель 1.
[00107] В следующем примере сравниваются затраты на стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ по сравнению с затратами на стимулирующую текучую среду на водной основе.
[00108] Углеводородный продуктивный пласт рассматривается для подготовки по двум сценариям: первый - одностадийная 300000 гал (1,14 млн л) традиционная стимуляция гидроразрыва на водной основе в нетрадиционной горизонтальной скважине; второй - одностадийная стимуляция гидроразрыва вспененной смесью ШФЛУ 80% качества с использованием полученного мембранным методом азота в той же нетрадиционной горизонтальной скважине. Из обоих случаев были исключены затраты на проппант, топливо и амортизацию оборудования. Для стимуляции смесью ШФЛУ были приняты типичные затраты на нагнетание как для традиционной стимуляции с 10% надбавкой, включающей затраты на мембранную генерацию (без учета стоимости топлива и амортизации оборудования). Были приняты типичные затраты на стимулирующую текучую среду и затраты на транспортировку и раздачу воды. Предполагается, что затраты на реагенты для вспенивания и гелирования смеси ШФЛУ составляют 15000 $. Сравнение этих двух сценариев представлено в таблице 1.
Традиционная стимуляция на водной основе, затраты на стадию |
Стимуляция вспененной смесью ШФЛУ, затраты на стадию |
|
Затраты на нагнетание насосами высокого давления | 100000 $ | 121000 $ |
Затраты на реагенты для текучей среды гидроразрыва | 20000 $ | 15000 $ |
Затраты на смесь ШФЛУ | нет | 65000 $ |
Утилизация смеси ШФЛУ | нет | 65000 $ |
Затраты на транспортировку и раздачу воды | 20000 $ | нет |
Суммарные затраты | 150000 $ | 136000 $ |
[00109] Стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ может содержать проппант; этан, при этом этан составляет примерно от 0% до 80% текучей среды; пропан, при этом пропан составляет примерно от 0% до 80% текучей среды; бутан, при этом бутан составляет примерно от 0% до 45% текучей среды; изобутан, при этом изобутан составляет примерно от 0% до 40% текучей среды; и пентан плюс, при этом пентан плюс составляет примерно от 0% до 25% текучей среды. Текучая среда дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из углекислого газа и азота.
[00110] Стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ может содержать менее примерно 80% пропана, бутана или смеси пропана и бутана, или более чем примерно 95% пропана, бутана или смеси пропана и бутана.
[00111] Стимулирующая текучая среда на основе смеси ШФЛУ может содержать примерно 40-55% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего два атома углерода (С2); примерно 25-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего три атома углерода (C3); примерно 25-50% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего четыре атома углерода (С4); и примерно 10-20% по меньшей мере одного углеводородного соединения, имеющего пять атомов углерода (С5) или более.
[00112] Система может включать в себя источник азота и/или углекислого газа, источник подачи смеси ШФЛУ, вспенивающую установку, источник подачи проппанта, источник подачи вспенивающего агента, приемник-смеситель высокого давления, и компрессор для регулирования давления, при этом источник подачи вспенивающего агента включает в себя по меньшей мере одно вещество из вспенивающего агента, стабилизатора пены, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя.
[00113] Способ может включать в себя подачу азота из источника подачи азота; добавление к азоту смеси ШФЛУ из источника смеси ШФЛУ и вспенивающего агента из источника вспенивающего агента; подачу проппанта из источника подачи проппанта; смешивание смеси ШФЛУ, вспенивающего агента, необязательного стабилизатора пены и проппанта в приемнике-смесителе высокого давления для образования стимулирующей текучей среды с одновременным регулированием давления в приемнике-смесителе высокого давления; и нагнетание стимулирующей текучей среды в устье скважины и/или углеводородсодержащий продуктивный пласт с использованием насосной установки высокого давления.
[00114] Способ может включать в себя образование пены путем смешивания смеси ШФЛУ со вспенивающим агентом, необязательно со стабилизатором пены и необязательно с водой, при использовании генератора пены с азотом или углекислым газом, и затем смешивание пены в смесителе высокого давления с проппантом для образования стимулирующей текучей среды, и после этого нагнетание стимулирующей текучей среды в устье скважины и/или углеводородсодержащий продуктивный пласт с использованием насосной установки высокого давления. Генератор пены включает в себя сопла, активируемые ультразвуковой вибрацией, выполненные с возможностью образования пены, и/или с возможностью оптимизации размера пузырьков и/или распределения пены, и способ может также включать в себя регулировку давления пены до и после прохождения через сопла.
[00115] Система может включать в себя источник азота, источник наливного азота, источник подачи наливной смеси ШФЛУ, источник подачи проппанта, источник подачи гелеобразующего агента, приемник-смеситель высокого давления, и компрессор для регулирования давления.
[00116] Способ может включать в себя подачу азота из источника подачи азота; добавление к азоту смеси ШФЛУ из источника смеси ШФЛУ; добавление гелеобразователя в смесь ШФЛУ; подачу проппанта из источника подачи проппанта; смешивание гелеобразователя, смеси ШФЛУ и проппанта в приемнике-смесителе высокого давления для образования стимулирующей текучей среды с одновременным регулированием давления в приемнике-смесителе высокого давления; и нагнетание стимулирующей текучей среды в устье скважины и/или углеводородсодержащий продуктивный пласт с использованием насосной установки высокого давления. Гелированную стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ активируют азотом или углекислым газом высокого давления перед закачиванием в углеводородсодержащий продуктивный пласт.
[00117] Система может включать в себя инертизацию проппанта с помощью углекислого газа или азота, чтобы избежать загрязнения кислородом, детектор кислорода и противоток углекислого газа или азота при заполнении хранилищ проппантом.
[00118] Система может включать в себя одну или более частей системного оборудования и/или систему целиком, поставляемую в контейнере или помещаемую в закрытую камеру и находящуюся под защитной атмосферой углекислого газа и/или азота.
[00119] Система может включать в себя систему обнаружения газа, объединенную с системой автоматического нагнетания углекислого газа, пены на основе углекислого газа, газообразного азота, пены на основе азота и/или пены на водной основе.
[00120] Система может включать в себя мобильную установку извлечения азота и/или углекислого газа для извлечения азота и/или углекислого газа из потока добытых углеводородов.
[00121] Система может включать в себя источник азота, источник подачи смеси ШФЛУ, источник эмульгирующего агента, приемник-смеситель высокого давления, и компрессор для регулирования давления.
[00122] Способ может включать в себя подачу азота из источника подачи азота; добавление к азоту смеси ШФЛУ из источника смеси ШФЛУ и эмульгирующего агента из источника эмульгирующего агента; подачу проппанта из источника подачи проппанта; смешивание смеси ШФЛУ, эмульгирующего агента и проппанта в приемнике-смесителе высокого давления для образования стимулирующей текучей среды с одновременным регулированием давления в приемнике-смесителе высокого давления; и нагнетание стимулирующей текучей среды в устье скважины и/или углеводородсодержащий продуктивный пласт с использованием насосной установки высокого давления. Эмульгированную стимулирующую текучую среду на основе смеси ШФЛУ активируют азотом высокого давления или углекислым газом перед закачиванием в углеводородсодержащий продуктивный пласт.
[00123] Способ может включать в себя получение и извлечение смеси ШФЛУ из полевого сепаратора, делительной установки или установки переработки газа; транспортировку смеси ШФЛУ к месту осуществления воздействия с помощью высоконапорного трубопровода или цистерны; выгрузку смеси ШФЛУ в наливной резервуар высокого давления для хранения; инжектирование смеси ШФЛУ в качестве компонента стимулирующей текучей среды; стимулирование гидроразрыва в углеводородсодержащем продуктивном пласте; добычу смеси ШФЛУ вместе с другими углеводородами продуктивного пласта на поверхности через ствол скважины, которая проникает в углеводородсодержащий продуктивный пласт; и поставку смеси ШФЛУ вместе с другими углеводородами продуктивного пласта в собирающую компанию, на газоперерабатывающую установку или установку фракционирования.
[00124] Система может включать в себя источник азота, источник подачи смеси ШФЛУ, вспенивающий агент, цилиндрический сосуд высокого давления, эжектор Вентури, высокочастотный ультразвуковой зонд, и/или микросито.
[00125] Способ может включать в себя подачу азота из источника подачи азота; добавление к азоту смеси ШФЛУ из источника смеси ШФЛУ и вспенивающего агента из источника вспенивающего агента; добавление азота высокого давления из источника подачи азота ко входу эжектора Вентури; добавление вспенивающих агентов в смесь ШФЛУ; подачу азота, вспенивающего агента и смеси ШФЛУ в эжектор Вентури; смешивание азота, вспенивающего агента и смеси ШФЛУ посредством эжектора Вентури; распыление смеси при одновременном воздействии на смесь высокочастотной ультразвуковой вибрации для образования пены; необязательное пропускание пены через микросито для удаления нежелательных более крупных пузырьков пены; и нагнетание пены для использования в качестве стимулирующей текучей среды.
[00126] Система может включать в себя источник углекислого газа, распылительную трубу коллектора, распылительные сопла, аварийный клапан с дистанционным управлением, насос высокого давления, коллектор высокого давления, стимулирующую текучую среду и устье скважины.
[00127] Способ может включать в себя помещение распылительной трубы коллектора с соплами и аварийным клапаном с дистанционным управлением рядом с системой насоса высокого давления, коллектором высокого давления и площадкой для размещения устья скважин; подачу углекислого газа, пены на основе углекислого газа и/или пены на основе воздуха из наливного источника в аварийный клапан с дистанционным управлением; открытие аварийного клапана с дистанционным управлением; и отключение насосной системы высокого давления и перекрытие аварийного клапана с дистанционным управлением во время чрезвычайной ситуации для заполнения площадки для размещения устья скважины углекислым газом, пеной на основе углекислого газа, газообразным азотом, пеной на основе азота и/или пеной на основе воздуха и подавления горючих смесей.
[00128] Система может включать в себя два дистанционно управляемых клапана, высоконапорный разгрузочный трубопровод, насос высокого давления, коллектор высокого давления и устье скважины, при этом высоконапорный разгрузочный трубопровод ориентирован по ветру и имеет достаточную длину для безопасного выхода за пределы устья скважины и любого оборудования или персонала.
[00129] Способ может включать в себя присоединение разгрузочного трубопровода с дистанционно управляемым клапаном посредством фланцевого соединения с высоконапорным нагнетающим коллектором; добавление аварийного клапана в высоконапорный нагнетающий коллектор, расположенный выше по потоку от устья скважины; в случае аварийной ситуации открывание дистанционно управляемого клапана при одновременном перекрывании аварийного клапана; отключение высоконапорного нагнетающего коллектора; и отклонение стимулирующей текучей среды, блокированной в высоконапорном нагнетающем коллекторе, в разгрузочный трубопровод для выпуска в атмосферу.
[00130] Система может включать в себя серию детекторов горючего газа, радиоуправляемый передатчик и приемник, дистанционно управляемый регулировочный клапан, насос высокого давления, коллектор высокого давления, и центр дистанционного управления.
[00131] Способ может включать в себя помещение серии детекторов горючего газа рядом с насосом высокого давления, коллектором высокого давления, устьем скважины, наливным резервуаром для хранения смеси ШФЛУ и передаточными трубопроводами для смеси ШФЛУ; соединение серии детекторов горючего газа с центром дистанционного управления; установку дистанционно управляемого регулировочного клапана выше по потоку от устья скважины; и в случае обнаружения горючего газа отключение насоса высокого давления и перекрытие дистанционно управляемого регулировочного клапана.
[00132] Способ может включать в себя использование полностью или частично источника азота для стимулирующей текучей среды, очистку оборудования и трубопровода, создание защитной атмосферы резервуара для хранения и пневматическую подачу насыпного проппанта к находящейся на поверхности мембранной системе генерации азота.
[00133] Способ может включать в себя обеспечение находящейся на поверхности системы удаления азота для отделения и извлечения азота из добытого потока газообразных углеводородов из углеводородсодержащего продуктивного пласта, что дает возможность коммерческой продажи добытого потока газообразных углеводородов, тем самым устраняя необходимость сжигания на факеле отходящего газа.
[00134] Способ может включать в себя смешивание смеси ШФЛУ с по меньшей мере одним веществом из азота, углекислого газа, вспенивающего агента, проппанта, гелеобразующего агента и эмульгирующего агента с образованием стимулирующей текучей среды; и нагнетание стимулирующей текучей среды в углеводородсодержащий продуктивный пласт для создания одной или более трещин в продуктивном пласте.
[00135] В соответствии с одним вариантом осуществления пена может быть образована с помощью смешивания смеси ШФЛУ с азотом или углекислым газом, где указанная концентрация азота превышает 50%, или где указанная концентрация углекислого газа превышает 35%, или при объединении азота и углекислого газа, где указанная объединенная концентрация азота и углекислого газа свыше 50% приведет к формированию газовой смеси вне предела воспламеняемости, иногда называемого пределом взрывоопасности, при котором огнеопасное вещество, такое как смесь ШФЛУ в присутствии воздуха, может вызвать пожар или взрыв, если присутствует источник зажигания, такой как искра или открытое пламя.
[00136] Преимущества использования стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ, описанной в данном документе, для гидроразрыва углеводородсодержащего продуктивного пласта заключаются в исключении больших количеств воды, необходимых для осуществления традиционных операций гидроразрыва на водной основе. Дополнительным преимуществом является предотвращение или исключение отложения солей внутри ствола скважины и продуктивного пласта, вызванного стимулирующими текучими средами на водной основе. Дополнительное преимущество заключается в сохранении относительной проницаемости продуктивного пласта, которая обычно повреждается стимулирующими текучими средами на водной основе. Дополнительные преимущества включают повышенные впитывание, смешиваемость, адсорбцию и обратный приток стимулирующей текучей среды на основе смеси ШФЛУ с продуктивным пластом и пластовыми флюидами по сравнению со стимулирующими текучими средами на водной основе.
[00137] Хотя вышеприведенное описание направлено на определенные варианты осуществления, другие и дополнительные варианты осуществления могут быть разработаны без отклонения от основного объема изобретения, и его объем определяется формулой изобретения, которая следует ниже.
Claims (54)
1. Стимулирующая текучая среда, содержащая:
проппант; и
не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую:
этан;
пропан;
бутан;
изобутан; и
пентан плюс;
при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока.
2. Текучая среда по п.1, дополнительно содержащая по меньшей мере одно вещество из углекислого газа и азота.
3. Текучая среда по п.1, дополнительно содержащая вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает в себя стабилизатор пены.
4. Текучая среда по п.1, дополнительно содержащая гелеобразующий агент, который включает в себя сложные фосфатные эфиры и сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов.
5. Текучая среда по п.1, дополнительно содержащая эмульгирующий агент, который включает поверхностно-активные вещества, вспомогательные поверхностно-активные вещества и/или сорастворители, при этом стимулирующая текучая среда содержит до примерно 10% воды, морской воды, пластовой воды и/или солевого раствора.
6. Стимулирующая текучая среда, содержащая:
проппант; и
не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую:
по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее два атома углерода (С2);
по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее три атома углерода (С3);
по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее четыре атома углерода (С4); и
по меньшей мере одно углеводородное соединение, имеющее пять атомов углерода (С5) или более;
при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока.
7. Текучая среда по п.6, дополнительно содержащая по меньшей мере одно вещество из углекислого газа и азота.
8. Текучая среда по п.7, дополнительно содержащая вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает в себя стабилизатор пены.
9. Текучая среда по п.7, дополнительно содержащая гелеобразующий агент, который включает в себя сложные фосфатные эфиры и сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов.
10. Текучая среда по п.7, дополнительно содержащая эмульгирующий агент, который включает поверхностно-активные вещества, вспомогательные поверхностно-активные вещества и/или сорастворители, при этом стимулирующая текучая среда содержит до 10% воды, морской воды, пластовой воды и/или солевого раствора.
11. Система на основе смеси ШФЛУ, включающая в себя:
источник азота и/или углекислого газа;
источник смеси ШФЛУ, находящийся в сообщении по текучей среде с источником азота и/или углекислого газа;
источник проппанта, находящийся в сообщении по текучей среде с источником азота и/или углекислого газа;
приемник-смеситель, находящийся в сообщении по текучей среде с источником смеси ШФЛУ и источником проппанта; и
насос, предназначенный для перекачивания стимулирующей текучей среды из приемника-смесителя к устью скважины, при этом стимулирующая текучая среда содержит проппант из источника проппанта, не разделенную на фракции углеводородную смесь из источника смеси ШФЛУ и по меньшей мере одно вещество из азота и углекислого газа из источника азота и/или углекислого газа, при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока, и при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь содержит этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс.
12. Система по п.11, дополнительно содержащая источник вспенивающего агента и вспенивающую установку, находящуюся в сообщении по текучей среде с источником смеси ШФЛУ и приемником-смесителем, при этом источник вспенивающего агента содержит вспенивающий агент, который включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя.
13. Система по п.11, в которой вспенивающая установка включает в себя эжектор Вентури, высокочастотный ультразвуковой зонд и/или микросито.
14. Система по п.11, дополнительно содержащая источник гелеобразующего агента, находящийся в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем, при этом источник гелеобразующего агента содержит гелеобразующий агент, который включает в себя сложные фосфатные эфиры и сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов.
15. Система по п.11, дополнительно содержащая источник эмульгирующего агента, находящийся в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем, при этом источник эмульгирующего агента содержит эмульгирующий агент.
16. Система по п.11, дополнительно содержащая компрессор для регулирования давления, выполненный с возможностью регулирования давления внутри приемника-смесителя.
17. Система по п.11, дополнительно содержащая полевую сепарационную установку, выполненную с возможностью приема потока влажного газа из одного и того же или разных устьев скважин, отделения не разделенной на фракции углеводородной смеси от потока влажного газа и подачи не разделенной на фракции углеводородной смеси в источник смеси ШФЛУ непосредственно с помощью трубопровода для текучей среды или накопительных цистерн.
18. Система по п.11, дополнительно содержащая воздухоразделительное оборудование, предназначенное для выделения азота из воздуха и подачи азота в источник азота.
19. Система по п.11, дополнительно содержащая площадочные резервуары под давлением для хранения, наполненные дополнительными количествами не разделенной на фракции углеводородной смеси, которая поступает из регионального сборного трубопровода, регионального газораспределителя или установки по подготовке газа через автоцистерны.
20. Система по п.11, в которой источник проппанта включает в себя находящийся под давлением бункер для проппанта, где проппант временно хранится и пневматически транспортируется в приемник-смеситель, использующий азот или углекислый газ.
21. Способ нагнетания стимулирующей текучей среды в углеводородсодержащий продуктивный пласт, включающий в себя:
смешивание, не разделенной на фракции углеводородной смеси, проппанта и по меньшей мере одного вещества из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды, при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока, и при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь содержит этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс; и
нагнетание стимулирующей текучей среды в углеводородсодержащий продуктивный пласт.
22. Способ по п.21, дополнительно включающий в себя смешивание вспенивающего агента и, необязательно, стабилизатора пены с не разделенной на фракции углеводородной смесью, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды, при этом вспенивающий агент включает в себя по меньшей мере одно из поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества и сорастворителя и, необязательно, включает в себя стабилизатор пены.
23. Способ по п.21, дополнительно включающий в себя смешивание гелеобразующего агента с не разделенной на фракции углеводородной смесью, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды, при этом гелеобразующий агент включает в себя сложные фосфатные эфиры и сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов.
24. Способ по п.21, дополнительно включающий в себя смешивание эмульгирующего агента и воды или насыщенного солевого раствора с не разделенной на фракции углеводородной смесью, проппантом и по меньшей мере одним веществом из азота и углекислого газа в приемнике-смесителе с образованием стимулирующей текучей среды.
25. Способ по п.21, дополнительно включающий в себя извлечение не разделенной на фракции углеводородной смеси из потока влажного газа, трубопровод для текучей среды или накопительные цистерны и подачу не разделенной на фракции углеводородной смеси в источник смеси ШФЛУ, который находится в сообщении по текучей среде с приемником-смесителем.
26. Способ по п.21, в котором стимулирующая текучая среда имеет концентрацию азота более чем 50%, концентрацию углекислого газа более чем 35% или совокупность концентраций азота и углекислого газа более чем 50%, благодаря чему стимулирующая текучая среда находится вне предела воспламеняемости.
27. Аварийная система, содержащая:
коллектор, выполненный с возможностью подачи стимулирующей текучей среды в устье скважины, при этом стимулирующая текучая среда содержит не разделенную на фракции углеводородную смесь, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и пентан плюс, и при этом не разделенная на фракции углеводородная смесь представляет собой побочный продукт деметанизированного углеводородного потока;
аварийный клапан с дистанционным управлением, выполненный с возможностью прекращения подачи стимулирующей текучей среды в устье скважины;
распылительную трубу коллектора, имеющую множество распыляющих сопел, выполненных с возможностью распыления углекислого газа в атмосферу вблизи коллектора; и
выпускной трубопровод, находящийся в сообщении с коллектором, для выпуска стимулирующей текучей среды из коллектора; или
множество газовых детекторов, выполненных с возможностью обнаружения горючего газа из коллектора и в ответ на это приведение в действие аварийного клапана с дистанционным управлением для прекращения подачи стимулирующей текучей среды в устье скважины.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201462067142P | 2014-10-22 | 2014-10-22 | |
US62/067,142 | 2014-10-22 | ||
US14/878,196 | 2015-10-08 | ||
US14/878,196 US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2015-10-08 | Y-grade NGL stimulation fluids |
PCT/US2015/055627 WO2016064645A1 (en) | 2014-10-22 | 2015-10-15 | Y-grade natural gas liquid stimulation fluids, systems and method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2657569C1 true RU2657569C1 (ru) | 2018-06-14 |
Family
ID=54364740
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017117395A RU2657569C1 (ru) | 2014-10-22 | 2015-10-15 | Стимулирующие текучие среды на основе смеси шфлу |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9725644B2 (ru) |
EP (1) | EP3209745A1 (ru) |
CN (2) | CN107109204B (ru) |
AU (2) | AU2015336280B2 (ru) |
BR (1) | BR112017008186A2 (ru) |
CA (1) | CA2964354C (ru) |
CO (1) | CO2017004386A2 (ru) |
MX (1) | MX2017005040A (ru) |
RU (1) | RU2657569C1 (ru) |
SA (1) | SA517381368B1 (ru) |
SG (1) | SG11201703200WA (ru) |
TN (1) | TN2017000149A1 (ru) |
WO (1) | WO2016064645A1 (ru) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10822935B2 (en) | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
US10612357B2 (en) | 2016-02-01 | 2020-04-07 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL recovery |
WO2017164941A1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade stimulation fluid |
US11149183B2 (en) | 2016-04-08 | 2021-10-19 | Linde Aktiengesellschaft | Hydrocarbon based carrier fluid |
MX2018012187A (es) | 2016-04-08 | 2019-08-05 | Linde Ag | Solvente mezclable mejorado para recuperacion de petroleo. |
CN107729588A (zh) * | 2016-08-12 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑氮气注入的数值模拟方法 |
US10577533B2 (en) * | 2016-08-28 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional enhanced oil recovery |
US11286760B2 (en) | 2016-09-07 | 2022-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for injecting fluids into high pressure injector line |
US11136872B2 (en) * | 2016-12-09 | 2021-10-05 | Cameron International Corporation | Apparatus and method of disbursing materials into a wellbore |
US10577552B2 (en) | 2017-02-01 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | In-line L-grade recovery systems and methods |
WO2018156161A1 (en) * | 2017-02-27 | 2018-08-30 | Linde Aktiengesellschaft | Proppant drying system and method |
US10017686B1 (en) | 2017-02-27 | 2018-07-10 | Linde Aktiengesellschaft | Proppant drying system and method |
US10822540B2 (en) * | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
US10570715B2 (en) * | 2017-08-18 | 2020-02-25 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery |
US20190055462A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade ngl fracturing fluids |
US10724351B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-07-28 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-grade NGL enhanced oil recovery fluids |
US20190055828A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing y-grade ngl fracturing fluids |
US11105526B1 (en) | 2017-09-29 | 2021-08-31 | Integrated Global Services, Inc. | Safety shutdown systems and methods for LNG, crude oil refineries, petrochemical plants, and other facilities |
AU2017443974B2 (en) * | 2017-12-19 | 2023-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pickering foam drilling fluids |
WO2019149580A1 (en) | 2018-01-30 | 2019-08-08 | Basf Se | Diurea compound based thickeners for liquid and supercritical hydrocarbons |
WO2019232341A1 (en) * | 2018-05-31 | 2019-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of fracturing with natural gas |
WO2020046288A1 (en) * | 2018-08-29 | 2020-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid fracturing treatment with natural gas |
CN110905475B (zh) * | 2019-11-20 | 2020-08-14 | 中国石油大学(北京) | 一种页岩油气储层压裂用无水泡沫发生器及其应用 |
CN111073622B (zh) * | 2019-12-03 | 2021-11-23 | 德仕能源科技集团股份有限公司 | 一种提高采收率用表面活性剂组合物及其制备方法和应用 |
US11851609B2 (en) | 2019-12-30 | 2023-12-26 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
US11851997B2 (en) | 2020-04-10 | 2023-12-26 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
CN114778792B (zh) * | 2022-06-24 | 2022-09-23 | 中国煤炭地质总局勘查研究总院 | 煤层气生物增产实验系统 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3368627A (en) * | 1966-03-21 | 1968-02-13 | Dow Chemical Co | Method of well treatment employing volatile fluid composition |
RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
US20050189112A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-09-01 | Taylor Robert S. | Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas |
US20120000660A1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Gatlin Larry W | Low temperature hydrocarbon gel |
US20130161016A1 (en) * | 2006-03-03 | 2013-06-27 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing system |
RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3035637A (en) | 1957-09-09 | 1962-05-22 | Texaco Inc | Recovery of petroleum |
US3316965A (en) | 1963-08-05 | 1967-05-02 | Union Oil Co | Material and process for treating subterranean formations |
US3319712A (en) | 1965-04-06 | 1967-05-16 | Union Oil Co | Secondary oil recovery method |
FR2466606A1 (fr) | 1979-10-05 | 1981-04-10 | Aquitaine Canada | Procede pour accroitre l'extraction de petrole d'un reservoir souterrain par injection de gaz |
US4511381A (en) * | 1982-05-03 | 1985-04-16 | El Paso Hydrocarbons Company | Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents |
US4490985A (en) | 1983-06-29 | 1985-01-01 | General Signal Corporation | Method of dehydrating natural gas |
US5046560A (en) | 1988-06-10 | 1991-09-10 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
GB0220791D0 (en) | 2002-09-06 | 2002-10-16 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
ITMI20040648A1 (it) | 2004-03-31 | 2004-06-30 | Saipem Spa | Procedimento per il trattamento di fluidi provenienti da giacimenti petroliferi sottomarini |
WO2006031362A1 (en) | 2004-09-14 | 2006-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of extracting ethane from liquefied natural gas |
US7735551B2 (en) | 2004-12-23 | 2010-06-15 | Trican Well Service, Ltd. | Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas |
CA2508953A1 (en) | 2005-06-01 | 2006-12-01 | Frac Source Inc. | High-pressure injection proppant system |
US8505332B1 (en) | 2007-05-18 | 2013-08-13 | Pilot Energy Solutions, Llc | Natural gas liquid recovery process |
WO2010025540A1 (en) | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
FR2961586B1 (fr) | 2010-06-18 | 2014-02-14 | Air Liquide | Installation et procede de separation d'air par distillation cryogenique |
US20120047942A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | METHOD, SYSTEM, AND PRODUCTION AND STORAGE FACILITY FOR OFFSHORE LPG and LNG PROCESSING OF ASSOCIATED GASES |
US9664025B2 (en) | 2010-09-17 | 2017-05-30 | Step Energy Services Llc | Pressure balancing proppant addition method and apparatus |
US9033035B2 (en) | 2011-01-17 | 2015-05-19 | Millennium Stimulation Services, Ltd. | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture |
CA2769356C (en) | 2011-02-25 | 2014-04-29 | Fccl Partnership | Pentane-hexane solvent in situ recovery of heavy oil |
US9316098B2 (en) * | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
JP5924524B2 (ja) * | 2012-03-13 | 2016-05-25 | オムロン株式会社 | 蓄電池制御装置、蓄電池制御方法、プログラム、蓄電システム、および電源システム |
CA3102951C (en) | 2012-05-14 | 2023-04-04 | Step Energy Services Ltd. | Hybrid lpg frac |
US20140366577A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
US20150021022A1 (en) | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Energized slurries and methods |
WO2015020654A1 (en) | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
WO2015084717A1 (en) | 2013-12-02 | 2015-06-11 | Eog Resources, Inc. | Fracturing process using liquid ammonia |
CA2836528C (en) | 2013-12-03 | 2016-04-05 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent hydrocarbon recovery process using an advance-retreat movement of the injectant |
US20150167550A1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-06-18 | General Electric Company | System and method for processing gas streams |
US10267560B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-04-23 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for recovering hydrocarbons from crude carbon dioxide fluid |
US20150233222A1 (en) | 2014-02-19 | 2015-08-20 | Tadesse Weldu Teklu | Enhanced oil recovery process to inject low salinity water and gas in carbonate reservoirs |
DE102014010105A1 (de) | 2014-07-08 | 2016-01-14 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Erdöl- und/oder Erdgas, insbesondere mittels Fraccing oder EOR |
US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
-
2015
- 2015-10-08 US US14/878,196 patent/US9725644B2/en active Active
- 2015-10-15 MX MX2017005040A patent/MX2017005040A/es unknown
- 2015-10-15 EP EP15787373.8A patent/EP3209745A1/en not_active Withdrawn
- 2015-10-15 TN TN2017000149A patent/TN2017000149A1/en unknown
- 2015-10-15 CN CN201580070372.4A patent/CN107109204B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-10-15 BR BR112017008186A patent/BR112017008186A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2015-10-15 AU AU2015336280A patent/AU2015336280B2/en not_active Ceased
- 2015-10-15 CN CN201911179156.XA patent/CN110846019A/zh active Pending
- 2015-10-15 RU RU2017117395A patent/RU2657569C1/ru active IP Right Revival
- 2015-10-15 WO PCT/US2015/055627 patent/WO2016064645A1/en active Application Filing
- 2015-10-15 CA CA2964354A patent/CA2964354C/en active Active
- 2015-10-15 SG SG11201703200WA patent/SG11201703200WA/en unknown
-
2017
- 2017-04-20 SA SA517381368A patent/SA517381368B1/ar unknown
- 2017-05-02 CO CONC2017/0004386A patent/CO2017004386A2/es unknown
- 2017-06-29 US US15/636,992 patent/US10544357B2/en active Active
-
2018
- 2018-03-26 AU AU2018202138A patent/AU2018202138A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3368627A (en) * | 1966-03-21 | 1968-02-13 | Dow Chemical Co | Method of well treatment employing volatile fluid composition |
RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
US20050189112A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-09-01 | Taylor Robert S. | Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas |
US20130161016A1 (en) * | 2006-03-03 | 2013-06-27 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing system |
US20140124208A1 (en) * | 2006-03-03 | 2014-05-08 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing system |
RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
US20120000660A1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Gatlin Larry W | Low temperature hydrocarbon gel |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2015336280B2 (en) | 2018-05-10 |
CN107109204B (zh) | 2019-12-06 |
CN107109204A (zh) | 2017-08-29 |
CN110846019A (zh) | 2020-02-28 |
CA2964354C (en) | 2019-05-07 |
MX2017005040A (es) | 2017-07-07 |
CA2964354A1 (en) | 2016-04-28 |
US20160122628A1 (en) | 2016-05-05 |
SA517381368B1 (ar) | 2022-10-18 |
BR112017008186A2 (pt) | 2018-01-30 |
AU2015336280A1 (en) | 2017-05-25 |
WO2016064645A1 (en) | 2016-04-28 |
US20170298268A1 (en) | 2017-10-19 |
US10544357B2 (en) | 2020-01-28 |
US9725644B2 (en) | 2017-08-08 |
EP3209745A1 (en) | 2017-08-30 |
AU2018202138A1 (en) | 2018-04-19 |
SG11201703200WA (en) | 2017-05-30 |
CO2017004386A2 (es) | 2017-07-19 |
TN2017000149A1 (en) | 2018-10-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2657569C1 (ru) | Стимулирующие текучие среды на основе смеси шфлу | |
US9683432B2 (en) | Hybrid LPG frac | |
US20170275521A1 (en) | L-grade stimulation fluid | |
EA030629B1 (ru) | Система для гидравлического разрыва подземного пласта | |
US9896902B2 (en) | Injecting a hydrate slurry into a reservoir | |
WO2018151907A1 (en) | Sequestration of co2 using calthrates | |
WO2021168433A1 (en) | Combined aeration and nanobubble delivery system for water treatment and carbon capture | |
US20150003185A1 (en) | Mobile fracking slurry mixing device | |
US11820940B2 (en) | Organic acid surfactant booster for contaminant removal from hydrocarbon-containing stream | |
US20090261021A1 (en) | Oil sands processing | |
CA2689729C (en) | Fluid treatment system | |
US20190338626A1 (en) | Hydraulic fracturing methods and systems using gas mixture | |
Shirazi et al. | Full life cycle review of water-based CEOR methods from pre-injection to post-production | |
US20190055462A1 (en) | Y-grade ngl fracturing fluids | |
US20240076216A1 (en) | Dynamic produced water treatment apparatus and system with carbon sequestration | |
US20240132384A1 (en) | Carbon sequestration systems in conjunction with oil and gas operations | |
US20240060412A1 (en) | Natural gas capture from a well stream | |
KR20170051583A (ko) | 해양플랜트용 수화물 억제제 생성기 및 이를 포함하는 해양플랜트 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191016 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210225 |