RU2667536C1 - Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа - Google Patents
Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667536C1 RU2667536C1 RU2017126989A RU2017126989A RU2667536C1 RU 2667536 C1 RU2667536 C1 RU 2667536C1 RU 2017126989 A RU2017126989 A RU 2017126989A RU 2017126989 A RU2017126989 A RU 2017126989A RU 2667536 C1 RU2667536 C1 RU 2667536C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- fracturing
- hydraulic fracturing
- proppants
- carrier fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 207
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 21
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- -1 ether compound Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 36
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 7
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 4
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 4
- 229920000426 Microplastic Polymers 0.000 claims description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 3
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims description 2
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 18
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 102100027881 Tumor protein 63 Human genes 0.000 description 13
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 12
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 9
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 3
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- YFMFNYKEUDLDTL-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropane Chemical compound FC(F)(F)C(F)C(F)(F)F YFMFNYKEUDLDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical group [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Chemical group BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000711 cancerogenic effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- UKACHOXRXFQJFN-UHFFFAOYSA-N heptafluoropropane Chemical compound FC(F)C(F)(F)C(F)(F)F UKACHOXRXFQJFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 231100000357 carcinogen Toxicity 0.000 description 1
- 231100000315 carcinogenic Toxicity 0.000 description 1
- 239000003183 carcinogenic agent Substances 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 231100001244 hazardous air pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical group II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002957 persistent organic pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
-
- 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
-
- 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
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Abstract
Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C. Флюид для гидроразрыва пласта, содержащий, по меньшей мере, один указанный выше несущий флюид для гидроразрыва пласта и проппанты. Способ гидравлического разрыва пласта подземного месторождения флюидов с использованием указанного выше флюида для гидроразрыва пласта, включающий, по меньшей мере, следующие стадии: а) обеспечение указанного несущего флюида для гидроразрыва пласта с возможностью сжатия и/или охлаждения, так что несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в форме жидкости, приготовление флюида для гидроразрыва пласта путем смешивания жидкого несущего флюида для гидроразрыва пласта со стадии а) с проппантами в сосуде с получением жидкого флюида для гидроразрыва пласта, а также c) закачивание указанного жидкого флюида для гидроразрыва пласта со стадии b) в подземный пласт месторождения при давлении, достаточном для открытия в нем одного или нескольких разломов. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
[0001] Настоящее изобретение относится к обработке насыщенных флюидами пластов месторождения жидкостями для разрыва пласта.
[0002] Подземные флюиды, имеющие экономическую ценность, обычно получают из подземного пласта месторождения через скважину, проникающую в пласт месторождения. Жидкости, поступающие из подземных насыщенных флюидами пластов, могут представлять собой воду, которая, например, используется в качестве геотермального источника нагрева, питьевой воды или источника солей. Флюиды, поступающие из подземных насыщенных флюидами пластов месторождения, могут также быть нефтью или газом, или газом, конденсированным в жидкое состояние во время его обратного притока к поверхности, также называемым конденсатом.
[0003] К сожалению, подземные насыщенные флюидами пласты месторождения и особенно многие нефтегазоносные подземные пласты месторождения все труднее эксплуатировать с экономической точки зрения, и они требуют использования особых способов и оборудования для повышения добычи подземных флюидов через добывающие скважины. Типичное улучшение добычи скважин может быть достигнуто обработкой пласта для увеличения выхода подземных флюидов, таких как нефть и газ.
[0004] Обычно такое увеличение добычи скважин достигается за счет использования воды, которая вводится в другую скважину(ы), проникающую в подземную пласт месторождения, называемую нагнетательной скважиной(ами) или инжектором(ами), чтобы поддерживать давление подземного пласта месторождения на достаточном уровне, чтобы получить экономический поток от подземного пласта к поверхности через добывающую скважину(ы). Однако повышение производительности не может быть стабильным с течением времени из-за закупорки, которая может возникать в пористости подземного пласта месторождения вблизи добывающей скважины или вблизи нагнетательной скважины.
[0005] Помимо нефтяных и газовых скважин, которые не способны экономически продолжать производить и которые требуют интенсификации добычи путем обработки пласта месторождения для увеличения добычи нефти и/или газа, существуют также подземные пласты месторождения, которые не могут производить углеводороды после бурения ствола скважины и установления скважины для проникновения в подземный пласт месторождения. Одна из причин состоит в том, что они, естественно, имеют очень низкую проницаемость как те скважины, которые связаны со сланцевой нефтью, сланцевым газом, трудноизвлекаемой нефтью, газом в плотных породах и метаном угольных пластов, что сдерживает поток флюидов.
[0006] И даже для подземных пластов месторождения, которые уже производят флюиды в экономических условиях, может потребоваться еще больше увеличить их уровни добычи.
[0007] Общим и известным методом интенсификация добычи является гидравлический разрыва пласта. Обычно проведение такой обработки включает впрыск жидкой суспензии, флюида для гидроразрыва пласта, вниз в ствол скважины и обратно в пласт месторождения в объеме, необходимом для улучшения проницаемости флюида, обычно потому, что количество и/или размер проходов или изломов в пласте месторождения увеличивается. Флюид для гидроразрыва пласта обычно состоит из несущей жидкости для гидроразрыва пласта и твердых частиц.
[0008] Для создания излома, флюид для гидроразрыва пласта закачивается под высоким давлением, и в этом случае необходимо насосное оборудование высокого давления. Обычно вместе с флюидом для гидроразрыва пласта также вводят твердые частицы для поддержания изломов открытыми. Такие твердые частицы, также известные как расклинивающие реагенты или «проппанты», диспергируются в несущем флюиде для гидроразрыва пласта, а затем транспортируются вниз до изломов во время операции закачивания под высоким давлением.
[0009] Закачивание продолжается до тех пор, пока не будет получен излом с достаточными размерами, чтобы обеспечить правильное и точное размещение расклинивающих реагентов. Как только проппанты оказываются на месте, закачиваемой жидкости дают возможность просачиваться в пласт месторождения, пока трещина не станет существенно тоньше, чтобы удерживать проппанты на месте. Затем давление в устье скважины снижается, и жидкость откачивается назад.
[0010] Проппанты обычно представляют собой сыпучие материалы, обычно песок. Другие широко используемые проппанты включают в себя песок, покрытый смолой, керамические проппанты промежуточной прочности и высокопрочные проппанты, такие как спеченный боксит и оксид циркония. Многочисленные, но менее распространенные проппанты включают пластиковые гранулы, стальную дробь, стеклянные бусины, высокопрочные стеклянные бусины, алюминиевые гранулы и округлые скорлупки орехов.
[0011] Для того чтобы обработка была успешной, флюид для гидроразрыва пласта, обычно нефть или вода в жидкой фазе, должен быть удален из скважины, чтобы избежать засорения углеводородов подземных пластов месторождения, несущих углеводороды. Во многих случаях это сложная проблема, которая требует значительных затрат времени и денег. Современная обработка скважин обычно требует использования больших объемов флюида для гидроразрыва пласта.
[0012] Например, во время обработки гидравлическим разрывом пласта скважины, особенно горизонтальные скважины, обычно требуют до 20 000 тонн водного флюида для гидроразрыва пласта. До того как добыча из пласта может быть возобновлена, оттуда должна быть удалена значительная часть, если не весь водный флюид для гидроразрыва пласта. Это представляет собой значительный расход времени и затрат на перекачку.
[0013] В настоящее время наиболее успешные способы гидроразрыва пласта используют воду в качестве несущей жидкости, точнее, либо загущенную воду, либо реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Из-за более высокой стоимости нефти по сравнению с водой в качестве несущего флюида для гидроразрыва пласта, нефтяной гидравлический разрыв пласта ограничивается подземными пластами месторождения, которые являются чувствительными к воде. Действительно, некоторые пласты месторождения содержат специфические глины, которые набухают при контакте с водой, ухудшая проницаемость даже при наличии трещин. Однако нефть обычно содержит органические загрязнители, такие как бензол, который является канцерогенным, толуол, который вызывает серьезный ущерб здоровью при продолжительном воздействии через ингаляцию, этилбензол и ксилол, которые будут контактировать и разбавляться водой в подземном пласте месторождения с риском загрязнения при попадании на поверхность. Бензол, толуол, этилбензол и ксилол, также называемые BTEX, перечислены EPA в Законе о чистом воздухе 1990 года как некоторые из 188 опасных загрязнителей воздуха.
[0014] Кроме того некоторые районы, где используется интенсификация добычи, имеют серьезные ограничения на поставку воды, например, Техас в США. В других местах поблизости существуют фермерские земли или жилые места, что делает необходимым высокое качество обработки обратных вод, возвращаемых на поверхность после операций по гидравлическому разрыву пласта, и до того, как эти воды будут сброшены.
[0015] Dow Chemicals предложила в 1966 году (см., например, US3368627) способ гидравлического разрыва пласта, который использует комбинацию С2-С6 углеводородов и диоксида углерода в качестве флюида для гидроразрыва пласта. Смесь предназначена для того, чтобы получить критическую температуру достаточно высокой или критическое давление достаточно низким, чтобы оставаться жидкой при температуре и давлении, существующих во время закачки скважины, но также критическая температура достаточно низка или критическое давление достаточно высоко для значительной части такого закачиваемого флюида, который должен быть преобразован в газ при высвобождении давления, приложенного к жидкости во время закачки.
[0016] Действительно, критическая температура и давление являются важными параметрами для флюида для гидроразрыва пласта, который может находиться в состоянии газа. Ниже критической температуры флюид может существовать в виде твердого вещества, и/или жидкости, и/или газа в зависимости от давления и температуры. Выше критической температуры флюид может существовать в виде газа или сверхкритического флюида в зависимости от давления и температуры. Если температура пласта выше критической температуры флюида для гидроразрыва пласта, жидкий флюид для гидроразрыва пласта будет подвергаться фазовому переходу при нагревании до сверхкритического флюида во время закачивания. Сверхкритический флюид имеет плотность и вязкость выше, чем у газа при той же температуре и ниже, чем у жидкости при том же давлении. Таким образом, трение проппантов с несущим флюидом ниже, когда несущий флюид находится в сверхкритическом состоянии, чем когда он находится в жидком состоянии. Таким образом, осаждение проппантов под силой тяжести, которые имеют более высокую плотность, чем несущий флюид, выше в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважин и изломов, когда несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в сверхкритическом состоянии. Осаждение проппантов характеризуется скоростью осаждения частиц проппанта. Избежать осаждения или, по меньшей мере, минимизировать осаждение важно для того, чтобы увеличить эффективность транспортировки, которая могла бы замедляться при трении частиц проппанта о поверхность оборудования трубопровода и стенки изломов. Следовательно, минимизация или предотвращение осаждения в оборудовании и изломах увеличивает вероятность того, что пропанты достигнут изломов, и ограничивает накопление проппантов в горизонтальных частях оборудования и изломах. Следовательно, эффективность транспортировки проппанта снижается, с ростом скорости осаждения, и это, например, происходит в случае, когда несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в сверхкритическом состоянии, а не когда он находится в жидком состоянии.
[0017] В этом патенте US3368627 предлагается решение, позволяющее избежать использования воды и уменьшить количество энергии, необходимое для перекачивания флюида для гидроразрыва пласта обратно на поверхность. Однако этот метод использует два флюида в газовой фазе при атмосферном давлении и температуре, которые должны быть сжаты, чтобы получить их в жидком состоянии, что увеличивает количество оборудования. Более того, углекислый газ трудно сжимать из-за его критической точки: высокое критическое давление (7,3 МПа) и низкая критическая температура (31°C) вынуждают сжимать газ при давлении выше 7,3 МПа и/или охлаждать его до температуры ниже 31°C, чтобы получить его в жидком виде.
[0018] Были предприняты попытки упростить способ и использовать только один несущий флюид, отличный от воды, чтобы суспендировать проппанты. «Oil and Gas Journal», 5 июля 1971, страница 60, описывает загущенный сжиженный газ, полезный для гидравлического разрыва пласта газовых скважин. Загущенный жидкий газ содержит углекислый газ, сжиженные нефтяные газы, сгущающий материал и проппанты. Повышение вязкости несущего флюида или его сгущение полезно, чтобы обеспечить более эффективную транспортировку проппантов за счет увеличения трения между ними и несущим флюидом. Таким образом, осаждение проппантов под силой тяжести, которые имеют более высокую плотность, чем несущий флюид, ограничено в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважинах и изломах.
[0019] В патенте США 3846310 раскрывается применение смеси первого алкоксида металла группы IA и второго алкоксида элемента группы IIIA в качестве гелеобразующего реагента для углеводородного несущего флюида, такого как, например, сжиженный нефтяной газ, гептан. Сообщается, что в присутствии воды гелеобразующий реагент переходит в водную фазу, тем самым снижая вязкость углеводорода. Сообщается, что при обработке образованного газом или конденсатом пласта предпочтительно, чтобы жидкий углеводород был летучим в условиях пласта. Во время операций закачки жидкий углеводород находится под давлением и сохраняет свое жидкое состояние. Когда приложенное давление будет сброшено, жидкость будет преобразована в высокомобильный пар из-за его летучести в условиях пласта, тем самым способствуя быстрой очистке скважины. В местах, где в подземном пласте месторождения нет воды, гелеобразующий реагент, который не испаряется, останется в подземном пласте месторождения, что приведет к отложениям, блокирующим изломы и уменьшающим поток углеводородов, первоначально присутствующих в подземном пласте месторождения. Это ограничение распространяется также на публикацию в «Oil and Gas Journal», 5 июля 1971 г., стр. 60.
[0020] Другим недостатком патента US3846310 является использование гептана. При 1 атмосфере (101,325 кПа) этот алкан имеет температуру кипения 98°С, тогда как для толуола это значение составляет 111°С. Поскольку точки кипения находятся близко друг к другу (разница менее 20°C), потребуется дорогостоящее оборудование для разделения обоих соединений, чтобы избежать загрязнения гептана толуолом.
[0021] Совсем недавно US2011284230 заявил способ обработки подземных пластов месторождения, способ включающий введение углеводородного флюида для гидроразрыва пласта, содержащего сжиженный нефтяной газ, в подземный пласт месторождения, подвергая углеводородный флюид для гидроразрыва пласта давлению выше пластового давления, и заключение углеводородного флюида для гидроразрыва пласта в подземном пласте месторождения в течение не менее 4 часов. Также сказано, что жидкость для гидроразрыва углеводородов, полученная вышеуказанными способами, может содержать, по меньшей мере, один гелеобразующий реагент и что гелеобразующий реагент может быть любым подходящим гелеобразующим реагентом для сгущения сжиженного нефтяного газа, включая этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана.
[0022] Однако когда используется гелеобразующий реагент, возникает проблема формирования отложений после того, как давление снимается. Если давление не снижается достаточно, чтобы обеспечить испарение углеводородов флюида для гидроразрыва пласта, существует риск, когда указанный флюид для гидроразрыва пласта перекачивается обратно к поверхности. Это будет трудно из-за высокой вязкости загущенного флюида для гидроразрыва пласта. В таких случаях для уменьшения вязкости может использоваться разжижитель. И наоборот, это увеличивает сложность при контроле дозировки и времени отсрочки действия разжижающего реагента на гелеобразующий реагент.
[0023] Когда не используется гелеобразующий реагент, то вязкость сжиженного нефтяного газа LPG, включая этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана, очень низка, а эффективность транспортировки проппанта низкая.
[0024] ECorp Stimulation Technologies (см. http://www.ecorpintl.com/) содействуют использованию пропана в качестве жидкости для гидроразрыва пласта без гелеобразующего реагента. Перевозимый в жидкой форме, пропан закачивается с песком или керамикой. Сообщается, что почти весь закаченный пропан (от 95% до 100%) течет обратно в виде газа из-за естественного явления разности давлений между подземным пластом месторождения и поверхностью. Считается, что извлеченный пропан повторно используется для операций интенсификации добычи или повторно вводится в трубопроводы с остальной частью экстрагированного газа. К сожалению, эта технология неэффективна для транспортировки проппантов.
[0025] ECorp Stimulation Technologies также продвигают использование фторированного производного пропана, который представляет собой 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропан. Эта молекула также известна как хладагент под кодовым названием R-227ea в соответствии со стандартом 34 Американского общества инженеров по отоплению, охлаждению и кондиционированию воздуха (ASHRAE, 2010a и 2010b). R-227ea продвигается как флюид для интенсификации добычи, чтобы полностью исключить риск, связанный с воспламеняемостью обычного пропана. Сообщается, что никакая вода и никакая химическая добавка не используется с гептафторпропаном, и что, как и для обычного пропана, гептафторпропан будет выделяться в газообразной форме для немедленного или будущего повторного использования. Сообщается, что R-227ea легко отделяется от компонентов природного газа, извлеченного из скважины, особенно пропана и бутана.
[0026] Высокая летучесть R-227ea также представляет собой недостаток, если жидкость для гидроразрыва пласта готовится и закачивается при относительно высокой температуре окружающей среды, например, около 40°C и выше, поскольку это может происходить в жарких местах, таких как Техас. Блендеры используются для смешивания проппантов с несущим жидким флюидом. Проппанты, удерживаемые в блендерах на участке скважины для использования в качестве проппанта в операции гидравлического разрыва пласта, могут достигать температур, таких как 65°C, из-за воздействия на солнца на блендеры. Когда проппанты и несущий жидкий флюид смешиваются, часть жидкого несущего флюида может изменять фазу, что приводит к уменьшению объема жидкости. Чтобы этого избежать, необходимо поддерживать несущий флюид для гидроразрыва пласта в жидком виде при такой температуре, увеличивая давление внутри блендера, или охлаждая его, что делает его более дорогостоящим.
[0027] Более того, для разделения с бутаном становится необходимым использовать 2 стадии: сначала конденсировать бутан, который является менее летучим (температура кипения при давлении 1 атм (101325 Па), то есть температура кипения при нормальных условиях или NBP, равна 0°C для н-бутана, тогда как NBP для R-227ea составляет -16°C), а затем конденсировать R-227ea, который находится в газовой фазе после первой конденсации.
[0028] Следовательно, по-прежнему существует потребность в флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды, которые являются, по меньшей мере, такими же эффективными или более эффективными, чем жидкости для гидроразрыва пласта на водной основе. Также существует потребность во флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды и которые легко обрабатываются и хранятся при температуре и давлении окружающей среды. Также существует потребность во флюидах для гидроразрыва пласта, которые не содержат воды, которые не содержат канцерогенных веществ, и которые легко утилизируются в качестве флюида для гидроразрыва пласта без загрязнения бензолом, толуолом, этилбензолом и ксилолом.
[0029] Несмотря на непрерывный поиск с 1966 года сохраняется потребность в альтернативных и/или улучшенных несущих флюидах для гидроразрыва пласта, которые облегчают недостатки несущих флюидов для гидроразрыва пласта, существующие на настоящем уровне техники.
[0030] Изобретатели теперь обнаружили, что вышеуказанные цели достигаются целиком или, по меньшей мере, частично при помощи несущих флюидов для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению, которые подробно описаны ниже в настоящем документе.
[0031] Таким образом, задачей настоящего изобретения является обеспечение несущего флюида для гидроразрыва пласта, обладающего одним или несколькими, предпочтительно всеми, следующими признаками:
несущий флюид для гидроразрыва пласта не является водным флюидом, то есть вода не добавляется специально,
несущий флюид для гидроразрыва пласта имеет низкую токсичность по сравнению с нефтью и, как правило, имеет малое воздействие на окружающую среду,
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко трансформируется в жидкость или газ, и наоборот, при изменениях температуры и/или изменениях давления,
несущий флюид для гидроразрыва пласта допускает скорость осаждения, равную или меньшую, чем скорость у известных несущих флюидов для гидроразрыва пласта, в самом широком диапазоне температур, например, между 20 и 200°С, предпочтительно между 70 и 190°С, для заданного размера и характера проппанта,
несущий флюид для гидроразрыва пласта допускает скорость осаждения, равную или меньшую, чем скорость осаждения в воде, в самом широком диапазоне температур, например, между 20 и 200°C, предпочтительно между 30 и 190°C, более предпочтительно между 30 и 140°C, при заданных размерах и характере проппанта,
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко отделяется/извлекается из обратного потока флюида (например, содержащего природный газ, конденсат или нефть,...),
несущий флюид для гидроразрыва пласта легко преобразуется обратно в жидкое состояние.
[0032] В нижеследующем описании настоящего изобретения будут использоваться следующие определения и способы:
Воздействие растворителей на окружающую среду измеряется потенциалом парникового эффекта (GWP) по отношению к диоксиду углерода для 100-летней интеграции и потенциалом истощения озонового слоя (ODP). GWP R-227ea составляет 3220 и ODP равен 0. GWP пропана составляет 20 и ODP равен 0;
Температура кипения при нормальных условиях (или NBP) является температурой кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па);
эффективность переноса проппанта оценивается с помощью скорости осаждения одной сферической твердой частицы (проппанта) в несущем флюиде под действием силы тяжести при данной температуре, соответствующей температуре пласта подземных углеводородов; чем ниже скорость осаждения, тем дольше время, пока частицы проппанта оседают.
[0033] В первом аспекте настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного пласта месторождения, причем упомянутый несущий флюид для гидроразрыва пласта содержит, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения от 0°C до 90°C.
[0034] В настоящем изобретении «гидрофторуглеродный эфир» означает соединение углерода, водорода, фтора и при необходимости атомов хлора, и несущее, по крайней мере, одну функциональную группу эфира, предпочтительно, одну функциональную группу эфира.
[0035] Выбор подходящего несущего флюида для гидроразрыва пласта зависит от температуры кипения при нормальных условиях извлеченных углеводородов: согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения температура кипения при нормальных условиях соответствующего несущего флюида для гидроразрыва пласта имеет разницу, по меньшей мере, 10°C, предпочтительно 20°C, более предпочтительно, 25°С выше или ниже температуры кипения при нормальных условиях извлеченного газообразного углеводорода, который имеет самую высокую (соответственно низкую) температуру кипения при нормальных условиях среди смеси извлеченных газообразных углеводородов. Это облегчает восстановление, например, путем дистилляции, несущего флюида для гидроразрыва пласта.
[0036] Согласно еще одному предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения, температура кипения при нормальных условиях несущего флюида для гидроразрыва пласта составляет, по меньшей мере, 10°С, предпочтительно 20°С, более предпочтительно 25°С, выше температуры кипения при нормальных условиях извлеченного газообразного углеводорода, которая имеет самую высокую температуру кипения при нормальных условиях среди смеси извлеченных углеводородов, например, для бутана, выше 0°C.
[0037] Среди этих подходящих несущих жидких флюидов предпочтительны те, которые имеют высокую нормальную температуру кипения, предпочтительно выше 0°С, более предпочтительно выше 10°С, более предпочтительно выше 20°С. Наиболее предпочтительными несущими флюидами для гидроразрыва пласта являются те, которые имеют температуру кипения при нормальных условиях выше температуры окружающей среды, так что несущие флюиды для гидроразрыва пласта являются жидкостью при температуре окружающей среды и, следовательно, легко отделяются от других извлеченных газообразных углеводородов при температуре и давлении окружающей среды. Другим преимуществом таких несущих флюидов для гидроразрыва пласта, которые являются жидкостями при температуре окружающей среды, является их легкость в хранении и использовании.
[0038] Эти вопросы, касающиеся простоты разделения и значений температур кипения при нормальных условиях, имеют большое значение, особенно учитывая установку разделения и дистилляции/конденсации. В частности, используются сепараторы и дегидраторы, которые обычно работают при температуре от 100 до 150°С для разделения нефти, газа и конденсата, как определено выше. Следовательно, и в качестве еще одного предпочтительного варианта способа осуществления настоящего изобретения наиболее подходящие несущие флюиды для гидроразрыва пласта имеют NBP ниже 100°C, чтобы легко отделяться от извлеченных углеводородов (жидких или газообразных), а затем снова конденсироваться в установках для обработки газа, содержащих сепараторы, компрессоры, теплообменники и тому подобное. То же самое касается разделения, дистилляции или конденсации при давлении выше атмосферного давления.
[0039] В качестве другого предпочтительного варианта способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта в соответствии с настоящим изобретением имеют критическое давление (Ркритическое) ниже 7 МПа, предпочтительно ниже 5 МПа, так что инструменты сжатия, которые используются для транспортировки в газовые линии, также могут быть использованы для конденсации несущих флюидов для гидроразрыва пласта.
[0040] С целью сохранения низкой токсичности после утилизации также желательно, чтобы NBP несущего флюида для гидроразрыва пласта была далеко от NBP бензола, толуола, этилбензола и ксилола, которые составляют соответственно 80°С, 111°С, 136°С и около 140°С. Следовательно, предпочтительным является NBP ниже 60°С, где извлеченные углеводороды содержат один или несколько компонентов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и ксилола.
[0041] Следовательно, подходящий несущий флюид для гидроразрыва пласта, помимо его NBP между 0 и 90°C, предпочтительно удовлетворяет, по меньшей мере, одному, а предпочтительно двум из следующих требований:
a) ODP строго меньше, чем 0,02, предпочтительно 0,01 и более предпочтительно равно 0; и
b) критическое давление равно или меньше чем 7 МПа, желательно равно или меньше, чем 5 МПа.
[0042] В соответствии с предпочтительным аспектом подходящий несущий флюид для гидроразрыва пласта для использования в настоящем изобретении имеет NBP от 0 до 90°C и критическое давление, равное или меньшее 7 МПа, предпочтительно равное или меньшее 5 МПа.
[0043] В соответствии с другим предпочтительным аспектом несущий флюид для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению имеет критическую температуру, равную или превышающую 110°С и равную или ниже 200°С.
[0044] Согласно еще одному предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение имеет формулу (1):
CnHmFpXqOt (1)
где n и m, p, q, t соответственно представляют количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора, X атомов и O атомов (т.е. количество функциональных групп эфира), где n представляет собой 2 или 3 или 4, m≥0, 9≥p≥3, q=0 или 1, t представляет собой 1 или 2, а X представляет собой атом галогена, отличного от фтора, и O представляет собой атом кислорода, и
где соединение формулы (1) имеет температуру кипения при нормальных условиях (NBP) между 0 и 90°C, предпочтительно от 5 до 85°C, более предпочтительно от 10 до 80°C.
[0045] Также понятно, что сумма (m+p+q) равна или меньше 2n+2, где n, m, p и q соответственно представляют собой число атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора и атомов X в соединении по формуле (1).
[0046] Предпочтительно Х представляет собой хлор, бром или йод, более предпочтительно хлор или бром, еще более предпочтительно Х представляет собой хлор.
[0047] Согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет собой 2, или 3, или 4, m ≥ 2 и атомы водорода связаны, по меньшей мере, двумя различными атомами углерода. Согласно другому предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет 2 или 3. Согласно еще одному варианту способа осуществления настоящего изобретения n представляет собой 2 или 3, m ≥ 2, и атомы водорода связаны, по меньшей мере, двумя различными атомами углерода. Согласно еще одному варианту способа осуществления настоящего изобретения t представляет собой 1.
[0048] Атомы углерода в соединении по формуле (1) могут быть организованы в линейную или разветвленную цепь. Предпочтительно соединение формулы (1) имеет 0 или 1 двойную связь углерод-углерод.
[0049] В соответствии с особенно предпочтительным вариантом способа осуществления настоящего изобретения настоящего изобретения соединение формулы (1) имеет критическую температуру, равную или превышающую 110°С и равную или ниже 200°С, предпочтительно равную или превышающую 130°С и равную или ниже 200°C.
[0050] В соответствии с особенно предпочтительным вариантом способа осуществления настоящего изобретения соединение вышеупомянутой формулы (1) имеет формулу CnHmFpXqOt с n равно 2 или 3, 2≤m≤4, 4≤p≤6, Q представляет собой 0 или 1 и t представляет собой 1. Также предпочтительными являются соединения формулы (1), где m≥2, и атомы водорода соединяются, по меньшей мере, с 2 разными атомами углерода.
[0051] Неограничивающие примеры соединений формулы (1), которые применимы в настоящем изобретении, включают RE-134, RE-236fa1, RE-236ea1, RE-245cb1, RE-338mcf2, RE-245fa1, RE-347mmy1, RE-254cb1, RE-245ca2, RE-235da1, RE-365mcf2, CHF2-CHF-O-CHF2, CHF2-CH2-O-CF3, CH2F-CHF-O-CF3, CH3-CF2-O-CF3, CF3-CHF-O-CH2F, CHF2-CF2-O-CH2F, изомеры вышеуказанных соединений, а также смеси двух или более вышеуказанных соединений, в любых пропорциях.
[0052] Термодинамические свойства соединений формулы (1), как определено выше с их критической температурой и NBP, позволяют легко обращаться с несущим флюидом для гидроразрыва пласта, а также легко отделять несущий флюид для гидроразрыва пласта от извлеченных углеводородов. Кроме того, неожиданно было обнаружено, что несущие флюиды для гидроразрыва пласта, содержащие, по меньшей мере, одно фторированное соединение вышеуказанной формулы (1), с вышеупомянутыми термодинамическими характеристиками, совместимыми с удобством обращения и использования, дают скорость осаждения проппанта в несущем флюиде для гидроразрыва пласта, которая равна или ниже, чем в известных несущих флюидах для гидроразрыва пласта, и как можно ближе или предпочтительно ниже скорости осаждения в воде в широком диапазоне температур подземного пласта месторождения, предпочтительно от 20 до 200°С.
[0053] Согласно другому предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта имеет критическое давление ниже 70 бар (7 МПа), предпочтительно ниже 50 бар (5 МПа), тогда как диоксид углерода (СО2) имеет критическое давление 73 бар (7,3 МПа). Это, следовательно, является еще одним преимуществом флюида по настоящему изобретению, который является жидкостью при более низком значении давления, другими словами, более низкое давление является достаточным для получения жидкого флюида для гидроразрыва пласта.
[0054] Кроме того, использование соединений по формуле (1) дает много преимуществ, особенно по сравнению с использованием воды в качестве несущего флюида для гидроразрыва пласта. Среди этих преимуществ можно назвать: отсутствие или плохая солюбилизация минеральных солей, присутствующих в подземных пластах месторождения, и, следовательно, более дешевый и более простой процесс утилизации несущего флюида для гидроразрыва пласта, более низкое воздействие на целостность подземного пласта (например, минимизация набухания или отсутствие набухание подземного пласта месторождения) и тому подобное.
[0055] Согласно предпочтительному варианту способа осуществления настоящего изобретения несущий флюид для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению не содержит токсичных и экологически вредных ароматических соединений, таких как бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в отличие от известных нефтей для гидравлического разрыва пласта, которые все еще могут быть использованы.
[0056] Несущий флюид для гидроразрыва пласта может также содержать одну или несколько добавок, хорошо известных специалистам в данной области техники. Примеры таких добавок включают в качестве неограничивающего списка биоциды, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества (например, фторсодержащие вещества), ингибиторы образования накипи, противопенные агенты, модификаторы реологии (например, усилители вязкости, химреагенты для снижения гидравлических потерь...) и т.п., а также смеси двух или более указанных выше добавок во всех пропорциях.
[0057] Например, химреагенты для снижения гидравлических потерь используются для уменьшения трения и позволяют увеличить расход при постоянной накачке; для защиты химреагента для снижения гидравлических потерь от биодеградации используются биоциды; ингибиторы коррозии используются для защиты оборудования от коррозии; поверхностно-активные вещества используются для увеличения смачивания флюидом для гидроразрыва пласта на поверхностях оборудования и/или помогают вспениванию; ингибиторы солеотложения используются для предотвращения осаждения осадка из воды пласта месторождения.
[0058] В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к флюиду для гидроразрыва пласта, содержащему, по меньшей мере, один несущий флюид для гидроразрыва пласта, как было определено выше, и проппанты. Проппанты, которые могут быть использованы во флюиде для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению, представляют собой любые проппанты, известные специалистам в данной области, и обычно существуют в виде гранулированных материалов. Обычно проппанты включают в себя песок, песок, покрытый смолой, керамические проппанты промежуточной прочности и высокопрочные проппанты, такие как спеченный боксит и оксид циркония, пластиковые гранулы, стальную дробь, стеклянные шарики, высокопрочные стеклянные шарики, алюминиевые гранулы, округлые скорлупки орехов и тому подобное.
[0059] Проппанты, которые могут быть использованы, известны из уровня техники, начиная от 12 до 100 меш США, предпочтительно от 20 до 100 меш США. Самые крупные проппанты обычно просеивают ситами 20 меш США и 40 меш США, то есть они проходят через сито с размером ячейки 850 мкм и не проходят через сито с размером ячейки 425 мкм. Такие проппанты особенно подходят для использования в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения.
[0060] Концентрация проппанта обычно составляет между 20 и 600 граммами на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта, более предпочтительно между 25 и 250 граммами на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта.
[0061] В соответствии с еще одним аспектом настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта месторождения с использованием флюида для гидроразрыва пласта, как определено выше в настоящем документе. Способ гидравлического разрыва пласта по настоящему изобретению включает, по крайней мере, следующие шаги:
a) обеспечение несущего флюида для гидроразрыва пласта, как это определено выше, т.е. включая, по крайней мере, одно соединение формулы (1), как определено выше, с опциональным сжатием и/или охлаждением, так что несущий флюид для гидроразрыва пласта существует в виде жидкости;
b) приготовление флюида для гидроразрыва пласта путем смешивания жидкого несущего флюида для гидроразрыва пласта со стадии а) с проппантами в сосуде с целью получения жидкого флюида для гидроразрыва пласта; а также
c) закачивание указанного жидкого флюида для гидроразрыва пласта со стадии b) (т.е. жидкой дисперсии) в подземный пласт месторождения при давлении, достаточном для открытия в нем одного или нескольких изломов.
[0062] Сжатие на стадии а) может быть реализовано любым способом, известным специалисту в данной области техники, например, насосом до давления выше равновесного давления газ-жидкость. Охлаждение на стадии а) может быть реализовано любым способом, известным специалисту в данной области техники, например, при помощи теплообменника до температуры ниже равновесной температуры газ-жидкость.
[0063] Перед стадией а) способа согласно настоящему изобретению подземный пласт месторождения может быть предварительно обработан путем закачивания несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению в виде жидкости без проппантов и/или путем введения жидкой воды и/или жидких углеводородов и/или пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом. Согласно другому варианту пласт месторождения может быть промыт после стадии с) путем закачивания несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению без проппантов или жидкой воды или жидких углеводородов или, в конечном итоге, пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом.
[0064] Способ по настоящему изобретению может предшествовать и/или комбинироваться и/или следовать за одним или несколькими известными способами гидравлического разрыва пласта, которые используют реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, загущенную воду, углеводороды, загущенные углеводороды, пенные жидкости и тому подобное.
[0065] Способ по настоящему изобретению также включает в себя утилизацию любого флюида для гидроразрыва пласта или флюида для предварительной обработки или промывочного флюида, который не содержит проппанта или, по крайней мере, содержит небольшое количество проппанта(ов). Эта утилизация несущего флюида для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению после его использования в качестве флюида для гидроразрыва пласта или флюида для предварительной обработки или промывочного флюида для операции гидравлического разрыва пласта включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии: - извлечение с накачкой и/или с декомпрессией (например, с возвратом к нормальному давлению), по меньшей мере, части флюида и части углеводородов, первоначально присутствующих в пласте месторождения, причем флюид является несущим флюидом для гидроразрыва пласта из углеводородного пласта, чтобы производить восстановленный флюид; а также - отделение от восстановленного флюида несущего флюида для гидроразрыва пласта, чтобы получить газ или жидкость, самостоятельно или в смешении с углеводородами, при помощи любой технологии, известной в данной области техники, включая, например, один или несколько сепараторов, один или несколько дегидраторов, изменения температуры, давления и времени и тому подобное.
[0066] Как описано выше, несущий флюид для гидроразрыва пласта для использования в настоящем изобретении позволяет уменьшить скорость осаждения частиц проппанта, который диспергирован в нем.
[0067] Теоретическая скорость осаждения (vl) одной гладкой сферической частицы при заданной равновесной температуре и равновесном давлении в жидкости рассчитывается с использованием следующего эмпирического уравнения (1) Fergusson и Church, опубликованного в «Journal of Sedimental Research» (том 74, № 6, ноябрь 2004 г., стр. 933-937), что соответствует максимальной скорости или конечной скорости или предельной скорости:
и, подставив R из уравнения (2) в уравнение (1), получим следующее уравнение, позволяющее рассчитывать скорость осаждения «vl », выраженное в м⋅с -1:
Где «νфлюида» представляет собой кинематическую вязкость несущего флюида, выраженную как отношение «ηфлюида/ ρфлюида», «η флюида» представляет собой динамическую вязкость несущего флюида в Па⋅с, «g» - константа ускорения силы тяжести (9,81 м⋅с-2 ), «d» - диаметр частицы, выраженный в метрах, «ρфлюида» - плотность несущего флюида, выраженная в кг⋅м-3, а «Δρ» - разность плотности между частицей и несущим флюидом в жидкой фазе, выраженный в кг⋅м-3.
[0068] В качестве примера расчета скорости осаждения могут быть выбраны частицы кварцевого песка, поскольку кварцевый песок часто используется в качестве проппанта. Плотность частицы кварцевого песка задается как значение плотности кварца, которая составляет 2650 кг⋅м-3. В качестве примера, гладкая частица с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет скорость осаждения в несущем флюиде для гидроразрыва пласта согласно настоящему изобретению ниже, чем в воде в температурном диапазоне, равном или превышающем 65-75°С. Та же гладкая частица во фторированном углеводороде 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропан (R227ea) имеет более высокую скорость осаждения, чем в воде в температурном диапазоне от 10 до 190°C.
[0069] Критическое давление и критическая температура флюида измеряются следующим образом: принцип измерения зависит от изменения теплоемкости при изменении фазы или состояния при нагревании со скоростью 0,2°C в минуту. Закрытую испытательную ячейку заполняют приблизительно 1 г образца флюида, а затем доводят до теплового равновесия до начала нагрева. Переход определяется тепловым потоком, обмениваемым тестовой ячейкой, содержащей жидкость для образца, с использованием калориметра, что приводит к определению критической температуры, определяемой начальной точкой. Критическая температура графически определяется как температура, соответствующая пересечению наклонов до и после перехода в кривой теплового потока (начальная точка).
[0070] Давление в ячейке непрерывно измеряется во время нагревания испытательной ячейки. Значение давления, достигнутое при температуре, соответствующей критической температуре непосредственно считывается, и, учитывая экспериментальную коррекцию датчика давления под действием температуры на ответ датчика, которая измеряется с помощью калибровки, рассчитывается критическое давление. Для определения критической температуры и критического давления используется калориметр C80, поступающий в продажу от Setaram. Точность критической температуры - 0,5°С и критического давления - 0,4 бар (40 кПа).
[0071] Для измерения плотности жидкости в жидкой фазе используется следующая процедура 1) очищают и сушат сосуд; 2) создают вакуум; 3) взвешивают сосуд; 4) загружают сосуд испытуемой жидкостью; 5) повторно взвешивают указанный сосуд, чтобы получить вес испытуемой жидкости; 6) позволяют температуре уравновешиваться до температуры испытания; 7) записывают объем жидкости; 8) вычисляют плотность.
в которой
Vtot (общий объем сосуда) равен Vliq+Vvap, где Vliq измеренный объем жидкости в сосуде, и Vvap является объемом газа в сосуде,
m (общая масса флюида добавленного в сосуд) равная mliq+mvap, где mliq - масса жидкости, и mvap - масса газа, и
dvap - плотность газа при температуре Т.
[0073] Плотность газа рассчитывается с помощью закона идеального газа. Точность температуры составляет 0,2°C. Точность плотности жидкости составляет 0,1%.
[0074] Чтобы получить значение динамической вязкости, измеренная кинематическая вязкость умножается на плотность жидкости. Кинематическая вязкость измеряется с помощью вискозиметров Cannon-Fenske Ostwald. Вискозиметры калибруются при каждой температуре с помощью флюидов с известной вязкостью. Трубка вязкости типа Оствальда состоит из стеклянной трубки в форме U, удерживаемой вертикально в ванне с контролируемой температурой. В одном плече U находится вертикальный разрез точного узкого канала, называемого капилляром. Выше этого расположен шарик, есть еще один шарик, расположенный ниже в другом плече. При использовании жидкость попадает в верхний шарик путем всасывания и затем ей дают возможность стекать вниз через капилляр в нижний шарик. Две метки (один выше и ниже нижнего шарика) обозначают известный объем. Время, необходимое для уровня жидкости для прохождения между этими метками, пропорциональна кинематической вязкости.
[0075] Хотя трубки снабжены коэффициентом пересчета, каждая трубка, используемая в заявленной программе измерений, была откалибрована жидкостью с известными свойствами при каждой температуре. Измеряется время, затрачиваемое на протекание тестируемой жидкости через капилляр с известным диаметром определенного фактора между двумя отмеченными точками. При умножении необходимого времени, на фактор вискозиметра, получается кинематическая вязкость. Вискозиметры были погружены в ванну с постоянной температурой, контролируемой до±0,2°C. Данные вязкости, полученные с использованием этой процедуры, являются точными до±2%.
[0076] Методы расчета и измерения, описанные выше, позволяют оценить вязкость и плотность в зависимости от температуры для несущих флюидов для гидроразрыва пласта существующего уровня техники, а затем, наконец, рассчитать скорость осаждения проппанта в упомянутых несущих флюидах для гидроразрыва пласта существующего уровня техники.
[0077] В таблице 1 ниже показаны некоторые соединения формулы (1), которые могут быть полезны при осуществлении настоящего изобретения: RE-134, RE-236fa1, RE-236ea1, RE-245cb1, RE-338mcf2, RE-245fa1, RE-347mmy1, RE-254cb1, RE-245ca2, RE-235da1 все имеют NBP выше 0°C.
Таблица 1
Соединение | NBP (°C) | TC (°C) |
R-227ea | -16 | 102 |
RE-125 | -42 | 81 |
RE-143а | -24 | 105 |
RE-134 | 5,5 | 147 |
РЕ-236fa1 | 6 | 129 |
РЕ-236ea1 | 23 | - |
РЕ-245cb1 | 6 | 134 |
РЕ-338mcf2 | 28 | 148 |
РЕ-245fa1 | 29 | 171 |
РЕ-347mmy1 | 29 | 161 |
РЕ-254cb1 | 35 | - |
РЕ-245ca2 | 43 | 189 |
Claims (20)
1. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.
2. Флюид согласно п.1, имеющий критическую температуру, равную или превышающую 110°С и равную или ниже 200°С.
3. Флюид по п.1, в котором, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение имеет формулу (1)
CnHmFpXqOt (1),
где n и m, p, q, t соответственно представляют количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора, X атомов и O атомов (т.е. количество функциональных групп эфира), где n представляет собой 2 или 3 или 4, m≥0, 9≥p≥3, q=0 или 1, t представляет собой 1 или 2, а X представляет собой атом галогена, отличного от фтора, и O представляет собой атом кислорода, и
где соединение формулы (1) имеет температуру кипения при нормальных условиях (NBP) между 0 и 90°C, предпочтительно от 5 до 85°C, более предпочтительно от 10 до 80°C.
4. Флюид по п.3, в котором, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофторуглеродное эфирное соединение имеет формулу (1), где n равно 2 или 3, 2≤m≤4, 4≤p≤6, q представляет собой 0 или 1, а t представляет собой 1.
5. Флюид по любому из предшествующих пунктов, в котором, по меньшей мере, одно соединение гидрофторуглеродного эфира выбрано из RE-134, RE-236fa1, RE-236ea1, RE-245cb1, RE-338mcf2, RE-245fa1, RE-347mmy1, RE-254cb1, RE-245ca2, RE-235da1, RE-365mcf2, CHF2-CHF-O-CHF2, CHF2-CH2-O-CF3, CH2F-CHF-O-CF3, CH3-CF2-O-CF3, CF3-CHF-O-CH2F, CHF2-CF2-O-CH2F, изомеров вышеуказанных соединений, а также из смеси двух или более вышеуказанных соединений в любых соотношениях.
6. Флюид по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий одну или несколько добавок, выбранных из биоцидов, ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, ингибиторов солеотложения, противопенных реагентов, модификаторов реологии и т.п., а также смесей двух или более вышеуказанных добавок во всех пропорциях.
7. Флюид для гидроразрыва пласта, содержащий, по меньшей мере, один несущий флюид для гидроразрыва пласта согласно любому из предыдущих пунктов и проппанты.
8. Флюид по п.7, в котором проппанты выбраны из песка, покрытого смолой песка, керамических проппантов промежуточной прочности и высокопрочных проппантов, пластиковых гранул, стальной дроби, стеклянных шариков, высокопрочных стеклянных шариков, алюминиевых гранул, округлых скорлупок орехов и тому подобное.
9. Флюид по п.7 или 8, в котором концентрация проппанта составляет от 20 до 600 г на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта, более предпочтительно от 25 до 250 г на литр несущего флюида для гидроразрыва пласта.
10. Способ гидравлического разрыва пласта подземного месторождения флюидов с использованием флюида для гидроразрыва пласта по любому из пп. с 7 по 9, включающий, по меньшей мере, следующие стадии:
a) Обеспечение несущего флюида для гидроразрыва пласта по любому из пп. с 1 по 6 с возможностью сжатия и/или охлаждения, так что несущий флюид для гидроразрыва пласта находится в форме жидкости;
b) приготовление флюида для гидроразрыва пласта путем смешивания жидкого несущего флюида для гидроразрыва пласта со стадии а) с проппантами в сосуде с целью получения жидкого флюида для гидроразрыва пласта; а также
c) закачивание указанного жидкого флюида для гидроразрыва пласта со стадии b) в подземный пласт месторождения при давлении, достаточном для открытия в нем одного или нескольких разломов.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий утилизацию несущего флюида для гидроразрыва пласта.
12. Способ по п.10, дополнительно включающий утилизацию несущего флюида для гидроразрыва пласта, содержащую, по меньшей мере, следующие стадии:
- извлечение, с перекачкой и/или с декомпрессией, по меньшей мере, части флюида и части углеводородов, первоначально присутствующих в пласте месторождения, причем флюид является несущим флюидом для гидроразрыва пласта, из углеводородного пласта для получения извлеченного флюида; и
- отделение от извлеченного флюида несущего флюида для гидроразрыва пласта для получения газа или жидкости, отдельно или в смеси с углеводородами.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201462098620P | 2014-12-31 | 2014-12-31 | |
FR1463516 | 2014-12-31 | ||
US62/098,620 | 2014-12-31 | ||
FR1463516A FR3031111B1 (fr) | 2014-12-31 | 2014-12-31 | Composition de fluide pour stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
PCT/EP2015/081021 WO2016107797A1 (en) | 2014-12-31 | 2015-12-22 | Fluoroether fluid composition and method for stimulation in the field of oil and gas production |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2667536C1 true RU2667536C1 (ru) | 2018-09-21 |
Family
ID=53177579
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017126989A RU2667536C1 (ru) | 2014-12-31 | 2015-12-22 | Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10308867B2 (ru) |
EP (1) | EP3240944A1 (ru) |
AR (1) | AR103331A1 (ru) |
AU (1) | AU2015373485B2 (ru) |
BR (1) | BR112017014175B1 (ru) |
CA (1) | CA2971510C (ru) |
FR (1) | FR3031111B1 (ru) |
RU (1) | RU2667536C1 (ru) |
WO (1) | WO2016107797A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2749223C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
RU2759874C1 (ru) * | 2021-03-04 | 2021-11-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ и система измерения межфазного натяжения между двумя флюидами |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20170218260A1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-08-03 | Neilin Chakrabarty | DME Fracing |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US368627A (en) * | 1887-08-23 | Half to adolph mack | ||
US3846310A (en) * | 1972-03-03 | 1974-11-05 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing method using gelled hydrocarbons |
US5925611A (en) * | 1995-01-20 | 1999-07-20 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Cleaning process and composition |
US6729409B1 (en) * | 1998-12-11 | 2004-05-04 | D. V. Satyanarayana Gupta | Foamed nitrogen in liquid CO2 for fracturing |
US20110284230A1 (en) * | 2008-09-02 | 2011-11-24 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
US20140251683A1 (en) * | 2011-11-25 | 2014-09-11 | Yazaki Corporation | Wire harness with clip and wire harness having the same |
Family Cites Families (11)
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 |
US5211873A (en) | 1991-10-04 | 1993-05-18 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Fine-celled plastic foam containing fluorochemical blowing agent |
AU1127297A (en) * | 1995-12-04 | 1997-06-27 | Mainstream Engineering Corporation | Fire extinguishing methods and blends utilizing fluorinated hydrocarbon ethers |
CA2356081C (en) * | 1998-12-11 | 2007-05-08 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing |
US7595281B2 (en) | 2005-05-18 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to increase recovery of treatment fluid following stimulation of a subterranean formation comprising in situ fluorocarbon coated particles |
US20060264334A1 (en) * | 2005-05-18 | 2006-11-23 | Bj Services Company | Non-damaging fracturing fluids and methods for their use |
EP1837325A1 (en) | 2006-03-24 | 2007-09-26 | SOLVAY (Société Anonyme) | Process for the manufacture of 1,1,1,3,3-pentafluoropropane |
US20090095014A1 (en) | 2007-10-12 | 2009-04-16 | Andrew Sun | Working fluid of a blend of 1,1,1,2-tetrafluoroethane, 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropane, and 1,1,1,3,3,3-hexafluoropropane and method and apparatus for using |
US9057012B2 (en) * | 2008-12-18 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
WO2014138468A1 (en) * | 2013-03-07 | 2014-09-12 | Prostim Labs, Llc | Fracturing systems and methods for a wellbore |
FR3003569B1 (fr) | 2013-03-20 | 2015-12-25 | Arkema France | Composition comprenant hf et 1,3,3,3-tetrafluoropropene |
-
2014
- 2014-12-31 FR FR1463516A patent/FR3031111B1/fr active Active
-
2015
- 2015-12-22 RU RU2017126989A patent/RU2667536C1/ru active
- 2015-12-22 WO PCT/EP2015/081021 patent/WO2016107797A1/en active Application Filing
- 2015-12-22 EP EP15813463.5A patent/EP3240944A1/en not_active Withdrawn
- 2015-12-22 AU AU2015373485A patent/AU2015373485B2/en active Active
- 2015-12-22 CA CA2971510A patent/CA2971510C/en active Active
- 2015-12-22 BR BR112017014175-2A patent/BR112017014175B1/pt active IP Right Grant
- 2015-12-30 AR ARP150104349A patent/AR103331A1/es active IP Right Grant
- 2015-12-30 US US14/983,879 patent/US10308867B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US368627A (en) * | 1887-08-23 | Half to adolph mack | ||
US3846310A (en) * | 1972-03-03 | 1974-11-05 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing method using gelled hydrocarbons |
US5925611A (en) * | 1995-01-20 | 1999-07-20 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Cleaning process and composition |
US6729409B1 (en) * | 1998-12-11 | 2004-05-04 | D. V. Satyanarayana Gupta | Foamed nitrogen in liquid CO2 for fracturing |
US20110284230A1 (en) * | 2008-09-02 | 2011-11-24 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
US20140251683A1 (en) * | 2011-11-25 | 2014-09-11 | Yazaki Corporation | Wire harness with clip and wire harness having the same |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2749223C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
WO2021194373A1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
RU2759874C1 (ru) * | 2021-03-04 | 2021-11-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ и система измерения межфазного натяжения между двумя флюидами |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2015373485A1 (en) | 2017-07-13 |
US20160186047A1 (en) | 2016-06-30 |
EP3240944A1 (en) | 2017-11-08 |
FR3031111B1 (fr) | 2018-07-20 |
BR112017014175A2 (pt) | 2018-03-06 |
US10308867B2 (en) | 2019-06-04 |
AU2015373485B2 (en) | 2018-11-29 |
CA2971510A1 (en) | 2016-07-07 |
CA2971510C (en) | 2019-04-16 |
WO2016107797A1 (en) | 2016-07-07 |
FR3031111A1 (ru) | 2016-07-01 |
BR112017014175B1 (pt) | 2023-02-07 |
AR103331A1 (es) | 2017-05-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Mojid et al. | A state–of–art review on waterless gas shale fracturing technologies | |
Wang et al. | Coal wettability in coalbed methane production: A critical review | |
US9140118B2 (en) | Modeling the suspendability of fibers in a treatment fluid using equations | |
CA2923801C (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
WO2014204540A1 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
Rogala et al. | Carbon dioxide sequestration during shale gas recovery | |
RU2667536C1 (ru) | Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа | |
Hou et al. | Review of fundamental studies of CO2 fracturing: fracture propagation, propping and permeating | |
US20180066179A1 (en) | Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability | |
AU2013403405A1 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
US10253247B2 (en) | Fluid composition and method for stimulation in the field of oil and gas production | |
Lv et al. | Properties evaluation and application of organic amine inhibitor on the properties of drilling fluids | |
Yin et al. | Tertiary oil recovery and CO2 storage from laboratory injection of CO2 or water-saturated CO2 into a sandstone core | |
Zhou et al. | Research Progress on Enhanced Oil Recovery by CO2 Flooding in Low Permeability Reservoirs | |
LIU | EXPERIMENTAL STUDY OF FORMATION WATER PROP-ERTIES AT HIGHT PRESSURE FOR ABNORMALLY-HIGH-TEMPERATURE CONDENSATE GAS RESERVOIR | |
AU2013406210B2 (en) | Modeling the suspendability of fibers in a treatment fluid using equations | |
Mohammed | Development of a New Fracturing Fluid System for Tight Reservoirs |