RU2809114C1 - Method for preparing hydraulic fracturing fluid using solid carbon dioxide - Google Patents
Method for preparing hydraulic fracturing fluid using solid carbon dioxide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809114C1 RU2809114C1 RU2023106677A RU2023106677A RU2809114C1 RU 2809114 C1 RU2809114 C1 RU 2809114C1 RU 2023106677 A RU2023106677 A RU 2023106677A RU 2023106677 A RU2023106677 A RU 2023106677A RU 2809114 C1 RU2809114 C1 RU 2809114C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- hydraulic fracturing
- crosslinker
- added
- fracturing fluid
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 21
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- IHCDKJZZFOUARO-UHFFFAOYSA-M sulfacetamide sodium Chemical compound O.[Na+].CC(=O)[N-]S(=O)(=O)C1=CC=C(N)C=C1 IHCDKJZZFOUARO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 206010003497 Asphyxia Diseases 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 208000003443 Unconsciousness Diseases 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 1
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003206 sterilizing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, способам приготовления жидкости для гидравлического разрыва пласта (далее - ГРП), содержащей диоксид углерода в твердом состоянии для перехода последнего в пластовых условиях в сверхкритическое состояние.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods for preparing a fluid for hydraulic fracturing (hereinafter referred to as hydraulic fracturing), containing carbon dioxide in the solid state for the latter to transition to a supercritical state under reservoir conditions.
С самого момента появления метода ГРП множество различных видов жидкостей применялось для создания гидравлических трещин и переноса расклинивающего наполнителя (проппанта) для добычи сланцевого газа. Широко известны составы жидкостей на углеводородной основе, например, газоконденсат, дизельное топливо или нефть. Однако подобные жидкости для ГРП испытывают сильный дефицит вязкости для выноса и взвеси проппанта. Современная тенденция в мировой практике заключается в постоянном улучшении жидкостей для ГРП и повышении эффективности их применения. В последние годы, особенно в зарубежной практике, зачастую используются различные рецептуры технологических жидкостей на основе гелеобразующих биополимерных материалов. Однако большинство из них не позволяют увеличить газо- и нефтеотдачу пласта.Since the advent of hydraulic fracturing, many different types of fluids have been used to create hydraulic fractures and transport proppant to extract shale gas. Compositions of hydrocarbon-based liquids, for example, gas condensate, diesel fuel or oil, are widely known. However, such hydraulic fracturing fluids experience a severe deficiency in viscosity for proppant carryover and suspension. The current trend in world practice is to constantly improve hydraulic fracturing fluids and increase the efficiency of their use. In recent years, especially in foreign practice, various formulations of process fluids based on gel-forming biopolymer materials are often used. However, most of them do not allow increasing gas and oil recovery from the reservoir.
Из уровня техники известна жидкость для ГРП (патент на изобретение РФ № 2424271, опубл. 20.07.2011) на водной основе, которая содержит, мас. %: хлорид калия 6,00-7,00, сульфацел 1,30-2,00, сульфат алюминия 0,15-0,80, буру 0,7-0,9, дисолван 0,03-0,05, ИККАРБ-75М 2-3, пластовую воду - остальное. Для получения жидкости предварительно готовят сыпучую смесь твердых компонентов, состоящую из расчетных количеств компонентов состава: KCl, Al2(SO4)3, сульфацел, тетраборат натрия Na2B4O7×7H2O и ИККАРБ-75М. Смесь засыпают в специальный стакан из химического стекла миксера. Затем, постепенно помешивая стеклянной палочкой, приливают воду и дисолван 4490, после чего смесь перемешивают в мешалке в течение 20 минут. Недостатками вышеуказанных технических решений является низкая эффективность жидкостей для ГРП, которая обусловлена тем, что позволяет вытеснить малый объем газа из призабойной зоны пласта. From the prior art, a water-based hydraulic fracturing fluid is known (RF patent for invention No. 2424271, published on July 20, 2011), which contains, by weight. %: potassium chloride 6.00-7.00, sulfacel 1.30-2.00, aluminum sulfate 0.15-0.80, borax 0.7-0.9, disolvan 0.03-0.05, ICCARB -75M 2-3, formation water - the rest. To obtain the liquid, a granular mixture of solid components is first prepared, consisting of calculated quantities of the components of the composition: KCl, Al 2 (SO 4 ) 3 , sulfacel, sodium tetraborate Na 2 B 4 O 7 × 7H2O and IKKARB-75M. The mixture is poured into a special glass glass mixer. Then, gradually stirring with a glass rod, add water and disolvan 4490, after which the mixture is stirred in a stirrer for 20 minutes. The disadvantages of the above technical solutions are the low efficiency of hydraulic fracturing fluids, which is due to the fact that they allow a small volume of gas to be displaced from the near-wellbore zone of the formation.
Известен способ приготовления жидкости для ГРП (патент на изобретение РФ №2758828, опубл. 02.11.2021), при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют биоцид от 0,001 до 0,005 мас. %, затем добавляют гелеобразующий агент от 0,2 до 0,5 мас. %, проводят гидратацию гелеобразующего агента и вводят в полученный линейный гель деэмульгатор в количестве от 0,01 до 0,2 мас. % и деструктор в количестве от 0,02 мас. % до 0,14 мас. %, затем добавляют сшиватель в количестве от 0,2 до 0,4 мас. %, совместно или после добавления сшивателя вводят стабилизатор сшивки в количестве от 0,04 до 0,3 мас. %, при этом соотношение сшивателя к гелеобразующему агенту составляет от 0,6:1 до 1,0:1, к стабилизатору сшивки от 1,3:1 до 5,6:1, к деструктору от 3,5:1 до 13,0:1. Недостатками вышеуказанных технических решений является низкая эффективность жидкостей для ГРП, которая обусловлена тем, что позволяет вытеснить малый объем газа из призабойной зоны пласта.There is a known method for preparing fluid for hydraulic fracturing (RF patent No. 2758828, published 02.11.2021), in which a biocide from 0.001 to 0.005 wt. is added to highly mineralized water while stirring. %, then add a gelling agent from 0.2 to 0.5 wt. %, the gelling agent is hydrated and a demulsifier is introduced into the resulting linear gel in an amount of 0.01 to 0.2 wt. % and a destructor in an amount of 0.02 wt. % up to 0.14 wt. %, then add a crosslinker in an amount of 0.2 to 0.4 wt. %, together or after adding a crosslinker, a crosslink stabilizer is introduced in an amount of 0.04 to 0.3 wt. %, while the ratio of crosslinker to gelling agent is from 0.6:1 to 1.0:1, to crosslink stabilizer from 1.3:1 to 5.6:1, to destructor from 3.5:1 to 13, 0:1. The disadvantages of the above technical solutions are the low efficiency of hydraulic fracturing fluids, which is due to the fact that they allow a small volume of gas to be displaced from the near-wellbore zone of the formation.
Известен способ приготовления жидкости для ГРП (патент CN104877658, “Fracturing fluid prepared from high-salinity formation water and preparation method of fracturing fluid”, опубл. 02.01.2018) включающий следующие этапы: 1. при содержании в местной воде 10000 мг/л ~ 100000 мг/л добавляют гидроксипропилгуаровую камедь с массовой долей 0,2 ~ 0,4% до минерализации при перемешивании; 2. в защитный материал добавляют модификатор, регулируя рН защитного средства на уровне 8 ~ 9. Защитный материал, деэмульгирующее средство для очистки и стерилизующее средство последовательно добавляют на этапе 1. Полученную смесь продолжают перемешивать до образования однородной жидкости; 3. при создании расслоя массовое соотношение связующего агента и полученной жидкости составляет 1 ~ 5 : 90.21 ~ 98.4. При всех своих достоинствах получаемая жидкость для ГРП обладает недостатками, такими как отсутствие деструктора. Кроме того, представленные в известном техническом решении содержания компонентов не обеспечивают получение жидкости, сохраняющей требуемую вязкость необходимое время с последующим разрушением для удаления из пласта. Также стабильность и эффективность известной жидкости обеспечивается только при использовании модифицированного гуара. There is a known method of preparing fluid for hydraulic fracturing (patent CN104877658, “Fracturing fluid prepared from high-salinity formation water and preparation method of fracturing fluid”, published 01/02/2018) including the following stages: 1. at a content of 10,000 mg/l in local water ~ 100000 mg/L add hydroxypropyl guar gum with a mass fraction of 0.2 ~ 0.4% until mineralization with stirring; 2. A modifier is added to the protective material, adjusting the pH of the protective agent to 8~9. The protective material, demulsifying cleaning agent and sterilizing agent are added sequentially in step 1. The resulting mixture is continued to be stirred until a homogeneous liquid is formed; 3. When creating a layer, the mass ratio of the binding agent and the resulting liquid is 1 ~ 5: 90.21 ~ 98.4. For all its advantages, the resulting hydraulic fracturing fluid has disadvantages, such as the absence of a destructor. In addition, the component contents presented in the known technical solution do not ensure the production of a liquid that maintains the required viscosity for the required time with subsequent destruction for removal from the formation. Also, the stability and effectiveness of the known liquid is ensured only when using modified guar.
Известна жидкость для ГРП с повышенной соленостью на водной основе с новым составом сшивателя (патент CN103497754, “High-temperature hyper-salinity water-base fracturing fluid”, опубл. 02.03.2016), которую получают смешиванием компонентов на основе циркония, бора и связующих, которые применимы для сшивания полисахаридных линейных гелей, приготовленных на водах с высокой минерализацией (около 20 г/л). Однако, в качестве гелеобразующих агентов в данном техническом решении используется модифицированная гуаровая камедь, что в комплексе с нетрадиционным сшивателем приводит к высокой стоимости системы и синтезу специализированных сшивателей. При этом не указывается возможность обеспечения одновременно стабильности жидкости ГРП и её распада в течение конкретного времени. A water-based hydraulic fracturing fluid with high salinity with a new crosslinker composition is known (patent CN103497754, “High-temperature hyper-salinity water-base fracturing fluid”, published 03/02/2016), which is obtained by mixing components based on zirconium, boron and binders , which are applicable for cross-linking polysaccharide linear gels prepared in waters with high mineralization (about 20 g/l). However, this technical solution uses modified guar gum as gelling agents, which in combination with an unconventional cross-linker leads to a high cost of the system and the synthesis of specialized cross-linkers. At the same time, the possibility of simultaneously ensuring the stability of the hydraulic fracturing fluid and its disintegration for a specific time is not indicated.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ использования жидкости для ГРП пласта на основе сверхкритического диоксида углерода (далее - SCCO2) (патент CN103540308A “Supercritical carbon dioxide based fracturing liquid system and application thereof”, опубл. 29.01.2014), в котором жидкость для ГРП содержит следующие компоненты: 0,1%-5% адгезива, 0,3%-6,5% кондиционера и остальное - SCCO2. Для приготовления жидкости все компоненты смешиваются в определенном процентном соотношении по массе, и расклинивающий агент закачивается в пласт вместе со смесью. Жидкость для ГРП, известная из упомянутого источника является эффективной, но не безопасной для персонала в процессе ее приготовления ввиду содержания высоких концентраций SCOO2. Кроме того, реализация описанного способа технологически сложна и требует использования специального дополнительного оборудования.The closest to the claimed technical solution is the method of using fluid for hydraulic fracturing of a formation based on supercritical carbon dioxide (hereinafter referred to as SCCO2) (patent CN103540308A “Supercritical carbon dioxide based fracturing liquid system and application thereof”, published on January 29, 2014), in which the fluid for The hydraulic fracturing contains the following components: 0.1%-5% adhesive, 0.3%-6.5% conditioner and the rest is SCCO2. To prepare the fluid, all components are mixed in a certain percentage by weight, and the proppant is pumped into the formation along with the mixture. The hydraulic fracturing fluid known from the mentioned source is effective, but not safe for personnel during its preparation due to the content of high concentrations of SCOO2. In addition, the implementation of the described method is technologically complex and requires the use of special additional equipment.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение уровня промышленной безопасности на предприятиях по добыче сланцевого газа. The problem to be solved by the claimed invention is to increase the level of industrial safety at shale gas production enterprises.
Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение концентрации SCCO2 в жидкости для ГРП при сохранении высокой эффективности расширения пор сланцевого пласта для вытеснения из них молекул метана, а также упрощение технологии изготовления жидкости для ГРП. The technical result of the claimed invention is to reduce the concentration of SCCO2 in the hydraulic fracturing fluid while maintaining high efficiency in expanding the pores of the shale formation to displace methane molecules from them, as well as to simplify the manufacturing technology of the hydraulic fracturing fluid.
Технический результат достигается тем, что используют способ приготовления жидкости для ГРП с использованием диоксида углерода в твердом состоянии, включающий смешение компонентов жидкости для гидравлического разрыва пласта. Сначала при перемешивании в воду добавляют гелеобразующий агент, проводят гидратацию гелеобразующего агента, и вводят в полученный гель деэмульгатор и деструктор, затем добавляют сшиватель, совместно с сшивателем или после добавления сшивателя вводят стабилизатор сшивки, непосредственно перед закачкой в пласт в полученный гель добавляют диоксид углерода в твердом состоянии («сухой лед») в количестве от 0,15 до 0,45 мас.%, перемешивают и закачивают полученную смесь в вертикальную скважину на минимальную глубину 800 м с минимальной забойной температурой 31°С, при которых диоксид углерода переходит в сверхкритическое состояние.The technical result is achieved by using a method for preparing hydraulic fracturing fluid using carbon dioxide in the solid state, including mixing the components of the fluid for hydraulic fracturing. First, while stirring, a gelling agent is added to the water, the gelling agent is hydrated, and a demulsifier and destructor are introduced into the resulting gel, then a crosslinker is added, together with the crosslinker or after adding the crosslinker, a crosslinking stabilizer is introduced, immediately before injection into the formation, carbon dioxide is added to the resulting gel solid state (“dry ice”) in an amount from 0.15 to 0.45 wt.%, mix and pump the resulting mixture into a vertical well to a minimum depth of 800 m with a minimum bottom hole temperature of 31 ° C, at which carbon dioxide becomes supercritical state.
Жидкость SCCO2 обладает уникальными физическими и химическими свойствами, которые придают ей высокую адсорбционную и растворяющую способности, из чего следует вывод о том, что для нетрадиционных коллекторов, в которых преобладает адсорбированный газ, часто запертый в порах малого размера, контакт с СО2 становится эффективным методом для ускорения вытеснения. Одновременно имеют место два эффекта-увеличение размера пор вследствие частичного растворения матрицы и десорбция метана более активными молекулами SCCO2. Оба эффекта подтверждены научными исследованиями (см., например, Wang Meng. Current research into the use of supercritical CO2 technology in shale gas exploitation / Wang Meng, Huang Kai, Xie Weidong, Dai Xuguang // International Journal of Mining Science and Technology - 2019. - 29 - p. 739-744).SCCO2 fluid has unique physical and chemical properties that give it high adsorption and solubilization capabilities, which suggests that for unconventional reservoirs, where adsorbed gas predominates, often trapped in small pores, contact with CO2 becomes an effective method for acceleration of displacement. At the same time, two effects occur: an increase in pore size due to partial dissolution of the matrix and desorption of methane by more active SCCO2 molecules. Both effects are confirmed by scientific research (see, for example, Wang Meng. Current research into the use of supercritical CO2 technology in shale gas exploitation / Wang Meng, Huang Kai, Xie Weidong, Dai Xuguang // International Journal of Mining Science and Technology - 2019 . - 29 - p. 739-744).
Способ приготовления жидкости для ГРП с использованием диоксида углерода в твердом состоянии включает следующие этапы. Приготавливают любую известную жидкость для ГРП. Непосредственно перед закачкой жидкости в пласт в ёмкость с ней добавляют 0,15-0,45 масс. % сухого льда, являющегося диоксидом углерода в твердом агрегатном состоянии. Количество сухого льда в жидкости обусловлено количеством газообразного CO2, образуемого на поверхности ёмкости для приготовления жидкости при контакте с водой, которое было бы безопасно для персонала скважины, а также обеспечением эффекта воздействия SCCO2 на горные породы. Известно, что концентрация CO2 в воздухе более 7% (70,000 ppm) может привести к удушью и потере сознания, даже в присутствии достаточного количества кислорода. Сухой лёд, введенный в жидкость для ГРП, перемешивают и закачивают известным способом в пласт на минимальную глубину 800 метров по вертикали. Внутри скважины сухой лёд сублимируется и, достигая заданной глубины, подвергается условиям, при которых переходит в своё сверхкритическое состояние: давление 7,38 Мпа и температура 31,04°С (см., например, M. Curt White. Separation and capture of CO2, from large stationary sources and sequestration in geological formations-coalbeds and deep saline aquifers / M. Curt White, Brian R. Strazisar, Evan J. Granite, H. Pennline // J Air Waste Manag Assoc - 2003. - 53 (6) - p. 645-715). The method for preparing hydraulic fracturing fluid using carbon dioxide in the solid state includes the following steps. Prepare any known fluid for hydraulic fracturing. Immediately before pumping liquid into the formation, 0.15-0.45 wt. is added to the container containing it. % dry ice, which is carbon dioxide in a solid state of aggregation. The amount of dry ice in the liquid is determined by the amount of CO2 gas formed on the surface of the liquid preparation tank upon contact with water, which would be safe for well personnel, as well as the effect of SCCO2 on rocks. It is known that CO2 concentrations in the air greater than 7% (70,000 ppm) can cause suffocation and loss of consciousness, even in the presence of sufficient oxygen. Dry ice introduced into the hydraulic fracturing fluid is mixed and pumped in a known manner into the formation to a minimum vertical depth of 800 meters. Inside the well, dry ice sublimates and, reaching a given depth, is subjected to conditions under which it enters its supercritical state: pressure 7.38 MPa and temperature 31.04 ° C (see, for example, M. Curt White. Separation and capture of CO2 , from large stationary sources and sequestration in geological formations-coalbeds and deep saline aquifers / M. Curt White, Brian R. Strazisar, Evan J. Granite, H. Pennline // J Air Waste Manag Assoc - 2003. - 53 (6) - p. 645-715).
Использование жидкостей для ГРП, изготовленных в соответствии с заявляемым способом позволитThe use of hydraulic fracturing fluids manufactured in accordance with the claimed method will allow
- повысить уровень промышленной безопасности на нефтегазодобывающих объектах промышленности,- increase the level of industrial safety at oil and gas production facilities,
- увеличить газоотдачу пор в призабойной зоне пласта,- increase gas recovery from pores in the near-wellbore zone of the formation,
- упростить процесс получения жидкости для ГРП со сверхкритическим углекислым газом в составе,- simplify the process of obtaining hydraulic fracturing fluid containing supercritical carbon dioxide,
- исключить необходимость использования дополнительного дорогостоящего оборудования.- eliminate the need to use additional expensive equipment.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809114C1 true RU2809114C1 (en) | 2023-12-06 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2203403C1 (en) * | 2002-04-09 | 2003-04-27 | Падерин Михаил Григорьевич | Process of treatment of well face zone and facility for its implementation |
| RU2280163C1 (en) * | 2004-12-14 | 2006-07-20 | Дальневосточный государственный технический университет | Method for hydraulic fracturing of rock |
| CN103497754A (en) * | 2013-10-09 | 2014-01-08 | 西南石油大学 | High-temperature hyper-salinity water-base fracturing fluid |
| CN103540308A (en) * | 2013-10-28 | 2014-01-29 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | Supercritical carbon dioxide based fracturing liquid system and application thereof |
| RU2758828C1 (en) * | 2020-10-28 | 2021-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Hydraulic fracturing fluid based on highly mineralized water, method for its preparation and method for processing the formation with its use |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2203403C1 (en) * | 2002-04-09 | 2003-04-27 | Падерин Михаил Григорьевич | Process of treatment of well face zone and facility for its implementation |
| RU2280163C1 (en) * | 2004-12-14 | 2006-07-20 | Дальневосточный государственный технический университет | Method for hydraulic fracturing of rock |
| CN103497754A (en) * | 2013-10-09 | 2014-01-08 | 西南石油大学 | High-temperature hyper-salinity water-base fracturing fluid |
| CN103540308A (en) * | 2013-10-28 | 2014-01-29 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | Supercritical carbon dioxide based fracturing liquid system and application thereof |
| RU2758828C1 (en) * | 2020-10-28 | 2021-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Hydraulic fracturing fluid based on highly mineralized water, method for its preparation and method for processing the formation with its use |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| WANG MENG et al. Current research into the use of supercritical CO2 technology in shale gas exploitation, International Journal of Mining Science and Technology, 2019, N 29, p. 739-744. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| AU2010251034B2 (en) | Methods for treating a well using a treatment fluid containing a water-soluble polysaccharide, a water-soluble salt and urea | |
| AU659302B2 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CA2671204C (en) | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| EP3212732B1 (en) | Polymer compositions | |
| US8387699B2 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| US8997862B2 (en) | Flooding operations employing chlorine dioxide | |
| CN1064729A (en) | Increase the method that liquid hydrocarbon reclaims | |
| BRPI0806243B1 (en) | METHOD FOR STIMULATING A PORTION OF AN UNDERGROUND FORMATION | |
| CN105916959A (en) | Fracturing process using liquid ammonia | |
| CN112375557B (en) | Alcohol-soluble slickwater system for fracturing and preparation method and application thereof | |
| WO2004106698A1 (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| Zhang et al. | Towards sustainable oil/gas fracking by reusing its process water: A review on fundamentals, challenges, and opportunities | |
| Kohler et al. | Polymer treatment for water control in high-temperature production wells | |
| RU2809114C1 (en) | Method for preparing hydraulic fracturing fluid using solid carbon dioxide | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| US20130133892A1 (en) | BREAKING DIUTAN WITH OXALIC ACID AT 180F to 220F | |
| CN110872508B (en) | Non-crosslinked fracturing fluid and preparation method and application thereof | |
| RU2758828C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on highly mineralized water, method for its preparation and method for processing the formation with its use | |
| RU2793821C1 (en) | Method for application of biopolymer composites reinforced with carbon nanotubes to increase oil recovery of formations | |
| RU2757943C1 (en) | Composition for increasing the petroleum recovery | |
| RU2794253C1 (en) | Blocking compound for elimination of absorptions in production formations during well drilling | |
| Wesson et al. | Next Generation Surfactants for Improved Chemical Flooding Technology |