CN108350728B - 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 - Google Patents
在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108350728B CN108350728B CN201680064956.5A CN201680064956A CN108350728B CN 108350728 B CN108350728 B CN 108350728B CN 201680064956 A CN201680064956 A CN 201680064956A CN 108350728 B CN108350728 B CN 108350728B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- exothermic reaction
- pressure pulse
- reaction component
- fracture
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 161
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 55
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 27
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 133
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 79
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 26
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 14
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 11
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 9
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 62
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 9
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 8
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 7
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 7
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 7
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 7
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical group [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- -1 shale Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 3
- 239000011345 viscous material Substances 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 125000000218 acetic acid group Chemical group C(C)(=O)* 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 230000006355 external stress Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 description 1
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/02—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground by explosives or by thermal or chemical means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/263—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using explosives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
本文提供了一种用于将地下压力脉冲空间定向至含烃地层的设备及方法。该设备包括具有固定形状的注入主体,注入主体能操作用于在触发放热反应成分的放热反应之前保持放热反应成分,并且在放热反应成分的触发期间和之后注入主体保持固定形状。注入主体包括化学品注入端口,化学品注入端口能操作用于将放热反应成分的各组分供给到注入主体。注入主体包括加强塞,加强塞能操作用于将注入主体中的由放热反应成分产生的压力脉冲引导至射孔,以产生空间定向的裂缝,空间定向的裂缝的空间定向是预定的。
Description
发明人:
艾曼·R·阿勒-纳赫利(Ayman R.Al-Nakhli)
萨米·I·巴拉特斯赫(Sameeh-Batarseh)
技术领域
本发明涉及用于空间定向或引导化学诱导的脉冲的设备及方法。更具体地说,本发明涉及在含烃储层中空间定向化学诱导的压力脉冲。
背景技术
包含支撑剂的水力压裂流体被广泛用于提高包括碳酸盐岩和砂岩地层在内的含烃储层地层的产量。在水力压裂作业期间,在足以压裂储层的地层并产生裂缝的压力和速率下泵送压裂处理流体。压裂作业通常包括三个主要阶段:前置液阶段、支撑剂流体阶段和溢流流体阶段。前置液阶段通常包括将前置液泵送到地层中。前置液是引发并发展裂缝的粘性凝胶流体。支撑剂流体阶段涉及将支撑剂流体泵送到地层的裂缝中。支撑剂流体包含与粘性凝胶流体或粘弹性表面活性剂流体混合的支撑剂。支撑剂流体中的支撑剂滞留在裂缝中,并形成导流裂缝,烃从该导流裂缝流动通过。最后一个阶段(溢流阶段)包括将粘性凝胶流体泵送到裂缝中,以确保将支撑剂流体推入到裂缝内部。
非常规的气井需要宽广的压裂网络来增大储层改造体积,并创建商业化生产井。一种常用的技术是水平井中的多级水力压裂,这种水力压裂成本高昂并且可能不会提供所需的储层改造体积。此外,如之前所指出的那样,常规的水力压裂法使用被泵送至井下的巨大量的破坏性凝胶。即使利用常规的破碎机,也无法回收大量的聚合物材料,因此,裂缝导流能力降低。
目前使用的压裂技术存在一系列缺陷:1)水力压裂的压力上升时间最长,并产生单个径向裂缝;2)井下爆炸物的上升时间最短,并产生具有多个径向裂缝的压缩区;3)支撑剂具有中等的压力上升时间,并产生多个裂缝。地层损害是另一个问题。爆炸物造成损坏区域,从而损害渗透性以及与储层的连通。水力压裂导致裂缝破坏,从而在裂缝区域附近留下粘性压裂流体,并阻碍气流。支撑剂引入氧化的风险,并需要能进行钻井作业的特殊仪器。
水平钻井和多级水力压裂已经从页岩和致密砂层中产生了气体;然而,一次采油采收率小于20%。被圈闭在非常低渗透率的地层(例如致密气或页岩地层)中的非常规储量表现出很少或没有产量。就经济方面而言,不期望利用现有的常规回收方法进行开发。这些储层需要具有高裂缝导流能力的大型裂缝网络,以使井性能最大化。
发明内容
本发明涉及一种用于引导化学诱导的脉冲的设备及方法。更具体地说,本发明涉及在含烃储层中空间定向化学诱导的压力脉冲。如先前说明的那样,存在与常规水力压裂相关的高成本、堵塞及其他缺点,因此,期望增大非常规气井的储层改造体积的设备及方法。
在本发明的实施例中,组合反应性化学品,以诱导空间定向的压力脉冲,并在含烃储层中产生多个裂缝,这些裂缝可选地包括裂缝网络和伴生裂缝。在井筒或任意其他期望的压裂区域附近产生诱导的裂缝。该设备及方法的实施例被设计为:执行井下放热反应刺激,并且在井筒周围产生空间定向的裂缝,以提高含烃储层的产量。该设备及方法的实施例可以在裸眼井筒和具有套管的井筒中应用。该设备的实施例提供了多种优点,这些优点包括沿期望且预定的方向定向放热能量的能力以及通过使用旋转定向导向器以单个脉冲产生多个期望方向上的多个裂缝的能力。
本发明的其他优点包括增大非常规储层和致密气开发中的储层改造体积,并因此提高这些储层的生产率。某些实施例还能够压裂高应力岩石和较深的非常规储层,而常规水力压裂方法不能将地层压裂。
利用本发明的实施例,可以控制加压时间,因此,可以优化压裂模式。化学诱导的压力脉冲压裂允许惰性气体膨胀,产生多个裂缝,并还可以通过使用凹部和射孔来被空间定向为一个主要裂缝。已经设计了仪器的实施例以在裸眼井或套管井中产生多个空间定向的裂缝。所公开的压裂技术克服了先前的挑战:在井筒区域周围没有产生压实区域(相当于炸药),不涉及粘性流体,没有氧化,而且也不需要特殊的钻机作业。
因此,本发明公开了一种用于将含烃地层中的地下压力脉冲空间定向的设备。该设备包括:具有固定形状的注入主体,所述注入主体能操作用于在触发放热反应成分的放热反应之前保持所述放热反应成分,并且在所述放热反应成分的触发期间和之后所述注入主体保持所述固定形状;化学品注入端口,所述化学品注入端口能操作用于将所述放热反应成分的各组分供给到所述注入主体;以及加强塞,所述加强塞能操作用于将由所述注入主体中的所述放热反应成分产生的压力脉冲引导至射孔,以产生空间定向的裂缝,所述空间定向的裂缝的空间定向是预定的。
在一些实施例中,注入主体还包括具有狭槽的衬套。在其他实施例中,所述狭槽还包括破裂膜,所述破裂膜能操作用于在所述放热反应成分的触发时破裂。在其他实施例中,所述注入主体还包括旋转定向端口,其中,所述旋转定向端口能被调节约360°的旋转角度,以引导所述压力脉冲。在其他实施例中,所述加强塞包括第一加强塞和第二加强塞,所述第一加强塞和所述第二加强塞能操作用于将由所述注入主体中的所述放热反应成分产生的压力脉冲引导至所述射孔。
在其他实施例中,所述第一加强塞和第二加强塞能螺纹地附接至所述注入主体并且能从所述注入主体拆除。在一些实施例中,所述设备还包括扶正器。在其他实施例中,该设备包括低压破裂套筒。在其他实施例中,所述化学品注入端口还包括至少两个化学品注入导管,所述化学品注入导管能操作用于仅允许单向流入到所述注入主体中。在其他实施例中,所述注入主体包括能操作用于引导所述压力脉冲的不只一个射孔。
本发明还公开了一种用于增大含烃地层中的储层改造体积的方法,所述方法包括以下步骤:在地层中布置射孔压力脉冲空间定向仪器,以沿预定方向引导压力脉冲;在所述射孔压力脉冲空间定向仪器中布置放热反应成分的水溶液;触发所述放热反应成分以导致所述产生压力脉冲的放热反应;以及产生所述压力脉冲,使得所述压力脉冲能操作用于产生预定方向上的裂缝。
在所述方法的一些实施例中,放热反应成分包含含铵化合物和含亚硝酸盐化合物。在所述方法的其他实施例中,含铵化合物包括NH4Cl,并且含亚硝酸盐化合物包括NaNO2。在一些实施例中,所述触发步骤还包括选自如下组的步骤,所述组包括:将所述放热反应成分加热至所述含烃地层的温度;对所述放热反应成分施加微波辐射;以及降低所述放热反应成分的pH值。在其他实施例中,所述压力脉冲产生在500psi与50000psi之间的压力。
在其他实施例中,所述压力脉冲在短于约10秒的时间内产生伴生裂缝。在一些实施例中,所述压力脉冲在短于约5秒的时间内产生所述预定方向上的裂缝。在其他实施例中,产生所述压力脉冲的步骤还包括形成大致平面的裂缝的步骤。在一些其他实施例中,所述方法还包括使膜破裂的步骤。在其他实施例中,从地表远程控制在地层中布置射孔压力脉冲空间定向仪器的步骤。在其他实施例中,所述裂缝为大致平面的。在其他实施例中,所述方法包括如下步骤:在所述地层中旋转所述射孔压力脉冲空间定向仪器,以引导所述裂缝的空间定向。
附图说明
参考以下描述、权利要求书和附图,将能够更好地理解本发明的这些和其他特征、方面和优点。然而,值得注意的是,附图仅示出了本发明的几个实施例,并且因为本发明可以允许其他同样有效的实施例,所以附图不被认为是限制本发明的范围。
图1A和1B是示出了非空间定向的化学脉冲压裂对水泥样品的作用的照片图。
图2A是示出了在非空间定向的化学脉冲压裂作用之前的水泥样品的照片图。
图2B和2C是示出了在非空间定向的化学脉冲压裂作用之后的水泥样品的照片图。
图3是示出了在产生图2B和2C所示的裂缝的实验中的实验条件以及压力脉冲的作用的曲线图。
图4A和4B是示出了在没有施加外部压缩的情况下在水泥块中由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的单个大致竖直和大致纵向的裂缝的照片图。
图5是示出了当水泥块在340atm(5,000psi)双轴压缩下时由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的单个的大致竖直和大致纵向的裂缝的照片图。
图6A和6B是示出了在使用导向凹部时由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的纵向和竖直裂缝的照片图。
图7是用于空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的一个实施例的示意图。
图8是用于空间定向化学诱导的压力脉冲(在图5中示意地使用)的仪器的一个实施例的示意图。
图9是用于在含烃地层中的裸眼井筒(不具有套管的井筒)中空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的示意图。
图10是来自图9的仪器头的放大示意图。
图11是使用可选的狭槽和旋转定向端口来空间定向化学诱导的压力脉冲的可选衬套的示意图。
图12是用于在含烃地层中的套管井筒(具有套管的井筒)中空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的示意图。
图13是图6A的裸眼腔室的示意图,其中,提供了对导向凹部的测量。
图14是示出了多个裂缝的示意图,其中,这些裂缝形成了从水平钻探的井筒沿径向向外延伸的裂缝网络。
具体实施方式
虽然利用若干个实施例描述了本发明,但应理解的是,本领域的普通技术人员将认识到,关于所述设备及方法的许多实例、变型和改变落入本发明的范围和精神之内。因此,在不损失任何一般性且不对权利要求施加限制的情况下,对本文所述的实施例进行描述。
增大含烃地层的储层改造体积的设备及方法的实施例如下所述。用于增大储层改造体积的该设备及方法可以在含油地层、含天然气地层、含水地层或任意其他地层中使用。在本发明的至少一个实施例中,可以执行用于增大储层改造体积的方法,以在砂岩、石灰石、页岩和水泥中的任意一种或任意组合中产生裂缝和伴生裂缝。
在本发明的一个实施例中,提供了一种增大含气地层中的储层改造体积的方法。含气地层可以包括致密气地层、非常规气地层和页岩气地层。地层包括印第安纳石灰岩、贝利亚砂岩和页岩。储层改造体积是处于已经被压裂以增加井产量的储层中的井筒周围的体积。储层改造体积是用于描述裂缝网络的体积的概念。无论含气地层中的储层压力多大,都可以执行增大储层改造体积的方法。用于增大储层改造体积的方法可以在储层压力落入约680大气压(atm)(10,000磅/平方英寸(psi))范围内的含气地层中执行。在本发明的某些实施例中,包括裂缝网络的储层改造体积可以相对于井筒在空间和方向上定向。
在本发明的实施例中,触发放热反应成分以产生热量和压力。当快速产生热量和压力时,会产生压力脉冲。可以通过在短于约10秒的时间内触发放热反应成分产生压力脉冲,并且在一些实施例中在短于约1秒的时间内触发放热反应成分产生压力脉冲。一种或多种放热反应成分的放热反应可以通过放热反应成分的温度升高来触发,可选地通过从地表进行外部加热来诱导,或通过从含烃储层地层进行加热来进行热反应成分的加热。可以通过放热反应成分的pH值变化(例如通过添加酸或碱)来触发放热反应成分的放热反应。
在一些实施例中,通过在原位朝放热反应成分辐射微波辐射来触发放热反应成分的放热反应。在一些实施例中,可以在原位或在含烃地层中进行加热放热反应成分以及朝放热反应成分辐射微波辐射的组合来触发放热反应。
在某些实施例中,放热反应成分包括一种或多种氧化还原反应物,这些氧化还原反应物发生放热反应以产生热量并增加压力。放热反应成分包括尿素、次氯酸钠、含铵化合物和含亚硝酸盐化合物。在至少一个实施例中,放热反应成分包括含铵化合物。含铵化合物包括氯化铵、溴化铵、硝酸铵、硫酸铵、碳酸铵和氢氧化铵。
在至少一个实施例中,放热反应成分包括含亚硝酸盐化合物。含亚硝酸盐化合物包括亚硝酸钠和亚硝酸钾。在至少一个实施例中,放热反应成分包括含铵化合物和含亚硝酸盐化合物这两者。在至少一个实施例中,含铵化合物为氯化铵NH4Cl。在至少一个实施例中,含亚硝酸盐化合物是亚硝酸钠NaNO2。
在至少一个实施例中,放热反应成分包含两种氧化还原反应物:NH4Cl和NaNO2根据下式发生反应:
在根据上式的放热反应成分的反应中,所产生的气体和热量可以有助于如下任一者或两者:用于在含烃地层中产生裂缝的压力脉冲以及在含烃地层中的残留粘性材料中的粘性的降低。
放热反应成分被触发而发生反应。在至少一个实施例中,在裂缝中触发放热反应成分。在至少一个实施例中,在布置在含烃地层的井筒中的压力脉冲空间定向仪器的主体中触发放热反应。在本发明的至少一个实施例中,酸前体通过释放氢离子来触发放热反应成分发生反应。在其他实施例中,利用放热反应成分的温度升高(通过井或通过外部加热或通过这两者)触发放热反应成分。在一些实施例中,利用施加至放热反应成分的微波辐射触发放热反应。可以使用加热、pH值变化和微波中的任一者或任意组合来在原位触发放热反应成分。
酸前体是释放氢离子以触发放热反应成分的反应的任何酸。酸前体包括三醋酸甘油酯(1,2,3-三醋精)、乙酸甲酯、HCl和乙酸。在至少一个实施例中,酸前体为三醋酸甘油酯。在本发明的至少一个实施例中,酸前体为乙酸。
在至少一个实施例中,利用热量触发放热反应成分。在前置注入或利用盐水的预冲洗期间,井筒温度下降,并达到低于约48.9℃(120℉)的温度。当井筒温度达到大于或等于约48.9℃(120℉)的温度时,触发氧化还原反应物的反应。在本发明的至少一个实施例中,当不存在酸前体时通过温度触发氧化还原反应物的反应。在本发明的至少一个实施例中,在放热反应成分布置在压力脉冲空间定向仪器中时由热量触发放热反应成分,压力脉冲空间定向仪器本身布置在裂缝中。
在至少一个实施例中,由pH值触发放热反应成分。首先,将碱添加到放热反应成分中,以将pH值调节至9与12之间。在至少一个实施例中,碱为氢氧化钾。在将放热反应成分注入到压力脉冲空间定向仪器(将在下文中进一步描述)之后,注入酸以将pH值调节至小于约6。当pH值小于约6时,触发氧化还原反应物的反应。在本发明的至少一个实施例中,在放热反应成分布置在压力脉冲空间定向仪器中时由pH值触发放热反应成分,压力脉冲空间定向仪器本身布置在要压裂的储层区域附近或布置在特定裂缝中。
值得注意的是,除了降低pH值之外或替代降低pH值,除了施加微波之外或替代施加微波,由例如温度升高等惰性过程触发本发明的放热化学反应。换句话说,在缺少或不具有支撑剂、火花或燃烧的情况下触发反应,从而在烃环境中更安全地适应并应用放热反应成分。在原位不会发生爆炸。合适的放热反应成分的放热反应产生足以压裂地层的压力脉冲,并且空间定向仪器将所产生的裂缝定向。这里描述的空间定向仪器的实施例包含两条或更多条注入管线,以允许能分开地在原位注入两种或更多种不同的反应物。放热反应成分的安全性和能分开地注入反应物的能力所呈现的一个优点是:可以在井下一次运行中产生多个压裂脉冲。
在至少一个实施例中,放热反应成分包括NH4Cl和NaNO2。酸前体是乙酸。使用双管柱连续油管的不同侧,使得乙酸与NH4Cl混合并与NaNO2并行注入。
在本发明的某些实施例中,将放热反应成分混合以获得预选溶液pH值。预选溶液pH值在约6至约9.5的范围内,可选地为约6.5至约9。在至少一个实施例中,预选溶液pH值为6.5。放热反应成分发生反应,并且一旦反应就产生压力脉冲,压力脉冲产生裂缝,该裂缝可选地包括伴生裂缝和裂缝网络。在本发明的一些实施例中,设备及方法可以与常规压裂流体结合使用。
例如,压裂流体在主要作业中使用,以产生原生裂缝。由本发明的设备及方法产生的伴生裂缝从由压裂流体造成的原生裂缝延伸,以形成裂缝网络。裂缝网络增大储层改造体积。在一些实施例中,包括粘性流体成分、支撑剂成分、溢流成分和放热反应成分中的任一者或任意组合在内的水力压裂流体的注入不产生泡沫或将泡沫引入到包括水力裂缝的水力地层中。
在至少一个实施例中,当放热反应成分达到井筒温度时,放热反应成分发生反应。井筒温度在约37.8℃(100°F)与约121℃(250°F)之间,可选地在约48.9℃(120°F)与约12℃(250°F)之间,可选地在约48.9℃(120°F)与约110℃(230°F)之间,可选地在约60℃(140°F)与约98.9℃(210°F)之间,可选地在约71.1℃(160°F)与约87.8℃(190°F)之间。在至少一个实施例中,井筒温度为约93.3℃(200°F)。在至少一个实施例中,放热反应成分发生反应的井筒温度受到预选溶液pH值和初始压力的影响。初始压力为正好在放热反应成分发生反应之前的放热反应成分的压力。增大的初始压力可以提高触发放热反应成分的反应的井筒温度。增大的预选溶液pH值也可以提高触发放热反应成分的反应的井筒温度。
当放热反应成分发生反应时,反应产生压力脉冲和热量。在从反应开始起的几毫秒内产生压力脉冲。压力脉冲处于约34atm至约3402atm(约500psi至约50,000psi)之间的压力下,可选地处于约34atm与约1361atm(500psi至约20,000psi)之间的压力下,可选地处于约34atm与约1021atm(约500psi至约15,000psi)之间的压力下,可选地处于约68atm至约680atm(约1,000psi至约10,000psi)之间的压力下,可选地处于约68atm与约340atm(1,000psi至约5,000psi)之间的压力下,以及可选地处于约340atm至约680atm(约5,000psi至约10,000psi)之间的压力下。
在某些实施例中,压力脉冲产生伴生裂缝。伴生裂缝在不对井筒或产生的裂缝造成损伤的情况下从预定和预选方向上的反应点延伸。无论储层压力多大,压力脉冲都会产生伴生裂缝。压力脉冲的压力受到初始储层压力、放热反应成分的浓度和溶液体积的影响。放热反应成分的反应除了释放压力脉冲之外,还释放热量。反应释放的热量导致地层温度急剧升高,这导致热压裂。因此,放热反应成分释放的热量有助于伴生裂缝的产生。允许高度定制放热反应成分以满足地层和压裂条件的要求。
可以调整本发明的方法以满足压裂作业的要求。在一个实施例中,压裂流体包括如下放热反应成分,该放热反应成分发生反应,以产生伴生裂缝且又清除来自压裂流体中的残留粘性材料。在本发明的一个实施例中,压裂流体包括如下放热反应成分,该放热反应成分发生反应而仅产生伴生裂缝。在一个实施例中,压裂流体包括如下放热反应成分,该放热反应成分发生反应,以通过利用产生的热量来减小残余物质的粘度来反应而仅清除残留粘性材料。
非空间定向的化学诱导的压力脉冲
现在参考图1A和1B,提供了照片图,示出了非空间定向的化学脉冲压裂对水泥样品的作用。水泥样品100是20.32厘米(cm)(8英寸(in))×20.32cm(8in)×20.32cm(8in)的立方体或块体。图1A和1B示出了在没有空间定向由放热反应产生的压力和热量的方向的情况下由放热反应成分的压力脉冲造成的压裂。放热反应由放热反应成分触发,放热反应成分位于在块体几何中心钻出的裸眼中。结果,产生穿过水泥样品100到达侧面104的大致竖直的裂缝102,并且产生穿过水泥样品100到达侧面108的大致竖直的裂缝106。
在本发明的全文中提供的实例中使用波特兰水泥,并且以约31:100的重量比混合水和水泥来分别浇铸水泥。岩石样品的物理和机械性能如下:孔隙率为约24%,体积密度为约2.01gm/cm3,杨氏模量为约1.92×106psi,泊松比为约0.05,单轴抗压强度为约3,147psi,内聚强度为约1,317psi并且内摩擦角为约10°。图1A和1B所示的水泥样品100的破裂压力为4,098psi。
在图1A和1B所示的实验期间,没有施加外部压力或压缩。将86ml的溶液(含有3摩尔亚硝酸钠和3摩尔氯化铵)注入到水泥样品100中以产生压力脉冲。该溶液pH值为约6.5。通过将水泥样品100加热至约93.3℃(约200℉)来触发反应。将水泥样品100放入到93.3℃(200℉)的烤炉中加热。在块体的几何中心铸造竖直的裸眼。该裸眼的长为7.62cm(3in),直径3.81cm(1.5in)。如图1A所示,从一个入口118注入化学品。入口118和出口(未示出)被阀门关闭。
在上表面110上,产生穿过水泥样品100至上表面110的大致纵向的裂缝112,并且产生穿过水泥样品100至上表面110的大致横向的裂缝114和大致横向的裂缝116。由于来自放热反应成分的放热反应的压力脉冲和热量不是空间导向或定向的,所以图1A和1B所示的裂缝被认为是随机的或无序的。在另一个实验中,在各侧的340atm(5,000psi)压缩(也称为双轴限制应力)下,在20.32(cm)(8in)×20.32cm(8in)×20.32cm(8in)的水泥样品上进行非空间定向的化学脉冲压裂。得到的压裂结果与图1A和1B所示的结果相似。
现在参考图2A。提供了照片图,示出了在非空间定向的化学脉冲压裂作用之前的水泥样品。水泥样品200是20.32(cm)(8in)×20.32cm(8in)×20.32cm(8in)的立方体或块体,并在立方体的几何中心钻出穿过立方体整个高度H的直径为3.81cm(1.5in)的竖直裸眼202。水泥样品200的物理性质基本上与如图1A和1B中所述的水泥样品100的物理性质相同。对水泥样品200的每一侧施加272atm(4,000psi)压缩。放热反应成分包含3M亚硝酸钠和3M氯化铵。
现在参考图2B和2C,提供了照片图,示出了在非空间定向的化学脉冲压裂的作用之后的水泥样品200。在20.32(cm)(8in)×20.32cm(8in)×20.32cm(8in)的水泥样品200的中心模拟出受限条件测试。将水泥样品200放置在双轴加载框架中,其中,在通过机械紧固底部板和顶部板来控制竖直应力的同时,施加预定应力的两个水平应力。然后,在大气压力和室温下以15立方厘米/分钟(cc/min)的速率将放热反应成分注入到岩石样品中。然后将岩石样品加热2至3小时直到发生反应并产生裂缝。
在75℃(167℉)触发反应。如图3所示,施加的水平应力在两个方向上为272atm(4,000psi)。相对于竖直裸眼202形成四个竖直裂缝204、206、208和210。裂缝几何形状表明:裂缝相对于竖直裸眼井筒是竖直的。裂缝几何形状表明:两组裂缝从竖直裸眼井筒扩展至水泥样品200的端部,这表明由放热反应成分产生的压力大于544大气压(atm)(8,000psi)。由于所施加的应力在两个水平方向上相等,因此每个产生的平面裂缝在一个水平应力的方向上以及垂直于另一个水平应力的方向上扩展。
现在参考图3,提供了曲线图,示出了在产生图2B和2C所示的裂缝的实验中的实验条件以及压力脉冲的作用。在水泥样品200中加热包含3M氯化铵和3M亚硝酸钠的放热反应成分,并且在75℃(167℉)触发放热反应。一旦触发反应,则迅速产生压力、热量和压力脉冲,从而使将图2A和2B所示的水泥样品200压裂。受限测试证实:初始储层压力不会减小脉冲压力以及脉冲压力产生裂缝、裂缝网络和伴生裂缝的能力。
空间定向的化学诱导的压力脉冲
现在参考图4A和4B,提供了照片图,示出了由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的单个的大致竖直和大致纵向的裂缝。水泥样品400是尺寸为25.4(cm)(10in)×25.4cm(10in)×25.4cm(10in)的水泥立方体或块体。射孔压力脉冲空间定向仪器402示出为被嵌入到水泥样品400的块体中心。射孔压力脉冲空间定向仪器402是具有两个孔的射孔仪器,并用于适应和引导放热反应成分的放热反应,仪器402空间定向压力脉冲。在下文参考图7至12进一步描述压力脉冲空间定向仪器,例如射孔压力脉冲空间定向仪器402。
图4A和4B示出:因为射孔压力脉冲空间定向仪器402用于引导由放热反应成分的放热反应产生的压力脉冲,所以在水泥样品400的上表面406中仅可见一个大致纵向的裂缝404。可以看出,在水泥样品400的上表面406中不存在与大致纵向的裂缝404垂直地发展的横向裂缝。类似地,在侧面408中仅可见一个大致竖直的裂缝410。不存在与大致竖直的裂缝410垂直地发展的水平裂缝。示出了使用射孔压力脉冲空间定向仪器402使水泥样品400破裂成大致整齐的对开部412和414。
图4A和4B表示具有不同视角的相同实验和相同水泥样品400。图4B示出了在水泥样品400中使用的仪器(在图7中示出)。在图4A和4B的实验中,没有施加至水泥样品400的外部应力或压缩。在图5中,水泥样品500被置于双轴系统中并被施加应力。原则上使用与图4和图5中的压力脉冲定向仪器的大致类似的压力脉冲定向仪器。
水泥类型和物理性质如参考图1A和1B在上文中的描述。射孔压力脉冲空间定向仪器402定位在水泥样品400的几何中心。射孔压力脉冲空间定向仪器402的高度为12.7cm(5in),直径为4.572cm(1.8in)。仪器402具有两个相对设置的射孔,在图4B中示出了位于仪器402的壁中的其中一个射孔(射孔403)。可以看出,包括射孔403在内的射孔与大致纵向的裂缝404对齐。溶液浓度为3摩尔亚硝酸钠和3摩尔氯化铵,pH值为6.5。通过将水泥样品400加热至约93.3℃(约200℉)来触发反应。
现在参考图5,提供了照片图,示出了当水泥块在340atm(5,000psi)压缩下时,由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的单个的大致竖直和大致纵向的裂缝。使用射孔压力脉冲空间定向仪器502(放置在水泥样品500的几何中心)压裂水泥样品500,这在图8中以照片示出并在下文中进一步描述。在上表面506中看到大致纵向的裂缝504,并且在侧面510中看到大致竖直的裂缝508。纵向裂缝504和竖直裂缝508一起形成定向脉冲裂缝,定向脉冲裂缝在穿过水泥样品500的截面中为大致方形。换句话说,在Y、Z平面中形成大致平面的裂缝。
定向脉冲裂缝沿着Y轴和Z轴这两个方向从射孔压力脉冲空间定向仪器502向外延伸,从而形成沿着Y轴和Z轴的大致平面。基本上不存在从射孔压力脉冲空间定向仪器502沿着与由Y轴和Z轴形成的平面垂直的X轴向外发展的裂缝。水泥样品500的物理性质与如图1A和1B中的水泥样品100的物理性质大致相同。溶液浓度为3摩尔亚硝酸钠和3摩尔氯化铵,pH值为6.5。通过将水泥样品400加热至约93.3℃(约200℉)来触发反应。
图6A和6B是照片图,示出了利用定向凹部由空间定向的化学诱导的压力脉冲产生的纵向和竖直裂缝。使用注入仪器602压裂水泥样品600,以将放热反应成分置于水泥样品600中的腔室604中。在水泥样品600的腔室604的侧壁611和613上钻出定向凹部606、607、608和609。在水泥样品600的浇铸期间,在实验之前形成定向凹部606、607、608和609。该实验例证了使用定向凹部在实际裸眼油井中产生定向裂缝。在不使用任何压力脉冲空间定向仪器的情况下,将放热反应成分置于腔室604中;然而,在其他实施例中,可以在使用定向凹部之前或之后结合使用压力脉冲空间定向仪器。
如图6B所示,在水泥样品600的侧面612中形成大致竖直的裂缝610,并且在水泥样品600的上表面616中形成大致纵向的裂缝614。大致竖直的裂缝610和大致纵向的裂缝614一起形成定向脉冲裂缝,定向脉冲裂缝在穿过水泥样品600的横截面中为大致方形。
定向脉冲裂缝沿着Y轴和Z轴这两个方向从凹部定向且空间定向的压力脉冲向外延伸,以形成沿着Y轴和Z轴的大致平面,该压力脉冲从腔室604向外前进。基本上不存在沿着与由Y轴和Z轴形成的平面垂直的X轴从凹部定向且空间定向的压力脉冲向外发展的裂缝。水泥样品600的物理性质与如图1A和1B中的水泥样品100的物理性质大致相同。溶液浓度为3摩尔亚硝酸钠和3摩尔氯化铵,pH值为6.5。通过将水泥样品400加热至约93.3℃(约200℉)来触发反应。
压力脉冲空间定向仪器
图7是用于空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的一个实施例的示意图。射孔压力脉冲空间定向仪器700包括下加强塞702、上加强塞704和注入主体706。在所示的实施例中,下加强塞702和上加强塞704通过螺纹707扭转或旋接到注入主体706上。加强塞702、704和注入主体706被设计为在注入主体706中通过放热反应成分的放热反应产生高达约2,041atm(30,000psi)的内部压力脉冲的情况下保持为单个单元。以这种方式,由放热反应产生的压力脉冲和任何热量将被迫通过定位在注入主体706上的一个或多个射孔708。
上加强塞704包括分别具有化学品注入导管714和716的开口710和712。当上加强塞704被附接到注入主体706时,可以将组成放热反应成分的化学品经由化学品注入导管714和716添加至注入主体。在所示的实施例中,射孔压力脉冲空间定向仪器700大致上由钢制成;然而,在其它实施例中,可以使用能够承受高达约2,041atm(30,000psi)压力的其它材料。
另外,射孔压力脉冲空间定向仪器700为大致圆筒形并且横截面为大致圆形。在其他实施例中,射孔压力脉冲空间定向仪器可以为其他形状,例如大致矩形棱柱并且横截面为大致方形。在其他实施例中,加强塞可以被焊接至注入主体或与注入主体成型为一体,而不是旋接、扭转或螺接以附接到注入主体。在其他实施例中,在空间定向仪器上可以以任意合适构造来布置更多或更少的射孔,以在期望的预定平面或构造中原位产生裂缝。
图8是用于空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的一个实施例的示意图。射孔压力脉冲空间定向仪器800包括注入主体802、射孔804和注入入口806。第二射孔(未示出)布置在注入主体802上,并与射孔804相对且平行。在图5的实施例中的实验中使用射孔压力脉冲空间定向仪器800。注入入口806被双轴压缩系统的组件(未示出)覆盖。注入主体802被设计为在注入主体802中通过放热反应成分的放热反应产生高达约2,041atm(30,000psi)的内部压力脉冲的情况下保持为单个单元。以这种方式,由放热反应产生的压力脉冲和任何热量将被迫通过定位在注入主体802上的射孔804。
原则上,图8和9中的仪器是类似的;然而,可以在裸眼测试、双轴压缩系统测试、裸眼作业和套管井作业中使用不同的仪器构造。在图5的实施例中的实验中使用射孔压力脉冲空间定向仪器800,在使用双轴压缩机附件(未示出)的实验期间关闭注入入口806。在其他实施例中,可以在注入主体上布置更多或更少的射孔。例如,在大致圆筒形的注入主体上,如果期望以大致垂直相交的竖直平面的形式进行压裂,则可以在大致圆筒形的注入主体周围以相对彼此的90°定向来布置四个射孔。可以沿着注入长度布置不只一组的四个射孔,其中,这些射孔对齐以形成与大致垂直相交的平面对齐的裂缝。
可以将组成放热反应成分的化学品通过注入入口806添加至注入主体802。在所示的实施例中,射孔压力脉冲空间定向仪器800基本上由钢制成;然而,在其它实施例中,可以使用能够承受高达约2,041atm(30,000psi)压力的其它材料。另外,射孔压力脉冲空间定向仪器800为大致圆筒形并且横截面为大致圆形。在其他实施例中,射孔压力脉冲空间定向仪器可以为其他形状,例如大致矩形棱柱并且横截面为大致方形等。在其他实施例中,加强塞可以被焊接至注入主体或与注入主体成型为一体,而不是拧紧或扭转以附接至注入主体。
图9是用于在含烃地层中的裸眼(不具有套管)井筒中空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的示意图。裸眼压力脉冲空间定向仪器900包括仪器主体902、仪器头904和扶正器906,扶正器906可操作地将仪器主体902和仪器头904联接起来。在所示的实施例中,仪器主体902和仪器头904的直径D相同,并且D为约5.08cm(约2in)。在其他实施例中,仪器头和仪器主体的直径可以不同。在一些实施例中,仪器头和仪器主体的直径为约10.16cm(4in)。在其他实施例中,仪器头和仪器主体中的任一者或两者的直径尺寸定为被收容到井筒中,仪器将布置到井筒中以产生裂缝。
仪器主体902包括闩锁908,闩锁908允许将仪器主体牢固地放置到井筒中,并包括旋转组件910。如图9中的旋转箭头所示,旋转组件910允许仪器头904相对于仪器主体902旋转360°。扶正器906可操作地联接至旋转组件910,并且扶正器906使裸眼压力脉冲空间定向仪器900在井筒内居中。闩锁908确保仪器主体902“锁卡”或布置在井筒中的期望的特定位置,并且闩锁908确保仪器主体902不会滑动。也可以将仪器主体902插入到钢制套管中,并且仪器主体902和套管都具有光滑的表面,但是当使用闩锁908时,仪器主体902将滑入套管中并且闩锁908将被锁定到套管中的凹槽中。
在一些实施例中,旋转组件910是自动的,并受到地表的无线和无线装置中的任一者或两者的控制。以这种方式,操作者可以旋转仪器头904以引导压力脉冲。扶正器906的一个功能在于确保仪器主体902位于井筒的几何中心,使得仪器主体902与地层对齐,以更好地控制压力脉冲的空间定向。
仪器头904包括加强塞912、加强塞914、具有单向阀918的化学品注入导管916、具有单向阀922的化学品注入导管920以及具有破裂膜926的预开槽的衬套924。化学品注入导管916和920允许以单个步骤或多个步骤将放热反应成分注入到仪器头904中。在放热反应成分的放热反应开始之前,将放热反应成分放置在预开槽的衬套924中。
当触发放热反应时,破裂膜926破裂或破损,从而允许由放热反应产生的压力脉冲和热量经由预开槽的衬套924向外行进。如之前谈论地那样,由放热反应成分产生高压脉冲,因此,加强塞912和914被设计成在高达约2041atm(30,000psi)的压力下与仪器头904保持一体。加强塞912和914与图7所示的加强塞702和704类似。破裂膜(例如破裂膜926)的一个实例是破裂盘。根据井筒和储层参数设计破裂膜的尺寸、位置、定向、数量、材料和压力额定值,并且通过理解这些参数,破裂膜将适合于空间定向压力脉冲。
在触发之前,图9的实施例中的放热反应成分的化学成分被单独注入到仪器头904中。单向阀918和922防止背压回流到井筒中的连续油管中,这将导致反冲。在裸眼井筒中,裸眼压力脉冲空间定向仪器900允许所产生的压力脉冲穿透含烃地层并使能量沿期望的方向定向。仪器头904可以围绕旋转组件910沿任何方向旋转360°。虽然图7至图9的压力脉冲空间定向仪器不同并且表现出不同水平的机械细节,但原则上这些压力脉冲空间定向仪器都以基本相同的方式引导压力脉冲。
图10是来自图9的仪器头904的放大示意图。如图所示,狭槽928的形状为大致矩形,并围绕仪器头904的外边缘以距离D1间隔开。在其他实施例中,用于引导由放热反应成分产生的压力脉冲的狭槽可以是任意其他形状,例如图7中所示的大致圆形的射孔708,并且可以设想围绕仪器头904的任意合适的数量和任意形状的射孔的布置。
例如,在大致圆筒形的仪器头(例如仪器头904)上,如果期望以大致垂直相交的竖直平面的形式进行压裂,则可以在大致圆筒形的仪器头周围以彼此90°定向来布置四个射孔。可以沿着仪器头的长度布置沿着仪器头的不只一组的四个射孔,其中,这些射孔对齐为形成与大致垂直相交的竖直平面对齐的裂缝。
现在参考图11,提供了用于空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的示意图,示出了可选的破裂膜和旋转定向端口。衬套1100和衬套1102提供关于图9的预开槽的衬套924的可选构造。例如,衬套1100包括一系列紧密间隔的大致椭圆形的狭槽1104和大致圆形的狭槽1106。在其他实施例中可以使用更多或更少的大致椭圆形或大致圆形的狭槽。在狭槽1104中固定有大致椭圆形的破裂膜,并且在狭槽1106中固定有大致圆形的破裂膜。
衬套1102包括定位在大致直线上的三个旋转定向端口1108。如图11中的旋转箭头所示,定向端口可以旋转360°的角度。根据压力脉冲和压裂的期望定向,旋转可以是自动的或由使用者手动调节。在其他实施例中,更多或更少的旋转定向端口可以被使用,并以任意合适的构造定位在衬套1102上。合适的构造是获得期望的岩石压裂模式的构造。
现在参考图12,提供了示出了用于在含烃地层中的套管井井筒(具有套管的井筒)中空间定向化学诱导的压力脉冲的仪器的示意图。套管井眼压力脉冲空间定向仪器1200包括扶正器1202、可膨胀封隔器1206、化学品注入导管1208和1210、低压破裂套筒1214和加强塞1216。套管井眼压力脉冲空间定向仪器1200布置在井筒中的套管1204中,并且将放热反应成分通过化学品注入导管1208和1210分别注入到低压破裂套筒1214中。
可膨胀封隔器1206和加强塞1216一体地联接到井筒或彼此联接,或联接至井筒且彼此联接,使得当低压破裂套筒1214破裂时,可膨胀封隔器1206和加强塞1216保持在适当的位置,并且从仪器朝向套管1204沿径向向外引导压力脉冲。在一些实施例中,加强塞1216具有高达约2,041atm(30,000psi)的压力额定值,并且当启动压力脉冲时,加强塞1216保持在适当位置。
从放热反应成分的放热反应释放的压力脉冲和能量将导致低压破裂套筒1214撕裂,并且能量和压力脉冲被释放到套管1204的射孔1212中。虽然套管1204中的射孔1212为大致圆形,但是在其他实施例中射孔可以为任意其他合适的形状,并且以任意其他合适的构造布置。合适的形状和构造允许定向地引导压力脉冲,以在地层中实现期望的压裂模式。
现在参考图13,提供了图6A的裸眼腔室的示意图,其中,提供了对导向凹部的测量。在水泥样品600的腔室604的侧壁611和613上制成定向凹部606、607、608和609。在水泥样品600的浇铸期间,在实验之前形成定向凹部606、607、608和609。该实验例证了使用定向凹部在实际裸眼油井中产生定向裂缝。在不使用任何压力脉冲空间定向仪器的情况下,将放热反应成分置于腔室604中;然而,在其他实施例中,可以在使用定向凹部之前或之后结合使用压力脉冲空间定向仪器。例如,在执行压力脉冲之前,压力脉冲空间定向仪器上的射孔可以与定向凹部大致对齐。
在图13中,示出了图6,直径D1为7.62cm(3in),距离D2为2.54cm(1in),距离D3是12.7cm(5in),距离D4是2.54cm(1in),距离D5是2.54cm(1in),距离D6为1.27cm(0.5in),距离D7为5.08cm(2in)。在其它实施例中,可以在使用或不使用压力脉冲空间定向仪器的情况下来使用任意其它合适的数量、尺寸、构造、方向或类型的定向凹部。
现在参考图14,提供了示出了多个裂缝的示意图,这些裂缝形成了从水平钻探的井筒沿径向向外延伸的裂缝网络。裂缝1400形成裂缝网络1402。示出了竖直井筒1406和水平井筒1404。竖直空间定向的裂缝,例如竖直空间定向的裂缝1408和1410示出为与竖直井筒1406大致平行并且大致垂直于水平井筒1404。可以使用前面讨论的本发明的空间定向仪器的实施例在套管井筒或裸眼井筒中产生这种空间定向的裂缝。可以根据储层和井筒的条件和特征来选择裂缝和裂缝网络相对于井筒的其他空间定向。例如,大致水平的空间定向的裂缝可以从竖直井筒1406沿径向向外延伸并与裂缝网络1402连接。
虽然已经详细描述了本发明,但应理解的是,在不脱离本发明的原理和范围的情况下,可以进行各种修改、替换和改变。因此,本发明的范围应由下述权利要求及其合适的法律等同内容限定。
除非上下文另有明确说明,否则单数形式“一个”、“一”和“该”包括复数对象。
可选择的或可选择地指的是:随后描述的事件或情况可能发生或可能不发生。该描述包括事件或环境发生的情况和不发生的情况。
在本文中范围可以被表述为从约一个特定值至约另一个特定值。当表述这种范围和范围内的所有组合时,应理解的是,另一个实施例为从一个特定值至另一个特定值。
如说明书和所附权利要求书中所使用的,词语“包括”、“具有”和“包含”以及它们的所有语法变体均旨在具有不排除其它要素或步骤的开放、非限制性的意思。
如说明书和所附权利要求书中所使用的那样,例如“第一”和“第二”等术语被任意分配,并仅意图区分设备的两个以上部件。应该理解的是,词语“第一”和“第二”没有其他作用,并且不是部件的名字或描述的一部分,而且他们也不一定限定部件的相对位置或方位。此外,应该理解的是,仅使用术语“第一”和“第二”不需要存在任意“第三”部件,尽管在本发明的范围内应考虑这种可能性。
Claims (21)
1.一种用于将含烃地层中的地下压力脉冲空间定向的设备,所述设备包括:
具有固定形状的注入主体,所述注入主体包括套管和布置在所述套管中的低压破裂套筒,在触发放热反应成分的放热反应之前,所述放热反应成分由所述低压破裂套筒保持,以及所述低压破裂套筒可由所述低压破裂套筒中的所述放热反应成分产生的所述压力脉冲和能量撕裂;
化学品注入端口,所述化学品注入端口能操作用于将所述放热反应成分的各组分供给到所述注入主体;以及
加强塞,所述加强塞能操作用于将由所述注入主体中的所述放热反应成分产生的压力脉冲引导至射孔,以产生空间定向的裂缝,所述空间定向的裂缝的空间定向是预定的,其中所述设备还包括扶正器以在执行压力脉冲之前将所述设备及所述射孔与所述地层及所述地层中的定向凹部对齐。
2.根据权利要求1所述的设备,其中,所述注入主体还包括具有所述射孔的衬套,所述射孔为狭槽。
3.根据权利要求2所述的设备,其中,所述狭槽还包括破裂膜,并且所述破裂膜能操作用于在所述放热反应成分的触发时破裂。
4.根据权利要求1所述的设备,其中,所述注入主体还包括旋转定向端口,所述旋转定向端口能被调节360°的旋转角度,以引导压力脉冲。
5.根据权利要求1所述的设备,其中,所述加强塞包括第一加强塞和第二加强塞,所述第一加强塞和所述第二加强塞能操作用于将由所述注入主体中的所述放热反应成分产生的压力脉冲引导至所述射孔。
6.根据权利要求5所述的设备,其中,所述第一加强塞和第二加强塞能螺纹地附接至所述注入主体并且能从所述注入主体拆除。
7.根据权利要求1所述的设备,其中,所述化学品注入端口还包括至少两个化学品注入导管,所述化学品注入导管能操作用于仅允许单向流入到所述注入主体中。
8.根据权利要求1所述的设备,其中,所述注入主体包括能操作用于引导压力脉冲的多于一个射孔。
9.一种用于增大含烃地层中的储层改造体积的方法,所述方法包括以下步骤:
在所述含烃地层中钻出至少一个定向凹部以定向主要裂缝;
在所述钻出步骤之后,在地层中布置射孔压力脉冲空间定向仪器并且将所述射孔压力脉冲空间定向仪器上的射孔与所述至少一个定向凹部对齐,以沿预定方向引导压力脉冲,包括朝向所述至少一个定向凹部引导压力脉冲;
在所述射孔压力脉冲空间定向仪器中布置放热反应成分;
触发所述放热反应成分以导致产生所述压力脉冲的放热反应;以及
产生所述压力脉冲,使得所述压力脉冲能操作用于产生预定方向上的裂缝,所述压力脉冲在短于5秒的时间内形成所述预定方向上的裂缝。
10.根据权利要求9所述的方法,其中,所述放热反应成分包括水溶液中的含铵化合物和含亚硝酸盐化合物。
11.根据权利要求10所述的方法,其中,所述含铵化合物包括NH4Cl,并且所述含亚硝酸盐化合物包括NaNO2。
12.根据权利要求9所述的方法,其中,所述触发步骤还包括选自如下组的步骤,所述组包括:将所述放热反应成分加热至所述含烃地层的温度;对所述放热反应成分施加微波辐射;以及减小所述放热反应成分的pH值。
13.根据权利要求9所述的方法,其中,所述压力脉冲产生500psi与50,000psi之间的压力。
14.根据权利要求9所述的方法,其中,所述压力脉冲在短于10秒的时间内形成伴生裂缝。
15.根据权利要求9所述的方法,其中,产生所述压力脉冲的步骤还包括形成平面的裂缝的步骤。
16.根据权利要求9所述的方法,还包括使膜破裂的步骤。
17.根据权利要求9所述的方法,其中,从地表远程控制在所述地层中布置射孔压力脉冲空间定向仪器的步骤。
18.根据权利要求9所述的方法,其中,所述裂缝为平面的。
19.根据权利要求9所述的方法,还包括如下步骤:在所述地层中旋转所述射孔压力脉冲空间定向仪器,以引导所述裂缝的空间定向。
20.根据权利要求9所述的方法,其中,产生所述压力脉冲的步骤不产生与所述主要裂缝垂直的向外发展的裂缝。
21.根据权利要求9所述的方法,其中,在所述含烃地层中钻出至少一个定向凹部以定向主要裂缝的步骤包括钻出至少两个定向凹部。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562251611P | 2015-11-05 | 2015-11-05 | |
US62/251,611 | 2015-11-05 | ||
PCT/US2016/060267 WO2017079396A1 (en) | 2015-11-05 | 2016-11-03 | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN108350728A CN108350728A (zh) | 2018-07-31 |
CN108350728B true CN108350728B (zh) | 2021-02-19 |
Family
ID=57392041
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201680064956.5A Expired - Fee Related CN108350728B (zh) | 2015-11-05 | 2016-11-03 | 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10989029B2 (zh) |
EP (1) | EP3371411B1 (zh) |
CN (1) | CN108350728B (zh) |
CA (1) | CA3002240A1 (zh) |
WO (1) | WO2017079396A1 (zh) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
WO2017079396A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
US10087736B1 (en) * | 2017-10-30 | 2018-10-02 | Saudi Arabian Oil Company | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants |
US10669798B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-06-02 | Saudi Arabian Oil Company | Method to mitigate a stuck pipe during drilling operations |
US10794164B2 (en) | 2018-09-13 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole tool for fracturing a formation containing hydrocarbons |
US11090765B2 (en) | 2018-09-25 | 2021-08-17 | Saudi Arabian Oil Company | Laser tool for removing scaling |
US11142956B2 (en) | 2018-10-29 | 2021-10-12 | Saudi Arabian Oil Company | Laser tool configured for downhole movement |
CN109655327B (zh) * | 2018-12-21 | 2021-03-19 | 河南理工大学 | 一种用于断续双裂隙类岩体试件的装置 |
US11215043B2 (en) | 2019-05-07 | 2022-01-04 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for recovering petroleum by reducing geological formation break-down pressures |
US11255172B2 (en) | 2019-06-12 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Hybrid photonic-pulsed fracturing tool and related methods |
CN110849221B (zh) * | 2019-12-06 | 2022-03-08 | 何满潮 | 多裂面瞬时胀裂器 |
US11268017B2 (en) | 2020-03-12 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation treatment diversion using thermochemicals |
US11603728B1 (en) * | 2021-11-18 | 2023-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Laser and chemical system and methods for well stimulation and scale removal |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102619552A (zh) * | 2012-02-24 | 2012-08-01 | 煤炭科学研究总院沈阳研究院 | 导向槽定向水力压穿增透及消突方法 |
US20130126169A1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation |
US20140069647A1 (en) * | 2012-09-10 | 2014-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cased Hole Chemical Perforator |
US20140357893A1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-12-04 | Altmerge, Llc | Recovery from rock structures and chemical production using high enthalpy colliding and reverberating shock pressure waves |
Family Cites Families (217)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1819055A (en) | 1928-10-23 | 1931-08-18 | Bataafsche Petroleum | Desulphurization of gases and vapors |
US1990969A (en) | 1933-03-16 | 1935-02-12 | Standard Oil Co | Well treatment |
US2094479A (en) | 1936-12-30 | 1937-09-28 | William E Snee | Treatment of wells |
US2288556A (en) | 1939-06-28 | 1942-06-30 | Gulf Research Development Co | Method of and composition for producing permeable packs in wells |
US2466674A (en) | 1946-05-22 | 1949-04-12 | Daniel J Mullady | Method for increasing flow of wells |
US2548463A (en) | 1947-12-13 | 1951-04-10 | Standard Oil Dev Co | Thermal shock drilling bit |
BE496477A (zh) | 1949-08-27 | |||
US2699213A (en) | 1953-07-27 | 1955-01-11 | Dow Chemical Co | Treatment of subsurface formations |
US2885004A (en) | 1955-11-02 | 1959-05-05 | Sinclair Oil & Gas Company | Treatment of wells |
US3025911A (en) | 1958-01-27 | 1962-03-20 | Phillips Petroleum Co | Treatment of oil bearing formations |
US3062286A (en) * | 1959-11-13 | 1962-11-06 | Gulf Research Development Co | Selective fracturing process |
US3354954A (en) | 1965-12-20 | 1967-11-28 | Pan American Petroleum Corp | Steam injection process for recovery of petroleum |
US3385360A (en) | 1966-02-01 | 1968-05-28 | Phillips Petroleum Co | Steam flood process for producing oil |
US3405761A (en) | 1967-05-12 | 1968-10-15 | Phillips Petroleum Co | Steam flooding oil-bearing limestone strata |
US3545915A (en) | 1967-07-14 | 1970-12-08 | Calgon C0Rp | Method of removing carbon monoxide from gases |
US3476183A (en) | 1967-12-14 | 1969-11-04 | Texaco Inc | Recovery of oils by steam injection |
US3483923A (en) | 1968-03-29 | 1969-12-16 | Shell Oil Co | Oil recovery using combination oilwetting and acidizing treatments |
US3543856A (en) | 1969-08-19 | 1970-12-01 | Halliburton Co | Method of acidizing wells |
US3568772A (en) | 1969-09-25 | 1971-03-09 | Marathon Oil Co | Well stimulation with micellar dispersions |
US3712380A (en) | 1970-11-30 | 1973-01-23 | P Caffey | Method for reworking and cleaning wells |
US3707192A (en) | 1970-12-28 | 1972-12-26 | Gulf Research Development Co | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells |
US3760881A (en) | 1971-05-24 | 1973-09-25 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells with fluids containing complexes |
US3719228A (en) | 1971-06-11 | 1973-03-06 | Byron Jackson Inc | Method of selectively stimulating oil wells, compositions therefor, and methods of making such compositions |
US3828854A (en) | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
US4210628A (en) | 1973-07-12 | 1980-07-01 | Takeda Chemical Industries, Ltd. | Removal of nitrogen oxides |
US3864451A (en) | 1973-08-16 | 1975-02-04 | Environics Inc | Method for Removing Nitric Oxide from Combustion Gases |
US4056146A (en) | 1976-07-06 | 1977-11-01 | Halliburton Company | Method for dissolving clay |
US4085799A (en) | 1976-11-18 | 1978-04-25 | Texaco Inc. | Oil recovery process by in situ emulsification |
US4119150A (en) | 1977-01-24 | 1978-10-10 | Mark Stayton Froelich | Method for treating well bores and apparatus therefor |
US4178993A (en) | 1977-06-20 | 1979-12-18 | Shell Oil Company | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid |
US4136739A (en) | 1977-08-19 | 1979-01-30 | Exxon Production Research Company | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation |
US4158042A (en) | 1977-10-07 | 1979-06-12 | Alcan Research And Development Limited | Recovery of alumina from siliceous minerals |
US4219083A (en) | 1979-04-06 | 1980-08-26 | Shell Oil Company | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations |
US4232740A (en) | 1979-05-23 | 1980-11-11 | Texaco Development Corp. | High temperature stable sand control method |
US4232741A (en) | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
US4291765A (en) | 1979-08-02 | 1981-09-29 | Mitchell Energy Corporation | Water flooding process using multiple fluids |
US4410041A (en) | 1980-03-05 | 1983-10-18 | Shell Oil Company | Process for gas-lifting liquid from a well by injecting liquid into the well |
US4345650A (en) | 1980-04-11 | 1982-08-24 | Wesley Richard H | Process and apparatus for electrohydraulic recovery of crude oil |
US4330037A (en) | 1980-12-12 | 1982-05-18 | Shell Oil Company | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir |
US4391337A (en) | 1981-03-27 | 1983-07-05 | Ford Franklin C | High-velocity jet and propellant fracture device for gas and oil well production |
US4399868A (en) | 1981-09-30 | 1983-08-23 | Shell Oil Company | Unplugging brine-submerged perforations |
US4414118A (en) | 1981-10-30 | 1983-11-08 | Halliburton Company | Method and compositions for dissolving silicates in subterranean formation |
US4485007A (en) | 1982-06-15 | 1984-11-27 | Environmental Research And Technology Inc. | Process for purifying hydrocarbonaceous oils |
US4454918A (en) | 1982-08-19 | 1984-06-19 | Shell Oil Company | Thermally stimulating mechanically-lifted well production |
US4475595A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Method of inhibiting silica dissolution during injection of steam into a reservoir |
US4491180A (en) | 1983-02-02 | 1985-01-01 | Texaco Inc. | Tapered steam injection process |
US4518040A (en) | 1983-06-29 | 1985-05-21 | Halliburton Company | Method of fracturing a subterranean formation |
US4482016A (en) | 1983-11-17 | 1984-11-13 | Shell Oil Company | Acidizing with chemically heated weak acid |
US4572297A (en) | 1984-07-06 | 1986-02-25 | Texaco Inc. | Method of formation permeability treatment with alkali metal hydroxide |
US4615391A (en) | 1984-08-13 | 1986-10-07 | Tenneco Oil Company | In-situ combustion in hydrocarbon-bearing formations |
US4865826A (en) | 1986-01-10 | 1989-09-12 | Imperial Chemical Industries Plc | Desulphurization |
US4683951A (en) | 1986-05-15 | 1987-08-04 | Atlantic Richfield Company | Chemical flooding and controlled pressure pulse fracturing process for enhanced hydrocarbon recovery from subterranean formations |
US4703803A (en) | 1986-06-24 | 1987-11-03 | Cities Service Oil & Gas Corporation | Composition and method for slowly dissolving siliceous material |
BR8702856A (pt) | 1987-06-05 | 1988-12-20 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo continuo de fraturamento hidraulico com espuma |
US4832123A (en) | 1988-02-01 | 1989-05-23 | Mobil Oil Corp. | Removing fracture fluid via chemical blowing agents |
US4842073A (en) | 1988-03-14 | 1989-06-27 | Halliburton Services | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
RU2100583C1 (ru) | 1988-09-12 | 1997-12-27 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки (ВНИПИвзрывгеофизика) | Состав для термогазохимической обработки скважин |
US4898750A (en) | 1988-12-05 | 1990-02-06 | Texaco Inc. | Processes for forming and using particles coated with a resin which is resistant to high temperature and high pH aqueous environments |
US4919209A (en) | 1989-01-17 | 1990-04-24 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treating subterranean formations |
SU1677260A1 (ru) | 1989-06-12 | 1991-09-15 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав дл изол ции водопритоков в скважину |
CA2009782A1 (en) | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
US4974675A (en) * | 1990-03-08 | 1990-12-04 | Halliburton Company | Method of fracturing horizontal wells |
US5087350A (en) | 1990-05-08 | 1992-02-11 | Laboratorios Paris, C.A. | Process for recovering metals and for removing sulfur from materials containing them by means of an oxidative extraction |
BR9004200A (pt) | 1990-08-24 | 1992-03-03 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de desparafinacao de formacoes produtoras |
US5358565A (en) | 1990-12-03 | 1994-10-25 | Mobil Oil Corporation | Steam injection profile control agent and process |
US5099923A (en) | 1991-02-25 | 1992-03-31 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing method for oil and gas well treatment |
US5152906A (en) | 1991-02-25 | 1992-10-06 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing composition for oil and gas well treatment |
US5197544A (en) | 1991-02-28 | 1993-03-30 | Halliburton Company | Method for clay stabilization with quaternary amines |
DE4122452C2 (de) | 1991-07-06 | 1993-10-28 | Schott Glaswerke | Verfahren und Vorrichtung zum Zünden von CVD-Plasmen |
US5209295A (en) | 1991-12-02 | 1993-05-11 | Intevep, S.A. | In-situ reduction of oil viscosity during steam injection process in EOR |
US5346778A (en) | 1992-08-13 | 1994-09-13 | Energy Partners, Inc. | Electrochemical load management system for transportation applications |
US5375660A (en) | 1992-10-07 | 1994-12-27 | Chevron Research And Technology Company | Method to increase the flow capacity of a geologic formation |
US5360066A (en) * | 1992-12-16 | 1994-11-01 | Halliburton Company | Method for controlling sand production of formations and for optimizing hydraulic fracturing through perforation orientation |
BR9301171A (pt) | 1993-03-15 | 1994-10-18 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo termo-químico de desparafinação de dutos condutores de hidrocarbonetos |
US5335724A (en) * | 1993-07-28 | 1994-08-09 | Halliburton Company | Directionally oriented slotting method |
DE69415937T2 (de) | 1993-11-18 | 1999-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Okla. | Verminderung der Aluminiumprezipitation beim Ansäuren von unterirdischen Formationen |
US5411094A (en) | 1993-11-22 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Imbibition process using a horizontal well for oil production from low permeability reservoirs |
US5411093A (en) | 1993-12-10 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Method of enhancing stimulation load fluid recovery |
GB2288197B (en) | 1994-04-07 | 1997-07-09 | Phoenix Petroleum Services | Blanking tools for use in oil well by-pass systems |
US5564499A (en) * | 1995-04-07 | 1996-10-15 | Willis; Roger B. | Method and device for slotting well casing and scoring surrounding rock to facilitate hydraulic fractures |
DE19543534C1 (de) * | 1995-11-22 | 1997-02-20 | Zueblin Ag | Verfahren zur Bodenlockerung mittels Knallgas |
RU2126084C1 (ru) | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
BR9705076A (pt) | 1997-10-17 | 2000-05-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para o controle termo-hidráulico de hidrato de gás |
US6135205A (en) * | 1998-04-30 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating |
AU750116B2 (en) | 1998-07-01 | 2002-07-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and tool for fracturing an underground formation |
US6277271B1 (en) | 1998-07-15 | 2001-08-21 | Uop Llc | Process for the desulfurization of a hydrocarbonaceoous oil |
US5958224A (en) | 1998-08-14 | 1999-09-28 | Exxon Research And Engineering Co | Process for deep desulfurization using combined hydrotreating-oxidation |
US6192985B1 (en) | 1998-12-19 | 2001-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up |
JP2001019984A (ja) | 1999-07-07 | 2001-01-23 | Tokyo Gas Co Ltd | 燃料ガス中付臭剤除去用活性炭素繊維吸着剤 |
AUPQ223499A0 (en) | 1999-08-16 | 1999-09-09 | Ceramic Fuel Cells Limited | Fuel cell system |
JP3915334B2 (ja) | 1999-08-30 | 2007-05-16 | 株式会社豊田自動織機 | 燃料電池用水素供給システム、燃料リサイクル方法、液体運搬用移動体、給油設備及び燃料リサイクルシステム |
WO2001047802A1 (fr) | 1999-12-28 | 2001-07-05 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Dispositif de formation d'hydrogene |
US6444316B1 (en) | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
US7097925B2 (en) | 2000-10-30 | 2006-08-29 | Questair Technologies Inc. | High temperature fuel cell power plant |
US6881325B2 (en) | 2001-02-08 | 2005-04-19 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for transportation fuels |
US6827845B2 (en) | 2001-02-08 | 2004-12-07 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for refinery blending of transportation fuels |
US6500219B1 (en) | 2001-03-19 | 2002-12-31 | Sulphco, Inc. | Continuous process for oxidative desulfurization of fossil fuels with ultrasound and products thereof |
JP4616497B2 (ja) | 2001-04-04 | 2011-01-19 | 大阪瓦斯株式会社 | 脱硫装置及び脱硫方法 |
RU2194852C1 (ru) | 2001-04-23 | 2002-12-20 | Губарь Владимир Алексеевич | Устройство для обработки призабойной зоны пласта скважин |
US20040031388A1 (en) | 2001-06-15 | 2004-02-19 | Hsu Michael S. | Zero/low emission and co-production energy supply station |
US7393423B2 (en) * | 2001-08-08 | 2008-07-01 | Geodynamics, Inc. | Use of aluminum in perforating and stimulating a subterranean formation and other engineering applications |
RU2194156C1 (ru) | 2001-09-06 | 2002-12-10 | Александров Евгений Николаевич | Горючеокислительный состав для термохимической обработки нефтяного пласта |
US6662874B2 (en) | 2001-09-28 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
CN1575374B (zh) * | 2001-10-24 | 2010-10-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 含烃地层中原位转化的地震监测 |
US7256160B2 (en) | 2001-11-13 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids for delayed flow back operations |
GB0207943D0 (en) | 2002-04-05 | 2002-05-15 | Univ Cambridge Tech | Sensors and their production |
US6722434B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well treating fluids |
US7066260B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
EP1403358A1 (en) | 2002-09-27 | 2004-03-31 | ENI S.p.A. | Process and catalysts for deep desulphurization of fuels |
CN100378189C (zh) | 2002-10-28 | 2008-04-02 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
US6986392B2 (en) | 2003-03-25 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same |
US6880646B2 (en) | 2003-04-16 | 2005-04-19 | Gas Technology Institute | Laser wellbore completion apparatus and method |
US7192908B2 (en) | 2003-04-21 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
CN1274051C (zh) | 2003-04-24 | 2006-09-06 | 松下电器产业株式会社 | 氢生成装置及具备该装置的燃料电池系统 |
US7182136B2 (en) | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US7086484B2 (en) | 2003-06-09 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of thermal properties of a formation |
JP4594602B2 (ja) | 2003-06-24 | 2010-12-08 | 三井造船株式会社 | 液状石油製品の酸化脱硫方法 |
US7059414B2 (en) | 2003-07-22 | 2006-06-13 | Bj Services Company | Acidizing stimulation method using a pH buffered acid solution |
US7399328B2 (en) | 2003-10-30 | 2008-07-15 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Hydrogen gas station, fuel cell system, and hydrogen gas rate accounting device |
US20050123810A1 (en) | 2003-12-09 | 2005-06-09 | Chellappa Balan | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
US7326329B2 (en) | 2003-12-15 | 2008-02-05 | Rodolfo Antonio M. Gomez | Commercial production of hydrogen from water |
US7351681B2 (en) | 2004-02-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore servicing fluids comprising thermally activated viscosification compounds and methods of using the same |
US20050215439A1 (en) | 2004-03-29 | 2005-09-29 | Blair Cecil C | Clay stabilization in sub-surface formations |
JP5090738B2 (ja) | 2004-07-13 | 2012-12-05 | トヨタ自動車株式会社 | 燃料補給装置及び燃料補給方法 |
US20060054325A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
US20060144591A1 (en) | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for repair of wells utilizing meltable repair materials and exothermic reactants as heating agents |
JP5036969B2 (ja) | 2005-02-08 | 2012-09-26 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | エネルギーステーション |
US7875402B2 (en) | 2005-02-23 | 2011-01-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming |
US7328746B2 (en) | 2005-03-01 | 2008-02-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method and composition for forming protective precipitate on cement surfaces prior to formation acidizing treatment |
WO2006120257A1 (es) | 2005-05-12 | 2006-11-16 | Blach Servera, Pedro | Método para el tratamiento de las zonas obstruidas de la roca madre de los estratos productivos de hidrocarburos adyacentes a la zona de perforación de pozos de petróleo y gas para aumentar su productividad |
US7655603B2 (en) | 2005-05-13 | 2010-02-02 | Baker Hughes Incorported | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
US7337839B2 (en) | 2005-06-10 | 2008-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
JP4886229B2 (ja) | 2005-07-11 | 2012-02-29 | 株式会社神戸製鋼所 | 水素ステーション |
EP1923451A4 (en) | 2005-08-01 | 2013-03-06 | Japan Energy Corp | METHOD FOR THE DEHUMPING OF HYDROCARBON OIL |
US7461693B2 (en) | 2005-12-20 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids |
US8008067B2 (en) | 2006-02-13 | 2011-08-30 | University Of Maryland, Baltimore County | Microwave trigger metal-enhanced chemiluminescence (MT MEC) and spatial and temporal control of same |
US20070215345A1 (en) | 2006-03-14 | 2007-09-20 | Theodore Lafferty | Method And Apparatus For Hydraulic Fracturing And Monitoring |
US8047724B2 (en) | 2006-03-28 | 2011-11-01 | Jtekt Corporation | Bearing device for wheel |
US7153434B1 (en) | 2006-06-29 | 2006-12-26 | Severn Trent Water Purification, Inc. | Methods for removing contaminants from water and silica from filter media beds |
US8183184B2 (en) | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
US7624743B2 (en) | 2006-09-14 | 2009-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup |
US7779915B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
US7861785B2 (en) * | 2006-09-25 | 2011-01-04 | W. Lynn Frazier | Downhole perforation tool and method of subsurface fracturing |
US8163826B2 (en) | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
WO2008081221A1 (en) | 2006-12-29 | 2008-07-10 | Schlumberger Canada Limited | Stimulated oil production using reactive fluids |
CA2678262C (en) | 2007-02-09 | 2014-03-18 | Hpd, Llc | Process for recovering heavy oil |
RU2347069C2 (ru) | 2007-02-13 | 2009-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ очистки трещины гидроразрыва |
US8695708B2 (en) | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
US7883803B2 (en) | 2007-03-30 | 2011-02-08 | Bloom Energy Corporation | SOFC system producing reduced atmospheric carbon dioxide using a molten carbonated carbon dioxide pump |
US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
US7721804B2 (en) | 2007-07-06 | 2010-05-25 | Carbo Ceramics Inc. | Proppants for gel clean-up |
US7947629B2 (en) | 2007-08-06 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of acidizing sandstone formations |
US7726403B2 (en) * | 2007-10-26 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for ratcheting stimulation tool |
US8142646B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-03-27 | Saudi Arabian Oil Company | Process to produce low sulfur catalytically cracked gasoline without saturation of olefinic compounds |
GB0724191D0 (en) | 2007-12-11 | 2008-01-23 | Cleansorb Ltd | Process fpr treatment of underground formations |
US20090155649A1 (en) | 2007-12-17 | 2009-06-18 | Jingyu Cui | System and process for generating electrical power |
AU2008338511B2 (en) | 2007-12-17 | 2011-11-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Fuel cell-based process for generating electrical power |
JP2009155190A (ja) | 2007-12-28 | 2009-07-16 | Kobelco Kaken:Kk | 水素ステーション |
CA2684817C (en) | 2008-12-12 | 2017-09-12 | Maoz Betzer-Zilevitch | Steam generation process and system for enhanced oil recovery |
EP2110508A1 (en) | 2008-04-16 | 2009-10-21 | Schlumberger Holdings Limited | microwave-based downhole activation method for wellbore consolidation applications |
CN101323780B (zh) | 2008-08-06 | 2010-06-02 | 西安石油大学 | 一种低渗透油田热化学助排剂及其应用 |
US8216344B2 (en) | 2008-09-26 | 2012-07-10 | Praxair Technology, Inc. | Purifying carbon dioxide using activated carbon |
US8464789B2 (en) | 2008-09-26 | 2013-06-18 | Conocophillips Company | Process for enhanced production of heavy oil using microwaves |
US20100218993A1 (en) | 2008-10-08 | 2010-09-02 | Wideman Thomas W | Methods and Apparatus for Mechanical and Thermal Drilling |
AU2008362928B2 (en) | 2008-10-15 | 2014-12-11 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
US8470747B2 (en) | 2008-10-20 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carboxylic acid and oxidizer clean-up compositions and associated methods of use in subterranean applications |
RU2484237C2 (ru) | 2008-10-24 | 2013-06-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта |
US8132628B2 (en) | 2008-11-21 | 2012-03-13 | James Kenneth Sanders | Methods for increasing oil production |
AU2009331923B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-04-28 | Eth Zurich | Rock drilling in great depths by thermal fragmentation using highly exothermic reactions evolving in the environment of a water-based drilling fluid |
US20100263867A1 (en) | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Horton Amy C | Utilizing electromagnetic radiation to activate filtercake breakers downhole |
US10717922B2 (en) | 2009-05-13 | 2020-07-21 | Abdullah Al-Dhafeeri | Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations |
US8365823B2 (en) | 2009-05-20 | 2013-02-05 | Conocophillips Company | In-situ upgrading of heavy crude oil in a production well using radio frequency or microwave radiation and a catalyst |
US8215393B2 (en) | 2009-10-06 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating well bore within a subterranean formation |
US8347965B2 (en) | 2009-11-10 | 2013-01-08 | Sanjel Corporation | Apparatus and method for creating pressure pulses in a wellbore |
US20110220360A1 (en) | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Thomas Lindvig | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix |
CN101839123B (zh) | 2010-03-26 | 2013-07-10 | 李向东 | 一种析蜡型油藏开采方法 |
US9010430B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using shaped compressed pellets in treating a well |
AP2013006781A0 (en) | 2010-08-24 | 2013-03-31 | Tctm Ltd | Method and apparatus for thermally treating an oilreservoir |
US8962536B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-02-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Heat generating system for enhancing oil recovery |
US8684076B2 (en) | 2011-02-22 | 2014-04-01 | Sergey A Kostrov | Method and apparatus for enhancement of fracture fluid clean-up with periodic shock waves |
US9338667B2 (en) | 2011-04-18 | 2016-05-10 | Empire Technology Development Llc | Drilling technology utilizing high temperature and low temperature discharges |
US9228424B2 (en) | 2011-05-31 | 2016-01-05 | Riverbend, S.A. | Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir |
US20130020080A1 (en) * | 2011-07-20 | 2013-01-24 | Stewart Albert E | Method for in situ extraction of hydrocarbon materials |
US9027641B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well using propellant pre-fracturing |
US9260647B2 (en) | 2011-11-14 | 2016-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Metallic particle mediated viscosity reduction of viscoelastic surfactants |
JP5970076B2 (ja) | 2011-11-21 | 2016-08-17 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 石油燃料を使用した水素および電気の複合生産のための方法およびシステム |
US20130126164A1 (en) | 2011-11-22 | 2013-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Releasing activators during wellbore operations |
EP2782972A1 (en) | 2011-11-23 | 2014-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants |
US9334721B2 (en) | 2011-12-23 | 2016-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations |
EP2804923A1 (en) | 2012-01-17 | 2014-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
MX365975B (es) | 2012-04-09 | 2019-06-21 | Mi Llc | Activación del calentamiento de los fluidos de un pozo utilizando nanomateriales de carbono. |
CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
US9453373B2 (en) | 2012-08-09 | 2016-09-27 | James H. Shnell | System and method for drilling in rock using microwaves |
CN102839957B (zh) | 2012-09-06 | 2015-03-25 | 北方斯伦贝谢油田技术(西安)有限公司 | 一种用于超高温高压井的脉冲爆燃压裂装置 |
US20140069644A1 (en) | 2012-09-13 | 2014-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
RU2525386C2 (ru) | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
SK500582012A3 (sk) | 2012-12-17 | 2014-08-05 | Ga Drilling, A. S. | Multimodálne rozrušovanie horniny termickým účinkom a systém na jeho vykonávanie |
US9447672B2 (en) | 2013-02-28 | 2016-09-20 | Orbital Atk, Inc. | Method and apparatus for ballistic tailoring of propellant structures and operation thereof for downhole stimulation |
WO2014165347A1 (en) | 2013-04-01 | 2014-10-09 | Saudi Arabian Oil Company | Filtercake removal using exothermic in-situ nitrogen-producing reactants |
US9217291B2 (en) | 2013-06-10 | 2015-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole deep tunneling tool and method using high power laser beam |
US9657552B2 (en) | 2013-06-27 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ downhole heating for a treatment in a well |
EP3024616B1 (de) | 2013-07-23 | 2019-04-10 | 3D-Micromac AG | Verfahren und vorrichtung zur trennung eines flachen werkstücks in mehrere teilstücke |
DE112013007387T5 (de) | 2013-08-27 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verkapselte Sprengstoffe zum Bohren von Bohrlöchern |
GB2536822B (en) | 2013-10-24 | 2018-04-04 | Visible Ink Television Ltd | Motion tracking system |
US20160230515A1 (en) * | 2013-12-16 | 2016-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for increasing fracture complexity using acoustic energy |
CZ306133B6 (cs) * | 2014-04-09 | 2016-08-17 | Galexum Technologies Ag | Způsob těžby uhlovodíků pomocí plynů, systém a zařízení k provádění tohoto způsobu |
US20170044885A1 (en) | 2014-04-15 | 2017-02-16 | Super-Wave Technologies Private Limited | System and method for fracking of shale rock formation |
CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
WO2015161213A1 (en) | 2014-04-17 | 2015-10-22 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
US20150337638A1 (en) | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Sanjel Canada Ltd. | Hydrocarbon stimulation by energetic chemistry |
US9932803B2 (en) | 2014-12-04 | 2018-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | High power laser-fluid guided beam for open hole oriented fracturing |
CN104625437A (zh) | 2015-01-12 | 2015-05-20 | 李凯 | 一种用于激光钻切异形孔精密加工的扫描机构 |
BE1023141B1 (nl) | 2015-07-08 | 2016-11-29 | Cnh Industrial Belgium Nv | Knopenleggersysteem voor landbouwbalenpers |
WO2017079396A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
WO2017079386A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Triggering an exothermic reaction for reservoirs using microwaves |
-
2016
- 2016-11-03 WO PCT/US2016/060267 patent/WO2017079396A1/en active Application Filing
- 2016-11-03 US US15/342,317 patent/US10989029B2/en active Active
- 2016-11-03 CN CN201680064956.5A patent/CN108350728B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2016-11-03 EP EP16801078.3A patent/EP3371411B1/en active Active
- 2016-11-03 CA CA3002240A patent/CA3002240A1/en not_active Abandoned
-
2020
- 2020-11-19 US US16/952,760 patent/US11414972B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20130126169A1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation |
CN102619552A (zh) * | 2012-02-24 | 2012-08-01 | 煤炭科学研究总院沈阳研究院 | 导向槽定向水力压穿增透及消突方法 |
US20140069647A1 (en) * | 2012-09-10 | 2014-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cased Hole Chemical Perforator |
US20140357893A1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-12-04 | Altmerge, Llc | Recovery from rock structures and chemical production using high enthalpy colliding and reverberating shock pressure waves |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20170130570A1 (en) | 2017-05-11 |
WO2017079396A1 (en) | 2017-05-11 |
EP3371411B1 (en) | 2021-02-17 |
US11414972B2 (en) | 2022-08-16 |
CA3002240A1 (en) | 2017-05-11 |
US10989029B2 (en) | 2021-04-27 |
US20210071512A1 (en) | 2021-03-11 |
CN108350728A (zh) | 2018-07-31 |
EP3371411A1 (en) | 2018-09-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108350728B (zh) | 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 | |
CA2851794C (en) | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations | |
US7909115B2 (en) | Method for perforating utilizing a shaped charge in acidizing operations | |
CA2724164C (en) | Methods of initiating intersecting fractures using explosive and cryogenic means | |
US6962203B2 (en) | One trip completion process | |
US10316637B2 (en) | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants | |
CA3068814C (en) | Fluid injection treatments in subterranean formations stimulated using propellants | |
US20080196896A1 (en) | Methods and apparatus for fiber-based diversion | |
US10053618B2 (en) | Methods of enhancing and generating microfractures in shale formations | |
US20190153845A1 (en) | System and method of delivering stimulation treatment by means of gas generation | |
WO2018032086A1 (en) | Fracture length increasing method | |
US11053786B1 (en) | Methods for enhancing and maintaining effective permeability of induced fractures | |
US10156129B2 (en) | Method to create connectivity between wellbore and formation | |
US11767745B2 (en) | Use of energetic events and fluids to fracture near wellbore regions |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20210219 |