CN103097653A - 使用自主管状单元多区域压裂增产储集层的组件与方法 - Google Patents
使用自主管状单元多区域压裂增产储集层的组件与方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103097653A CN103097653A CN2011800260588A CN201180026058A CN103097653A CN 103097653 A CN103097653 A CN 103097653A CN 2011800260588 A CN2011800260588 A CN 2011800260588A CN 201180026058 A CN201180026058 A CN 201180026058A CN 103097653 A CN103097653 A CN 103097653A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- wellhole
- perforating gun
- assembly
- instrument
- tool assembly
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 146
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 95
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 51
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 30
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 119
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 41
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims description 39
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 35
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 35
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 33
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 29
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 29
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 29
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 20
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 14
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 13
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 7
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 7
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 5
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 3
- 238000004513 sizing Methods 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005474 detonation Methods 0.000 claims 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 claims 4
- 239000007943 implant Substances 0.000 claims 3
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 11
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 208000005189 Embolism Diseases 0.000 description 5
- 208000002193 Pain Diseases 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- -1 cyclic terpene Chemical class 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 4
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000000916 dilatatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 1
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930194542 Keto Natural products 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- PZKRHHZKOQZHIO-UHFFFAOYSA-N [B].[B].[Mg] Chemical compound [B].[B].[Mg] PZKRHHZKOQZHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WZECUPJJEIXUKY-UHFFFAOYSA-N [O-2].[O-2].[O-2].[U+6] Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[U+6] WZECUPJJEIXUKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSOKRZIXBNTTJX-UHFFFAOYSA-N [O].[Ca].[Cu].[Sr].[Bi] Chemical compound [O].[Ca].[Cu].[Sr].[Bi] OSOKRZIXBNTTJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTGZYWWSOPEHMM-UHFFFAOYSA-N [O].[Cu].[Y].[Ba] Chemical compound [O].[Cu].[Y].[Ba] BTGZYWWSOPEHMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002113 barium titanate Inorganic materials 0.000 description 1
- JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N barium titanate Chemical compound [Ba+2].[Ba+2].[O-][Ti]([O-])([O-])[O-] JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052451 lead zirconate titanate Inorganic materials 0.000 description 1
- HFGPZNIAWCZYJU-UHFFFAOYSA-N lead zirconate titanate Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Ti+4].[Zr+4].[Pb+2] HFGPZNIAWCZYJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 229910021332 silicide Inorganic materials 0.000 description 1
- FVBUAEGBCNSCDD-UHFFFAOYSA-N silicide(4-) Chemical compound [Si-4] FVBUAEGBCNSCDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 229910000439 uranium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 229910021521 yttrium barium copper oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
- E21B43/1193—Dropping perforation guns after gun actuation
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Road Repair (AREA)
- Percussive Tools And Related Accessories (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
向下打眼、多区域操作可压裂增产碳氢化合物生产的自主单元和方法。所述自主单元可包括射孔枪组件、桥塞组件或压裂塞组件。所述自主单元按尺寸形成并且经布置,以不同过电缆将其布置在井孔内。所述自主单元可由易碎材料制作,以便一旦接收信号就自毁。所述自毁单元包括位置定位器,其感测沿所述井孔的物体出现,并且作为响应产生深度信号。所述自主单元也包括机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且也用于在关注区域激活可致动工具。
Description
相关申请的交叉参考
本发明要求2010年5月26日提交的标题为“ASSEMBLY ANDMETHOD FOR MULTI-ZONE FRACTURE STIMULATION OF ARESERVOIR USING AUTONOMOUS TUBULAR UNITS”的美国临时专利申请61/348,578的权益,其全部内容包含在此以供参考。本申请也涉及先前于2011年4月11日提交的标题为“ASSEMBLY ANDMETHOD FOR MULTI-ZONE FRACTURE STIMULATION OF ARESERVOIR USING AUTONOMOUS TUBULAR UNITS”的PCT申请(PCT/US2011/031948)。
技术领域
本部分有意引入可能关联本公开的例示性实施例的各方面技术。相信本讨论有助于提供促进更好理解本公开具体方面的框架。因此,应理解,应据此阅读本部分,并且不必要承认现有技术。
背景技术
本发明主要涉及射孔以及处理地层,从而能够从中生产石油和天然气的领域。更特别地,本发明提供一种射孔、隔离和处理一个井段或多个井段,而不需要钢丝绳或其他下入管柱的方法。
在石油和天然气井钻井中,使用在钻柱的下端向下推进的钻头形成井孔。在钻井至预定深度后,将钻柱和钻头拆除,并且以一串套管内衬井孔。因而在一串套管和周围地层之间形成环状区域。
为了以水泥填充或“挤入”该环状区域,通常进行水泥灌浆作业。这用于形成水泥环柱。水泥和套管的组件加强了井孔,并且促进隔离套管后的地层。
通常将几串具有逐渐变小的外部直径的套管放置在井孔中。因而,重复几次甚至多次钻井然后是水泥灌浆逐渐变小的几串套管的进程,直到井已达到总深度。将称为生产套管的最后一串套管水泥灌浆到位。在一些情况下,最后一串套管为衬管,也就是说不回接至井口,而是从前一串套管的下端垂挂的一串套管。
作为完成进程的一部分,在期望水平对生产套管射孔。这意味着,通过套管和围绕套管的水泥环柱射穿横向孔,以允许碳氢化合物流体流入钻孔。其后,通常压裂地层。
水力压裂由以高压和高速度将粘性流体(通常为剪切稀释、非牛顿性凝胶体或乳液)注入地层组成,以便储集层下降并且形成裂缝网络。压裂流体通常与粒状支撑材料,诸如沙子、陶瓷珠或其他粒状材料混合。在液压释放后,支撑材料起保持裂缝敞开的作用。裂缝和注入的支撑材料的组件提高了经处理储集层的流量。
为了进一步使地层增产以及清理向下打眼的近井区域,操作员可能选择“酸化”地层。通过将酸溶液注入井孔下并且通过射孔完成该步骤。当地层包含碳酸盐岩石时,使用酸化处理溶液特别有益。在操作中,钻井公司将浓缩蚁酸或其他酸性组分诸如井孔中,并且将流体引导至选择的关注区域。酸有助于溶解碳酸盐材料,因此打开碳氢化合物流体可通过其流入井孔的多孔通道。另外,酸还有助于溶解可能已侵入地层的钻井泥浆。
应用上述液压压裂和酸化增产是适用于个别目标区域的石油工业作业的常规部分。该目标区域可能代表高达约60米(200英尺)的地层总垂直厚度。当存在将要液压压裂的多个或层置储集层,或者存在非常厚的含碳氢化合物地层(超过约40米)时,就需要更复杂的处理技术已获得对全部目标地层的处理。在这点上,测井公司必须隔离各个区域,以确保不仅射穿每个单独区域,而且还对其充分压裂和处理。这样,操作员一定要做到压裂流体和/或增产剂通过每一组射孔注入,并且将其注入每个关注区域中,以提高在每个期望深度的流量。
隔离用于试采处理的各个区域要求分阶段处理各层段。这继而包括使用所谓的导流法。在石油工业术语中,“导流”意思是使注入的流体从进入一组射孔转向,以便该流体主要仅进入一个选择的关注区域。其中射穿多个关注区域,这要求执行多阶段导流。
为了隔离所选择的关注区域,可在井孔内使用各种导流技术。已知的导流技术包括使用:
-机械装置,诸如桥塞、封隔器、向下打眼阀、滑动套管和挡板/塞组件;
-密封球;
-颗粒,诸如砂子、陶瓷材料、支撑剂、盐、蜡、树脂或其他化合物;
-化学剂体系,诸如稠化流体、凝胶化流体、泡沫或其他化学配方流体;以及
-限流法。
在标题为“Method and Apparatus for Stimulation of MultipleFormation Intervals”的美国专利No.6,394,184中更充分地描述了临时闭塞流体流入流出给定射孔组的这些和其他方法。No.6,394,184专利于2002年提交,并且授予埃克森美孚上游研究公司。在此参考No.6,394,184专利,并将其全部内容包含在此以供参考。
No.6,394,184专利也公开了将井底钻具组件(“BHA”)送入井孔,并且然后在井孔和各个关注区域之间产生流体连通的各种技术。在大多数实施例中,BHA都包括具有相关炸药的各种射孔枪。BHA还包括从井口延伸至钻具组件的钢丝绳,以向射孔枪提供电信号。该电信号允许操作员促使炸药引爆,因此形成射孔。
BHA也包括一组机械致动、可重置轴向位置锁定装置或卡瓦。通过在压力和张力之间循环轴向负荷,经“连续J”机构致动例证性卡瓦。BHA还包括膨胀型封隔器或其他密封机构。在将卡瓦设置在套管中后,通过施加稍微压缩负荷致动封隔器。封隔器可重置,以便可将BHA沿钻孔移动至不同的深度或位置,以便隔离所选择的射孔。
BHA也包括套管接箍定位器。套管接箍定位器允许操作员监控用于适当的引爆炸药的钻具组件的深度或位置。在已引爆炸药后(或者为了与周围关注区域流体连通,以其他方式对套管射孔),BHA移动,所以可将封隔器设置在期望深度。套管接箍定位器允许将BHA移动至相对于新形成的射孔的适当深度,并且然后隔离这些射孔,用于液压压裂和化学处理。
No.6,394,184专利中公开的BHA的各个实施例中的每个实施例都包括这样一种装置,其用于将井底钻具组件部署到井孔中,并且然后在井孔中上下平移该井底钻具组件。这种平移装置包括一串挠性管、传统接头管、钢丝绳、电线、向下打眼拖拉器。在任何情况下,井底钻具组件的目的都是允许操作员沿各个关注区域射穿套管,并且继而隔离各个关注区域,以便可在同一次下钻中将压裂流体注入关注区域。
已知完井工艺要求使用井口设备。图1示出井场100的侧视图,其中正在钻井。井场100正在使用已知的井口设备50将井孔工具(未示出)支撑在井孔10上以及支撑在井孔10内。井孔工具例如可为射孔枪或压裂塞。在图1的例证性布置中,井孔工具悬置于钢丝绳85的末端。
井口设备50首先包括压井器52。压井器52为拉长管状装置,其经构造以接收井孔工具(或者一串井孔工具),并且将其引入井孔10内。总的来说,压井器52的长度必须比射孔枪组件(或其他工具串)的长度更长,以允许在一定压力下将射孔枪组件安全地部署在井孔100内。
压井器52以这样的方式传送工具串,即控制和保持井孔10内的压力。在易于获得的现有设备中,从地面105到压井器52的顶部的高度大约能够为100英尺。取决于总高度要求,也可使用其他压井器悬置系统(适用完井/修井机)。作为替换方式,为了降低总井口高度要求,可作为部分井口设备50和完井作业使用类似于2000年5月2日提交的美国专利No.6,056,055中所述的向下钻孔压井器。
依靠起重机吊杆54将压井器52悬置在井孔10上。通过起重机底脚56将起重机吊杆54支撑在地面105上。起重机底脚56可能为能够在道路上运输部分或全部起重机吊杆54的作业车辆。起重机吊杆54包括用于保持和操纵压井器52进入或离开井口10上的位置的钢丝或钢缆58。起重机吊杆54和起重机底脚56设计用于支撑压井器52的负荷,以及预期用于完井作业的任何负荷要求。
在图1中,已将压井器52在井孔10上放下。在图1中示出例证性井孔10的上部部分。井孔10限定孔体5,其从大地地面105延伸并且进入大地地下110。
井孔10首先通过一串井口套管20形成。井口套管20具有上部末端22,其密封连接下部主压裂阀25。井口套管20也具有下部末端24。通过周围水泥环柱12将井口套管20固定在井孔10中。
井孔10也包括一串生产套管30。也通过周围水泥环柱14将生产套管30固定在井孔10中。生产套管30具有上部末端32,其密封连接上部主压裂阀35。生产套管30也具有下部末端(未示出)。应理解,优选,井孔10的深度延伸到最低区域下一定距离,或者延伸将增产的一定地下间距,从而适应向下打眼工具诸如射孔枪组件的长度。向下打眼工具附接至钢丝绳85的末端。
井口设备50也包括一个或更多防喷器60。如果发生操作故障,通常远程致动防喷器60。压井器52、起重机吊杆54、起重机底脚56、防喷器60(及其关联辅助控制和/或致动组件)为完井领域技术人员已知的标准设备组件。
如图1中所示,在地面105上提供井头70。井头70用于选择性地密封井孔10。在完井期间,井头70包括各种缠绕组件,有时将其称为短管。井头70及其短管用于在安装作业、增产作业和拆卸作业期间进行流量控制和液压隔离。
短管可包括顶部阀72。顶部阀72用于隔离井孔10与压井器52或井头上的其他组件。短管也包括上述下部主压裂阀25和上部主压裂阀35。这些下部25和上部35主压裂阀提供阀门系统,其用于隔离其各自位置上和下的井孔压力。取决于现场特定实际和增产工作设计,可能不需要或不使用这些隔离类型阀其中之一。
井头70及其短管可包括侧面出口注入阀74,侧面出口注入阀74提供将增产流体注入井孔10内的位置。使用适当的软管、接头配件和/或接箍将来自井口泵的管道系统(未示出)和用于注入增产流体的罐(未示出)附接至阀门74。然后,将生产流体泵入生产套管30。
井头70及其短管也可包括钢丝绳隔离工具76。钢丝绳隔离工具76提供一种装置,以保护钢丝绳85不受注入侧面出口注入阀74的支撑剂携带流体的直接流动影响。然而,应注意,通常不保护钢丝绳85不受井头70下的支撑剂携带流体的影响。由于支撑剂携带流体有高度磨蚀性,所以这产生了将向下钻孔工具泵入井孔10的泵排量的最高限度。
应理解,井口设备50的各种物件和井头70的组件仅为例证性的。典型的完井作业将包括各种阀门、管道、罐、接头配件、接箍、量具和其他装置。此外,可使用电线、挠性管或拖拉器使向下钻孔设备进入或离开井孔。作为替换方式,可使用钻机或其他钻井平台,同时使用接头作业管。
在任何情况下,都存在对这样的向下钻孔工具的需求,可不通过压井器和起重机吊杆将其部署在井孔中。此外,存在对这样的工具的需求,可将该工具部署在一串生产套管或其他管状主体中,诸如独立管道,也就是说不从井口机械控制的管状主体。此外,存在对这样的方法的需求,即不受泵排量限制地沿井孔射孔和处理多个间距,或者存在对拉长压井器的需要。
发明内容
本文所述的组件和方法在石油和天然气勘探与生产活动的管理中有各种益处。工具组件有意在执行管状操作中使用。在一个实施例中,工具组件包括可自主致动工具。例如,可致动工具可能为压裂塞、桥塞、切割工具、套管补贴、水泥固位器或射孔枪。
优选,至少部分工具组件,诸如一个或更多上述工具由易碎材料制成。工具组件响应指定事件自毁。因而,在该工具为压裂塞时,工具组件可在设定后的指定时间,在井孔中自毁。当工具为射孔枪时,工具组件可随着射孔枪达到选择水平或深度发射而自毁。
工具组件也包括位置装置。位置装置可能为机载控制器的独立组件,或者可能整体包含在机载控制器中,所以也可认为本文涉及的位置装置涉及控制器,反之亦然。位置装置经设计,以感测管状主体内的可致动工具的位置。例如,管状工具可能为井孔,其经构造以生产碳氢化合物流体,或者可能为用于运输流体的管道。
位置装置基于沿管状主体提供的物理标志感测管状主体内的位置。在一种布置中,位置装置为套管接箍定位器,并且通过沿管状主体间隔接箍形成物理标志。由接箍定位器感测接箍。在另一种布置中,位置装置为无线电频率天线,并且通过沿管状主体间隔识别标签形成物理标志。由无线电频率天线感测识别标签。
工具组件也包括机载控制器。设计该控制器,从而当位置装置已辨认工具的选择位置时,向可致动工具发送致动信号。该位置再次基于沿井孔的物理标志。将可致动工具、位置装置和机载控制器一起定尺寸和布置,从而将其作为自主单元部署在管状主体内。
在一个实施例中,位置装置包括一对沿工具组件间隔隔开的传感装置。该对传感装置代表下部传感装置和上部传感装置。在该实施例中,通过沿管状主体间隔的标签布置形成标志,其中标签由每个传感装置感测。
控制器可包括时钟,其确定随着工具组件横穿标签,在下部传感装置的感测和上部传感装置的感测之间消耗的时间。对工具组件编程,以基于下部和上部传感装置之间的距离,确定由感测之间的消耗时间划分的给定时间的工具组件速度。可通过以下组件验证工具组件在沿管状主体的选择位置的定位,即i)下部或上部传感装置所感测的工具组件相对于标签的位置,以及ii)由控制器计算的作为时间的函数的工具组件的速度。
当工具为压裂塞或桥塞时,该塞件可具有弹性密封元件。当致动该工具时,通常为环状构造的密封元件膨胀,以在管状主体内的选择位置形成充分流体密封。该塞件也可具有一组卡瓦,其用于保持工具组件的位置邻近选择位置。
该组件也可包括打捞颈。如果工具卡住或发射故障,这就允许操作员将其缩回。
在工具为射孔枪组件时,优选,射孔枪组件包括安全系统,其用于防止射孔枪地相关炸药过早爆炸。
在一种组件布置中,当工具为清管器,同时管状主体为运送流体的管道时。就在管道中的特定位置致动清管器,以执行特定操作,诸如收集流体样本或擦净一段管道壁。
本文也提供一种在多个关注区域射孔井孔的方法。在一个实施例中,该方法首先包括提供第一自主射孔枪组件。第一射孔枪组件充分由易碎材料制成,并且经构造以沿井孔检测第一选择关注区域。
本方法也包括将第一射孔枪组件部署到井孔中。一旦检测出第一射孔枪组件已达到第一选择关注区域,射孔枪组件就将沿着第一关注区域发射发射物,以产生射孔。
本方法还包括提供第二射孔枪组件。第二射孔枪组件也充分由易碎材料制成,并且经构造以沿井孔检测第二选择关注区域。
本方法也包括将第二射孔枪组件部署到井孔中。一旦检测出第二射孔枪组件已达到第二选择关注区域,射孔枪组件就将沿着第二关注区域发射发射物,以产生射孔。
可以不同方式执行部署射孔枪组件的步骤。它们包括泵送、使用重力牵引、使用拖拉器或其组合。此外,取决于井孔完井协议,为了射孔不同区域,可以任何顺序任意下落射孔枪组件。
本方法也包括从第二射孔枪组件释放密封球。这在第二射孔枪组件的射孔枪发射之前或与其同时发生。然后,本方法包括引起密封球沿第一关注区域临时密封射孔。在该实施例中,第二射孔枪组件包括多个不易碎密封球,以及沿射孔枪组件布置的容器,其用于临时保持密封球。在第二射孔枪组件的射孔枪发射之前或与其同时,响应来自机载控制器的命令释放密封球。
射孔井孔的方法还可包括提供自主压裂塞组件。可如上所述布置压裂塞组件。例如,压裂塞组件包括具有弹性元件的压裂塞,该弹性元件用于致动时产生流体密封。压裂塞组件也经构造,以检测沿井孔用于设置的选择位置。然后,本方法也将包括将压裂塞组件部署在井孔中。一旦检测出压裂塞组件已达到沿井孔的选择位置,就一起致动卡瓦和密封元件,以设置压裂塞组件。
也提供一种执行井孔完井操作的单独方法。优选,构造井孔,以从地下地层产生碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层。一方面,本方法首先包括将工具组件放入井孔。其中,在作业绳上将工具组件放入井孔中。该作业绳可为钢丝、钢丝绳或电线。
工具组件具有可致动工具。例如,可致动工具可能为压裂塞、水泥固位器或桥塞。工具组件也可包括用于设置工具组件的设置工具。
工具组件也具有爆炸装置。工具组件还包括机载处理器。机载处理器具有计时器,其用于在将工具在井孔中致动后,在预定时间段使用爆炸装置自毁工具组件。工具组件由易碎材料制成,以帮助自毁。
本方法也包括在将工具组件设置在井孔中后,清除作业绳。
在一个实施例中,作业绳为钢丝,并且工具组件还包括位置装置,其用于基于沿井孔提供的物理标志感测可致动工具在井孔内的位置。在该实施例中,机载处理器经构造,从而当位置装置已基于物理标志辨认工具的选择位置时,向工具发送致动信号。可致动工具经设计,以响应该致动信号执行井孔操作。
在另一实施例中,工具组件还包括一组卡瓦,其用于将工具组件保持在井孔中。在该实施例中,致动信号致动卡瓦,以导致将工具组件设置在井孔中的选择位置。此外,在将工具组件设置在井孔中后的预定时间段,机载处理器向爆炸装置发动信号,以自毁工具组件。可致动工具可能为桥塞或压裂塞。
在仍另一实施例中,可致动工具为射孔枪。在该实施例中,致动信号致动射孔枪,以沿井孔在选择位置产生射孔。
在仍另一实施例中,所要求的主旨包括用于执行管状操作的工具组件,其包括:可致动工具,其包括:(i)位置装置,其用于基于向沿管状主体的装置提供的物理标志,感测可致动工具在管状主体内的位置;以及(ii)控制器,其经构造以当位置装置辨认工具的选择致动位置时,响应物理标志向可致动工具发送致动信号;其中:将可致动工具、位置装置和机载控制器作为自主可致动单元部署在管状主体内;以及在可致动工具穿过沿管状主体的致动位置时,响应从控制器接收致动信号,可致动工具可自主致动,以执行管状操作。
附图说明
通过附加的特定附图、表、图和/或流程图,能够更好地理解本发明。然而,应明白,附图仅例证本发明的选择实施例,并且因此不应将其视为限制本发明的范围,因为本发明可能承认其他等效实施例和应用。
图1示出其中钻井为完井的井场的侧视图。提供已知的井口设备,以将井孔工具(未示出)支撑在井孔上和井孔内。这是现有技术的图示。
图2示出可用于管状操作,诸如井孔中的操作,而不需要图1的压井器的自主工具的侧视图。在该图中,该工具为部署成一串生产套管的压裂塞。示出压裂塞处于预致动位置和致动后位置。
图3示出可用于管状操作,诸如井孔中的操作的自主工具的侧视图,其为替换视图。在该图中,工具为射孔枪组件。再次将射孔枪组件部署成一串生产套管,并且示出其处于预致动位置和致动后位置。
图4A示出具有用于接收自主工具的井孔的井场的侧视图。井孔至少在关注区域“T”和“U”中为完井。
图4B示出图4A的井场的侧视图。其中,在一个实施例中,井孔已接收第一射孔枪。
图4C示出图4A的井场的另一侧视图。其中,第一射孔枪已落入井孔中,达到邻近关注区域的位置。
图4D示出图4A的井场的另一侧视图。其中,已引爆第一射孔枪组件的炸药,导致射孔枪组件的射孔枪发射。已射穿沿关注区域“T”的套管。
图4E示出图4A的井场的仍另一侧视图。其中,已在高压下将流体注入井孔,导致关注区域“T”内的地层被压裂。
图4F示出图4A的井场的另一侧视图。其中,在一个实施例中,井孔已接收压裂塞组件。
图4G示出图4A的井场的仍另一侧视图。其中,压裂塞已落入井孔中,达到关注区域上的位置。
图4H示出图4A的井场的另一侧视图。其中,已致动并且设置压裂塞组件。
图4I示出图4A的井场的仍另一侧视图。其中,井孔已接收第二射孔枪组件。
图4J示出图4A的井场的另一侧视图。其中,第二射孔枪组件已落入井孔,达到邻近关注区域“U”上的位置。关注区域“U”在关注区域“T”上。
图4K示出图4A的井场的另一侧视图。其中,已引爆第一射孔枪组件的炸药,导致射孔枪组件的射孔枪发射。已射穿沿关注区域“U”的套管。
图4L示出图4A的井场的仍另一侧视图。其中,已在高压下将流体注入井孔,导致关注区域“U”内的地层被压裂。
图4M示出图4A的井场的最终侧视图。其中,已从井孔拆除压裂塞组件。另外,现在井孔接收生产流体。
图5A示出一部分井孔的侧视图。井孔已在多个关注区域中为完井,包括区域“A”、“B”和“C”。
图5B示出图5A的井孔的另一侧视图。其中,井孔已接收第一射孔枪组件。已将射孔枪组件泵到井孔下。
图5C示出图5A的井孔的另一侧视图。其中,第一射孔枪已落入井孔中,达到邻近关注区域“A”的位置。
图5D示出图5A的井孔的另一侧视图。其中,已引爆第一射孔枪组件的炸药,导致射孔枪组件的射孔枪发射。已射穿沿关注区域“A”的套管。
图5E示出图5A的井孔的仍另一侧视图。其中,已在高压下将流体注入井孔,导致关注区域“A”内的岩石骨架被压裂。
图5F示出图5A的井孔的仍另一侧视图。其中,井孔已接收第二射孔枪组件。另外,已使密封球落入第二射孔枪组件前的井孔中。
图5G示出图5A的井孔的仍另一侧视图。其中,第二射孔枪已落入井孔中,达到邻近关注区域“B”的位置。另外,密封球已栓塞沿关注区域“A”新形成的射孔。
图5H示出图5A的井孔的另一侧视图。其中,已引爆第二射孔枪组件的炸药,导致射孔枪组件的射孔枪发射。已射穿沿关注区域“B”的套管。区域“B”在关注区域“A”上。另外,在高压下将流体注入井孔,导致关注区域“B”内的岩石骨架被压裂。
图5I示出图5A的井孔的最终侧视图。其中,以沿关注区域“C”射孔生产套管。能看出多组射孔。另外,已在地下沿区域“C”形成地层压裂。密封球已反向流动至井口。
图6示出在一个实施例中使用自主工具使井孔完井的步骤的流程图。
图7A和7B示出接收用于执行井孔操作的整体工具组件的井孔的下部部分的侧视图。该井孔在单个区域中为完井。
在图7A中,代表组件塞组件和射孔枪组件的自主工具落到井孔下。
在图7B中,已致动塞组件的塞主体,导致自主工具位于选择深度的井孔中。射孔枪组件准备发射。
图8A和8B示出用于执行井孔操作的例证性工具组件的侧视图。该工具组件为在作业绳上进入井孔的射孔塞组件。
在图8A中,压裂塞组件出于其入井或预致动位置。
在图8B中,压裂塞组件出于其致动后状态。
图9A示出沿井孔自主向下打眼移动的工具组件。
图9B示出图9A的工具组件,随着工具组件穿过井孔内的选择点,其选择性地射出射孔。
图9C示出图9A和9B的工具组件,其在激发图9B中所示的射孔射击前,随着工具组件达到井孔内的选择点,选择性地致动和设置塞组件。
图9D示出图9C中所示的激发后,毁坏塞和射孔枪工具组件。
图10示出这样的实施例,其中自主工具包括多个射孔枪或多级,其每个都可独立和自主致动,包括接合可自主设置塞部署的第一枪。
具体实施方式
定义
本文使用的术语“碳氢化合物”涉及这样的有机化合物,如果不排斥,其就主要包括元素氢和碳。碳氢化合物也可包括其他元素,诸如(但不限于)卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。碳氢化合物主要分为两类:脂肪族或直链碳氢化合物,以及环状或闭环碳氢化合物,包括环萜类。含碳氢化合物材料的例子包括可用作燃料或者可升级为燃料的任何形式的天然气、石油、煤炭和沥青。
本文使用的术语“碳氢化合物流体”涉及为气态或液态的碳氢化合物或碳氢化合物混合物。例如,碳氢化合物流体可包括这样的碳氢化合物或碳氢化合物混合物,其在形成条件、在加工条件或在环境条件(15°C和1atm压力)下为气态或液态。碳氢化合物流体可包括例如石油、天然气、煤层气、页岩油、热解油、热解气、煤的热解产物以及处于气态或液态的其他碳氢化合物。
本文使用的术语“产出流体”和“生产流体”涉及从地下地层例如富含有机物的岩石地层清除液体和/或气体的流体。产出流体可包括碳氢化合物流体和非碳氢化合物流体。生产流体可包括(但不限于)石油、天然气、热解页岩气、合成气、煤的热解产物、二氧化碳、硫化氢和水(包括水蒸汽)。
本文使用的术语“流体”涉及气体、液体和气体与液体的组件物,以及气体和固体的组件物、液体和固体的组件物以及气体、液体和固体的混合物。
本文使用的术语“气体”涉及这样的流体,其在1atm和15°C下处于其汽相。
本文使用的术语“石油”涉及这样的碳氢化合物流体,其主要包含可凝碳氢化合物的混合物。
本文使用的术语“地下”涉及在大地表面下出现的地层。
本文使用的术语“地层”涉及任何可定义的地下区域。地层可包括一层或更多层含碳氢化合物层、一层或更多层不含碳氢化合物层、覆盖层和/或任何地层的未覆盖层。
术语“区域”或“关注区域”涉及一部分含碳氢化合物的地层。作为替换方式,该地层可能为含水岩层。
为了本公开的目的,术语“陶瓷的”或“陶瓷材料”可包括氧化物,诸如氧化铝和氧化锆。特殊例子包括铋锶钙铜氧化物、硅铝氧氮化物、铀氧化物、钇钡铜氧化物、氧化锌和二氧化锆。“陶瓷的”可能包括非氧化物,诸如碳化物、硼化物、氮化物和硅化物。特殊例子包括碳化钡、碳化硅、氮化硼、二硼化镁和氮化硅。术语“陶瓷的”也包括复合材料,意思是氧化物和非氧化物的颗粒加固组件物。陶瓷的另外特殊例子包括钛酸钡、钛酸锶、铁酸盐和锆钛酸铅。
为了本专利的目的,术语“生产套管”包括沿关注区域固定在井孔中的直线串或任何其他管状主体。
术语“易碎的”意思是任何这样的材料,可将其弄碎、粉末化、压裂、粉碎或将其破坏成多块,通常优选为小块。术语“易碎的”也包括能打碎材料,诸如陶瓷。然而,应理解,在本文公开的许多设备和方法实施例中,被描述为易碎的组件可能可替换地由可钻孔或可铣材料组成,诸如可破坏和/或以其他方式从井孔内拆除的组件。
术语“可铣”相当程度与术语“可钻”同一意思,并且都涉及任何这样的材料,即可通过适当的工具将其在井孔中钻、切割或磨成多块。这样的材料例如可包括铝、铜、铸铁、钢、陶瓷、酚醛树脂、复合材料及其组合。虽然铣更通常用于涉及从井孔内清除组件的工艺,而钻更通常涉及产生井孔本身,但是可充分互换地使用该术语。
本文使用的术语“井孔”涉及一种通过钻或将导管插入地下而在地下制成的孔。井孔可能具有充分圆形的横截面,或者其他横截面形状。本文使用的术语“井”,当涉及打开地层时,可与术语“井孔”互换使用。
选择特定实施例的说明
本文结合某些特定实施例描述本发明。然而,下文详细说明书特定于具体实施例或具体用途的程度仅为例证性的,并且不应将其理解为显示本发明的范围。
所要求的主旨公开了一种无缝工艺,其用于在已安装生产套管之前,以连续间距射孔和增产地下地层。为了本文的目的,可将该技术称为Just-In-Time-PerforatingTM(“JITP”)工艺。JITP工艺允许操作员通过有限或甚至不对井孔“起钻”,以多个间隔压裂该井。该工艺对于具有许多砂岩透镜体产区的致密气储集层的多区域压裂增产特别有益。例如,JITP工艺目前用于采收皮申斯盆地中的碳氢化合物流体。
JITP技术也是标题为“Method for Treating Multiple WellboreIntervals”的U.S.6,543,538专利的主旨。U.S.6,543,538专利于2003年4月8日提交,并且将其全部内容包含在此以供参考。
在一个实施例中,U.S.6,543,538专利主要教导:
-使用射孔装置,以井孔所横穿的一个或更多地下地层的至少一个间距射孔;
-通过该射孔泵送处理流体,并且泵入选择间距中,同时不从井孔拆除射孔装置;
-在井孔中部署或激活一个物件或物体,以可清除地阻塞流体进一步流入经处理射孔;以及
-对于地下地层的至少一个间距重复该进程。
美国专利No.6,394,184涵盖了一种用于在一个或更多地下地层的多个区域射孔和处理的设备和方法。一方面,No.6,394,184专利的设备包括一种井底组件,其包括射孔工具和可重置封隔器。本方法包括(但是不限于)将处理流体向下泵入挠性管和生产套管之间产生的环柱。可重置封隔器用于在区域之间提供隔离,而射孔工具用于在单次安装和井孔全部操作中对多个区域射孔。为了本文的目的,可将该工艺称为“Annular-Coiled Tubing Fracturing”(“ACT-Frac”)。该ACT-Frac工艺允许操作员以相比现有完井方法充分更低的成本,更有效地增产多层碳氢化合物地层。
Just-In-Time-Perforating(“JITP”)和Annular-Coiled TubingFracturing(“ACT-Frac”)技术、方法和装置向单井孔内的多个地下地层目标提供增产处理。具体地,JITP和ACT-Frac技术:(1)能够通过向下钻孔设备的单次部署,增产多个目标区域或目标;(2)能够为了提高井的生产力,向每个单独区域选择性地布置每种增产处理;(3)提供区域之间的转换,以确保每次设计都处理每个区域,并且不无意地损害以前处理的区域;以及(4)允许以高流速泵送增产处理物,以促进高效和有效增产。结果,这些多区域增产技术提高了从含多个堆叠地下间隔的地下地层采收碳氢化合物。
随着这些多区域增产技术提供了更高效的完井工艺,但是它们仍然包含使用长、钢丝绳运送的射孔枪。使用这样的射孔枪提出各种挑战,主要是难以使射孔枪的长组件通过压井器以及进入井孔时。另外,在液压压裂期间,由于来自研磨液压流体在钢丝绳上产生的摩擦力和阻力,所以泵排量受井孔中出现的钢丝绳限制。此外,在井场出现的起重机和钢丝绳占用所需空间,并且产生另外的完井费用,因此降低了钻井工程的整体经济性。
本文提议使用的自主工具组件,其用于完井或其他管状操作。在这方面,工具组件不需要钢丝绳,并且也不被以其他方式机械束缚到井孔外部的设备。工具组件的传送方法可包括重力、泵送和拖拉器传送。
因此,本文提议的各种工具组件主要包括:
-可致动工具;
-位置装置,其用于基于沿管状主体提供的物理标志,感测可致动工具在管状主体内的位置;以及
-机载控制器,其经构造以当位置装置已基于物理标志辨认出工具的选择位置时,向该工具发送致动信号。
设计该可致动工具,以响应致动信号执行管状操作。
将可致动工具、位置工具和机载控制器一起定尺寸和布置,从而将其作为自主可致动单元布置在管状主体中。管状主体可为经构造以产生碳氢化合物流体的井孔。作为替换方式,管状主体可为运输流体的管道。
图2示出可用于管状操作的例证性自主工具200'的侧视图。在该图中,工具200'为压裂塞组件,并且管状操作为完井。
压裂塞工具200'被部署在一串生产套管250内。生产套管250由多个在接箍254螺纹连接的“接头”252形成。完井包括在高压下将流体注入生产套管250中。
在图2中,示出压裂塞组件处于预致动位置和致动后位置。示出压裂塞组件在200'处于预致动位置,并且在200"处于致动后位置。箭头“I”指示处于其预致动位置中的压裂塞组件200'向下移动到套管250中这样的位置,其中压裂塞组件200"处于其致动后位置。将主要参考在200'的其预致动位置描述压裂塞组件。
首先,压裂塞组件200'包括塞主体210'。优选,塞主体210'将限定弹性密封元件211'和一组卡瓦213'。响应现有技术中已知的套筒或其他装置中的移位,弹性密封元件211'机械膨胀。卡瓦213'也沿绕组件200'径向间隔的楔形体(未示出)从组件200'向外重叠。优选,响应现有技术中已知的相同套筒或其他装置中的移位,也向外推动卡瓦213'沿楔形体。当致动时,卡瓦213'径向延伸,以“咬”如套管,将塞主体210'固定在适当位置。具有适当设计的现有压裂塞的例子为SmithCopperhead Drillable Bridge Plug and the Halliburton Fas压裂塞。
压裂塞组件200'也包括设置工具212'。设置工具212'将致动卡瓦213'和弹性密封元件211',并且使其沿楔形体平移,以接触周围套管250。
在塞组件200"的致动后位置中,示出塞主体210"处于膨胀状态。在这方面,弹性密封元件211"膨胀为密封地啮合周围生产套管250,并且卡瓦213"膨胀为机械啮合周围生产套管250。密封元件211"包括密封环,而卡瓦213"提供“咬”入套管250内部直径的凹槽或齿。因而,在塞组件200"中,组成密封元件211"和卡瓦213"的塞主体210"限定该可致动工具。
压裂塞组件200'也包括位置定位器214。位置定位器起感测工具组件200'在生产套管250内的位置的位置装置的作用。更特别地,位置定位器214感测沿井孔250出现的物体或“标签”,并且作为响应产生深度信号。
在图2中,该物体为套管接箍254。这意味着该位置定位器214为套管接箍定位器,本行业将其称为“CCL”。CCL随着套管接箍254向生产套管250下移动感测其位置。虽然图2示出位置定位器214为CCL,并且物体为套管接箍,但是应理解,在该压裂塞组件200'中可使用其他感测布置。例如,位置定位器214可为无线电频率检测器,并且该物体可为无线电频率识别标签,或“RFID”装置。在该布置中,可沿选择套管接头252的内部直径放置标签,并且位置定位器214将限定检测RDID标签的RFID天线/读取器。作为替换方式,位置定位器214可为套管接箍定位器和无线电频率天线。例如,每500英尺或每1000英尺放置一个无线电频率标签,以有助于套管接箍定位器算法。
压裂塞组件200'还包括机载控制器216。机载控制器216处理位置定位器214产生的深度信号。一方面,机载控制器216比较该产生信号和对井孔目标获得的预定物理标志。例如,为了确定套管接箍254的间隔,可在部署自主工具(诸如压裂塞组件200')前运行CCL记录。可基于拉动CCL记录装置的钢丝绳的长度和速度确定套管接箍254的相应深度。
另一方面,操作员可访问井孔图,其提供关于标签诸如套管接箍254间隔的精确信息。然后,对机载控制器216编程,以对套管接箍254计数,因此随着迫使压裂塞组件200'在井孔中向下移动确定其位置。在一些情况下,可预先设计生产套管250以具有所谓的短接头,也就是说例如长度仅为15英尺或20英尺的选择接头,其相对于操作员选择的用于完井的“标准”长度,诸如30英尺。在该情况下,机载控制器216可使用短接头提供的非均匀间隔,作为随着压裂塞组件200'通过生产套管250移动检查或确认在井孔中的位置的装置。
在仍另一布置中,位置定位器214包括加速计。加速计是在自由落体期间测量所经历的加速度的装置。加速计可能包括多轴能力,以检测作为矢量的加速度的量和方向。当与分析软件通信时,加速计允许确定物体的位置。优选,位置定位器也将包括陀螺仪。陀螺仪将保持压裂塞组件200'的方向。
在任何情况下,机载控制器216都在其确定自主工具已达到邻近选择的关注区域的特定深度时进一步致动该可致动工具。在图2的例子中,机载控制器216致动压裂塞210'和设置工具212',从而导致塞组件200"停止移动,并且将其在生产套管250中设定于期望深度或位置。
一方面,机载控制器216包括计时器。对机载控制器216编程,从而在制定时间后释放压裂塞210"。可通过导致套筒在设置工具"中自我反转完成该步骤。然后,可通过清管器捕捉器(未示出)或其他这样的装置使压裂塞组件200"回流到井口并且收回。作为替换方式,可对机载控制器216编程,以在指定时间段后点燃引爆装置,然后这导致压裂塞组件200"引爆和自毁。引爆装置可能为引爆索,诸如引爆索。在该布置中,全部压裂塞组件200"都由易碎材料诸如陶瓷制成。
可使用除了压裂塞组件200'/200"之外的自主工具的其他布置。图3呈现了可用于环状操作的自主工具300'的可替换布置的侧视图。在该图中,工具300'为射孔枪组件。
在图3中,示出射孔枪组件处于预致动位置和致动后位置。示出射孔枪组件在300'处于预致动位置,并且在300"处于致动后位置。箭头“I”指示处于其预致动位置中的射孔枪组件300'向下移动到井孔中这样的位置,其中射孔枪组件200"处于其致动后位置。将主要参考在300'的其预致动位置描述射孔枪组件,因为致动后位置300"意味着组件300'的完全毁坏。
再次将射孔枪组件300'部署在一串生产套管350中。生产套管350由多个在接箍354螺纹连接的“接头”352形成。井孔完井包括使用射孔枪组件300'在各个选择间距对生产套管350射孔。下文结合图4A-4M和5A-5I更充分描述射孔枪组件300'的使用。
首先,射孔枪组件300'可选地包括打捞颈310。打捞颈310按尺寸形成并且经构造,从而起匹配向下钻孔打捞工具(未示出)的公部分的作用。在未必存在的射孔枪组件300'卡在套管352中或者引爆故障的情况下,打捞颈310允许操作员将其收回。
射孔枪组件300'也包括射孔枪312。射孔枪312可能为选择发射枪,其例如发射16发弹药。为了导致将弹药从射孔枪312发射到周围生产套管350中,射孔枪312具有关联炸药。通常,射孔枪包括沿枪的长度分布并且根据期望规格定向的一串成形炸药。优选,将该炸药连接至单个引爆索,以确保同时引爆所有炸药。适当的射孔枪地例子包括来自Schlumberger的Frac GunTM,以及来自Halliburton的
射孔枪组件300'也包括位置定位器314'。位置定位器314'与用于压裂塞组件200'的位置定位器214操作方式相同。在这方面,位置定位器314'起用于感测射孔枪组件300'在生产套管350内的位置的位置装置的作用。更特别地,位置定位器314'感测沿井孔350出现的物体或“标签”,并且作为响应产生深度信号。
在图3中,该物体再次为套管接箍354。这意味着位置定位器314'为套管接箍定位器,或者“CCL”。随着套管接箍354向井孔下移动,CCL感测其位置。当然,还应理解,可在射孔枪组件300'中使用其他感测布置,诸如使用“RFID”装置。
射孔枪组件300'还包括机载控制器316。优选,机载控制器316与用于压裂塞组件200'的机载控制器216的操作方式相同。在这方面,机载控制器316使用适当的逻辑和功率单元处理位置定位器314'产生的深度信号。一方面,机载控制器316比较所产生的信号和对井孔物体(诸如接箍354)获得的预定物理标志。例如,为了确定套管接箍354的间隔,可在部署自主工具(诸如射孔枪组件300')之前运行CCL记录。可基于拉动CCL记录装置的钢丝绳的速度确定套管接箍354的相应深度。
机载控制器316在其确定自主工具300'已达到邻近选择的关注区域的特定深度时致动该可致动工具。这通过使用适当的机载处理完成。在图3的例子中,机载控制器316激活引爆索,其点燃关联射孔枪310的炸药,以在期望深度或位置对生产套管250射孔。在图3中的356示出例证性射孔。
另外,机载控制器316产生单独信号,以点燃引爆索,从而导致完全破坏射孔枪组件。这在300"示出。为了完成该步骤,射孔枪组件300'的组件由易碎材料制成。射孔枪312例如可由陶瓷材料制成。一旦爆炸,组成射孔枪组件300'的材料就将变为在随后的完井阶段注入压裂层的部分支撑剂混合物。
一方面,射孔枪组件300'也包括密封球载体318。优选,将密封球载体318放置在组件300'的底部。组件300'的破坏导致从密封球载体318释放密封球(未示出)。作为替换方式,机载控制器316可具有计时器,其在射孔枪312发射后不久或者与其同时从密封球载体318释放密封球。按下文更充分描述,使用密封球,以密封已在井孔中的较低深度或我位置形成的射孔。
期望通过射孔枪组件300'提供防止射孔枪312提前发射的各种部件。这些部件是除了上述定位器装置314'之外的部件。
图4A-4M示出在例证性井孔中使用压裂塞组件200'和射孔枪组件300'。首先,图4A示出井场400的侧视图。井场400包括井头470和井孔410。井孔410包括接收组件200'、300'的孔体405。井孔410大致与图1的井孔10一致;然而,如图4A中所示,井孔410至少在地下110中的关注区域“T”和“U”中为完井。
对于井孔410,首先,井孔410以一串井口套管20形成。井口套管20具有密封地连接下部主压裂阀25的上部末端22。井孔套管20也具有下部末端24。通过周围水泥环柱20将井口套管20固定在井孔410内。
井孔410也包括一串生产套管30。也通过周围水泥环柱20将生产套管30固定在井孔410内。生产套管30具有密封地连接上部主压裂阀35的上部末端32。生产套管30也具有下部末端34。生产套管30延伸经过最低关注区域“T”,并且也经过区域“T”上的至少一个关注区域“U”。将引导井孔操作,其包括依次射孔每个区域“T”和“U”。
井头470位于井孔410上。井头470包括下部25和上部35主压裂阀。井头470也包括防喷器(未示出),诸如图1中所示的防喷器60。
图4A与图1不同之处在于,井场400将不具有压井器或关联的井口设备组件。另外,未示出钢丝绳。作为代替,操作员可简单地将压裂塞组件200'和射孔枪组件300'降至井孔410内。为了适应该步骤,生产套管30的上部末端32可在上部25和下部35主压裂阀之间稍微延伸更长,例如5-10英尺。
图4B示出图4A的井场400的侧视图。其中,井孔410已接收第一射孔枪组件401。如上所述,第一射孔枪组件401大致根据其各个实施例中的图3的射孔枪组件300'。能够看出,射孔枪组件401正在按箭头“I”所示在井孔410中向下移动。射孔枪组件401可简单地响应重力拉力,通过井孔410下降。另外,操作员可通过使用井口泵(未示出)施加液压压力,帮助射孔枪组件401的向下运动。作为替换方式,可通过使用拖拉器(未示出)帮助射孔枪组件401向下运动。在该情况下,拖拉器将整体由易碎材料制成。
图4C示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,第一射孔枪组件401已落入井孔410中邻近关注区域“T”的位置。根据本发明,定位器装置(在图3中以314'示出)已发出响应沿生产套管30放置的标签的信号。通过该方式,机载控制器(图3中以316示出)了解第一射孔枪组件401的位置。
图4D示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,已将射孔枪组件401的炸药引爆,导致射孔枪(图3中以312示出)发射。已沿关注区域“T”对套管射孔。示出一组射孔456T从井孔410延伸并且进入地下110。虽然在该侧视图中仅示出六个射孔456T,但是应理解,可形成另外的射孔,并且该射孔将绕生产套管30径向延伸。
除了产生射孔456A之外,射孔枪组件401还自毁。组件401留下的任何碎片都将很可能落入生产套管30的底部34。
图4E示出图4A的井场400的仍另一侧视图。其中,正在高压下将流体注入井孔410的孔体405中。以箭头“F”指出流体的向下运动。流体流经射孔456A并且进入周围地下110。这导致在关注区域“T”内形成压裂458T。也可任选使酸溶液循环到孔体405中,以清除碳酸盐积聚以及剩余的钻井泥浆,并进一步增产用于碳氢化合物生产的地下110。
图4F示出图4A的井场400的仍另一侧视图。其中,井孔410已接收压裂塞组件406。压裂塞组件406大致根据其各个实施例中的图2的压裂塞组件200'。
在图4F中,压裂塞组件406处于其插入(预致动)位置。如箭头“I”所示,压裂塞组件406正在井孔410中向下运动。压裂塞组件406可简单地响应重力拉力,通过井孔410下降。另外,操作员可通过使用井口泵(未示出)施加压力,帮助压裂塞组件406的向下运动。
图4G示出图4A的井场400的仍另一侧视图。其中,压裂塞组件406已落入井孔410中邻近关注区域“T”的位置。根据本发明,定位器装置(在图2中以214示出)已发出响应沿生产套管30放置的标签的信号。通过该方式,机载控制器(图2中以216示出)了解压裂塞组件406的位置。
图4H示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,已设置压裂塞组件406。这意味着机载控制器已产生信号,以致动设置工具(图2中以212示出)和压裂塞(图2中以210'示出)和卡瓦(以213'示出),从而将压裂塞组件406设置和密封在井孔410的孔体405中。在图4H中,已将压裂塞组件406设置在关注区域“T”上。这允许为了下一射孔阶段隔离关注区域“U”。
图4I示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,井孔410已接收第二射孔枪组件402。第二射孔枪组件402可与第一射孔枪组件401一样构造和布置。这意味着第二射孔枪组件402也自主。
在图4I中能够看出,第二射孔枪组件402正在按箭头“I”所示在井孔410中向下移动。第二射孔枪组件402可简单地响应重力拉力,通过井孔410下降。另外,操作员可通过使用井口泵(未示出)施加液压压力,帮助射孔枪组件402的向下运动。作为替换方式,可通过使用拖拉器(未示出)帮助射孔枪组件402向下运动。在该情况下,拖拉器将整体由易碎材料制成。
图4J示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,第二射孔枪组件402已落入井孔410中邻近关注区域“U”的位置。关注区域“U”在关注区域“T”上。根据本发明,定位器装置(在图3中以314'示出)已发出响应沿生产套管30放置的标签的信号。通过该方式,机载控制器(图3中以316示出)了解第二射孔枪组件402的位置。
图4K示出图4A的井场400的另一侧视图。其中,已将第二射孔枪组件402的炸药引爆,导致射孔枪发射。已对关注区域“U”射孔。示出一组射孔456U从井孔410延伸并且进入地下110。虽然在该侧视图中仅示出六个射孔456U,但是应理解,可形成另外的射孔,并且该射孔将绕生产套管30径向延伸。
除了产生射孔456U之外,第二射孔枪组件402还自毁。组件402留下的任何碎片都将很可能落至仍设置在生产套管30中的压裂塞组件406。
图4L示出图4A的井场400的仍另一侧视图。其中,正在高压下将流体注入井孔410的孔体405中。流体注入导致关注区域“T”内的地下110被压裂。以箭头“F”指出流体的向下运动。流体流经射孔456A并且进入周围地下110。这导致在关注区域“U”内形成压裂458U。也可任选使酸溶液循环到孔体405中,以清除碳酸盐积聚以及剩余的钻井泥浆,并进一步增产用于碳氢化合物生产的地下110。
最后,图4M示出图4A的井场400的最终侧视图。其中,以从井孔410拆除压裂塞组件406。另外,井孔410现在接收生产流体。箭头“P”指示生产流体从地下110流入井孔410并且朝着井口105流动。
为了拆除压裂塞组件406,机载控制器(在图2中以216示出)可在指定时间段后释放压裂塞主体200"(以及卡瓦213")。然后,压裂塞组件406通过清管器捕捉器(未示出)或其他这样的装置回流到井口并且收回。作为替换方式,可对机载控制器216编程,以便在指定时间段后点燃引爆索,然后这导致压裂塞组件406引爆和自毁。在该布置中,全部压裂塞组件406都由易碎材料制成。
图4A-4M示出使用具有压裂塞的射孔枪组件,以在例证性井孔410内射孔和增产两个单独关注区域(区域“T”和“U”)。在该例子中,第一401和第二402射孔枪组件都自主,并且压裂塞组件406也自主。然而,也可能使用具有选择发射枪组件的传统钢丝绳对最低或终端区域“T”射孔,然后使用自主射孔枪组件对终端区域“T”上的多个区域射孔。
在本发明的精神内,可使用有绳或无绳工具的其他组件。例如,操作员可将压裂塞在钢丝绳上放入井孔,但是使用一个或更多自主射孔枪组件。相反地,操作员可将各个射孔枪组件在钢丝绳上放入井孔,但是使用一个或更多自主压裂塞组件。
在另一布置中,可不使用压裂塞组件完成射孔步骤。图5A-5I示出如何使用可毁坏、自主射孔枪组件和密封球,在井孔中依次射孔和处理多个关注区域。首先,图5A示出一部分井孔500的侧视图。井孔500在多个关注区域中为完井,包括区域“A”、“B”和“C”。关注区域“A”、“B”和“C”位于包含碳氢化合物流体的地下510中。
井孔500包括一串生产套管(或者,作为替换方式,衬管串)。已将生产套管520水泥封入地下510,以隔离关注区域“A”、“B”和“C”,以及沿地下510的其他地层。以524示出水泥环柱。
生产套管520具有沿其布置的一系列定位器标签522。理想地,将定位器标签522植入生产套管520的壁体,以保持其完整性。然而,为了例证性目的,在图5A示出定位器标签522为沿生产套管520的内部直径的附接物。在图5A的布置中,定位器标签512代表由RFID读取器/天线感测的无线电频率识别标签。定位器标签522沿井孔500产生物理标志。
井孔500是用于生产碳氢化合物形成的井的一部分。作为完井工艺的一部分,期望射孔并且然后压裂每个关注区域“A”、“B”和“C”。
图5B示出图5A的井孔500的另一侧视图。其中,井孔500已接收第一射孔枪组件501。第一射孔枪组件501大致根据(其各个实施例中的)图3的射孔枪组件300'。在图5B中,正在将射孔枪组件501泵下井孔500。射孔枪组件501已落入井孔500的孔体505中,并且通过重力拉动和液压的组件向井孔500下移动。箭头“I”指出射孔枪组件501的运动。
图5C示出图5A的井场500的另一侧视图。其中,第一射孔枪组件501已落入孔体505中邻近关注区域“A”的位置。根据本发明,定位器装置(在图3中以314'示出)已产生响应沿生产套管30放置的标签522的信号。通过该方式,机载控制器(图3中以316示出)了解第一射孔枪组件501的位置。
图5D示出图5A的井场500的另一侧视图。其中,已将第一射孔枪组件501的炸药引爆,导致射孔枪发射。已对关注区域“A”射孔。示出一组射孔526A从井孔500延伸并且进入地下110。虽然在该侧视图中仅示出六个射孔526A,但是应理解,可形成另外的射孔,并且该射孔将绕生产套管30径向延伸。
除了产生射孔526A之外,射孔枪组件501还自毁。组件501留下的任何碎片都将很可能落入生产套管30的底部。
图5E示出图5A的井场500的仍另一侧视图。其中,正在高压下将流体注入孔体505中,导致关注区域“A”中的地层被压裂。以箭头“F”指出流体的向下运动。流体流经射孔526A并且进入周围地下110。这导致在关注区域“A”内形成压裂528A。也可任选使酸溶液循环到孔体505中,以清除碳酸盐积聚以及剩余的钻井泥浆,并进一步增产用于碳氢化合物生产的地下110。
图5F示出图5A的井场500的仍另一侧视图。其中,井孔500已接收第二射孔枪组件502。可与第一射孔枪组件501一样构造和布置第二射孔枪组件502。这意味着,第二射孔枪组件502也自主,并且也由易碎材料构造。
在图5F中能够看出,如箭头“I”所示,第二射孔枪组件502正在井孔500中向下移动。第二射孔枪组件502可简单地响应重力拉动通过井孔500落下。另外,操作员可通过经使用井口泵(未示出)施加液压压力帮助射孔枪组件502的向下移动。
除了射孔枪组件502外,也已使密封球532落入井孔500中。优选,使密封球532落在第二射孔枪502前。任选地,从密封球容器(图3中以318示出)释放密封球532。密封球532由复合材料制成,并且被涂以橡胶。密封球532按尺寸形成,以栓塞射孔526A。
有意将密封球532用作转向剂。已知使用密封球作为增产多个射孔间隔的转向剂的概念。密封球532将坐落在射孔526A上,因此栓塞射孔526A,并且允许操作者在压力下将流体注入射孔526A上的区域中。密封球532提供一种低成本转向技术,其机械问题风险低。
图5G示出图5A的井场500的仍另一侧视图。其中,第二压裂塞组件501已落入井孔500中邻近关注区域“B”的位置。另外,密封球532已临时栓塞沿关注区域“A”新形成的射孔。然后,密封球532将或者随所生产的碳氢化合物流出,或者落至井中称为鼠(垃圾)孔的底部。
图5H示出图5A的井场500的另一侧视图。其中,已将第二射孔枪组件502的炸药引爆,导致射孔枪组件502的射孔枪发射。已对关注区域“B”射孔。示出一组射孔456B从井孔500延伸并且进入地下510。虽然在该侧视图中仅示出六个射孔456A,但是应理解,可形成另外的射孔,并且该射孔将绕生产套管30径向延伸。
除了产生射孔456A之外,射孔枪组件502还自毁。组件502留下的任何碎片都将很可能落入生产套管30的底部或随后回流至井口。
在图5H中也应注意,在形成射孔526B的同时,将流体连续地注入井孔500的孔体505中。流体流向由箭头“F”指示。由于密封球532充分栓塞沿区域“A”的下部射孔,所以能够在井孔500中积聚压力。一旦射穿井孔526B,流体就逸出井孔500,并且侵入区域“B”内的地下510。这立刻就产生压裂528B。
应理解,为了在关注区域“C”和其他更高的关注区域中形成射孔和地层压裂,所以可重复用于沿关注区域“B”形成射孔526B和地层压裂528B的工艺。这能够包括:在区域“B”沿射孔528B放置密封球;将第三自主射孔枪组件(未示出)放入井孔500;导致第三射孔枪组件沿关注区域“C”爆炸;以及沿区域“C”产生射孔和地层压裂。
图5I提供图5A的井场500的最终侧视图。其中,已沿关注区域“C”射孔生产套管520。能够看出多组射孔526C。另外,已在地下510中形成地层压裂528C。
在图5I中,已将井孔500置于生产中。已拆除密封球并已使其流动至井口。地层流体已流入孔体505并且向井孔500上流动。箭头“P”指示流体朝井口流动。
图5A-5I示出如何使射孔枪组件依次落入井孔500,其中对每个射孔枪组件的机载控制器编程,以在不同选择深度点燃其各自的炸药。在图5A-5I的描述中,射孔枪组件已这样的方式落入,即首先射孔最底区域(区域“A”),然后是较浅区域(区域“B”然后是区域“C”)。然而,通过使用自主射孔枪组件,操作者可按任何顺序射孔地下区域。有益地,可通过这样的方式将射孔枪组件落入,即从顶到底地射孔地下区域。这意味着,在较深区域中爆炸之前,射孔枪组件将在较浅区域中爆炸。
也应注意,图5A-5I示出使用射孔枪组件和压裂塞组件作为自主工具组件。然而,可使用另外的可致动工具作为部分自主工具组件。该工具例如包括桥塞、切割工具、水泥固位器和套管补贴。在这些布置中,将工具落入或泵入或载入构造的井孔中,以产生碳氢化合物流体或者注入流体。该工具可由易碎材料或由可铣材料制成。
图6示出在一个实施例中,使用自主工具完井井孔的方法600的步骤的流程图。根据方法600,沿多个关注区域完井井孔。已将一串生产套管(衬管)放入井孔,并且已将生产套管水泥浇筑到位。
方法600包括提供第一自主射孔枪组件。这在方框610中示出。如上所述,第一射孔枪组件大致根据其各个实施例中的射孔枪组件300'制造。第一自主射孔枪组件充分由易碎材料制作,并且将其设计为自毁,优选一旦炸药爆炸就自毁。
然后,方法600包括将第一自主射孔枪组件部署到井孔中。这在方框620中示出。构造第一自主射孔枪组件,以检测沿井孔的第一选择关注区域。因而,随着第一自主射孔枪组件被泵入或以其他方式向下落入井孔,其将监控其深度,或者以其他方式确定其何时已达到第一选择关注区域。
方法600也包括检测沿井孔的第一选择关注区域。这在方框630示出。一方面,通过预先载入的井孔物理标志完成该检测。射孔枪组件随着其横穿井孔寻找匹配该标志。射孔枪组件最终通过匹配物理标志检测第一选择关注区域。可通过以下方式匹配标志,例如通过计数套管接箍、通过计数RFID标签、通过检测特殊标签群、通过检测特别放置的磁体或其他方式。
方法600还包括沿第一关注区域发射弹药。这在方框640提供。发射弹药产生射孔。弹药穿透周围一串生产套管并且延伸到地下地层中。
方法600也包括提供第二射孔枪组件。这能在方框650看出。如上所述,第二射孔枪组件也大致根据其各个实施例中的射孔枪组件300'制造。第二自主射孔枪组件也充分由易碎材料制作,并且将其设计为一旦炸药爆炸就自毁。
方法600还包括将第二自主射孔枪组件部署到井孔中。这在方框660中示出。构造第二自主射孔枪组件,以检测沿井孔的第二选择关注区域。因而,随着第二自主射孔枪组件被泵入或以其他方式向下落入井孔,其将监控其深度,或者以其他方式确定其何时已达到第二选择关注区域。
方法600也包括检测沿井孔的第二选择关注区域。这在方框670示出。再次通过预先载入的井孔物理标志完成该检测。射孔枪组件随着其横穿井孔寻找匹配该标志。射孔枪组件最终通过匹配物理标志检测第一选择关注区域。
方法600还包括沿第二关注区域发射弹药。这在方框680提供。发射弹药产生射孔。弹药穿透周围一串生产套管并且延伸到地下地层中。优选,第二关注区域在第一关注区域上,但是其也可在第一关注区域下。
方法600可任选地包括在高压下注入液压流体,以压裂地层。这在方框690示出。可通过引导流体流经沿第一选择关注区域的射孔、通过引导流体流经沿第二选择关注区域的射孔或其两者压裂地层。优选,该流体包含支撑剂。
在射孔和压裂的多个关注区域中,期望使用转向剂。可接受的转向剂可包括上述自主压裂塞组件200'和上述密封球组件532。因而,一个可选步骤为提供使用密封球的区域性隔离。这在方框645示出。将密封球向下打眼地泵送,以密封射孔,并且可将其布置在前冲洗体积中。一方面,在容器中向下打眼地承载密封球,并且通过第二射孔枪组件下的机载控制器的命令将其释放。
作为可替换转向剂,可与每个射孔枪组件布置一起设置所谓的“压裂挡板”,以便能够代替多个密封球使用单压裂挡板,以隔离刚处理过的区域。为了设置压裂挡板,必须在水泥灌浆之前在套管中安装支座。支座按尺寸形成,以接受特定尺寸的密封球。压裂球提供到下一压裂增产处理的流体转向。
对多个关注区域,可重复多次方框650至方框690的步骤。可能不是每一组射孔都需要转向技术,而是可能仅在已射孔几个区域后需要该技术。
方法600可应用于垂直、倾斜和水平完井。井的类型将确定自主工具的传送方法和传送顺序。在垂直和小角度井中,重力可能足以确保将组件传送至期望的深度或区域。在较大角度井中,包括水平完井中,可将该组件向下泵送或使用拖拉器传送。为了能够向下泵送第一组件,可在井底对套管射孔。
也应注意,方法600适用于生产井和注入井的完井。
最后,可将压裂塞组件200'和射孔枪组件300'作为自主单元或绳束单元一起部署,以便在任一种实施例中,组件单元的枪和塞至少其中之一都经构造,以在选择深度或区域自主致动。这种组件增加了设备利用的进一步优化。在该组件中,设置塞组件200',然后射孔枪组件300'的射孔枪在塞组件上直接发射。
图7A和7B示出这种一种布置。首先,图7A示出井孔750的下部部分的侧视图。例证性的井孔750在单个区域中为完井。以752示意性示出一串生产套管。已将自主工具700'通过生产套管752在井孔750中降下。箭头“I”指示工具700'向下贯穿井孔750的运动。
自主工具700'代表组件的塞组件和射孔枪组件。这意味着单个工具700'包括分别来自图2和3的塞组件200'与射孔枪组件300'的组件。
首先,自主工具700'包括塞主体710'。优选,塞主体710'将限定弹性密封元件711'和一组卡瓦713'。自主工具700'也包括设置工具720'。设置工具720'将致动密封元件711'和一组卡瓦713',并且将其径向平移,以接触套管752。
在图7A中,未致动塞主体710'。因而,工具700'处于插入位置。操作中,使塞主体710'的密封元件711'响应本领域已知的套筒或其他装置的位移机械膨胀。这允许密封元件711'提供相对套管752的流体密封。同时,卡瓦713'也沿绕组件700'径向间隔的楔形体(未示出)从组件700'向外重叠。这允许卡瓦213'径向延伸,以“咬”入套管752,将工具组件700'固定抵抗向下液压力的位置。
自主工具700'也包括位置定位器714。位置定位器714起感测工具700'在生产套管750内的位置的位置装置的作用。更特别地,位置定位器714感测沿井孔750出现的物体或“标签”,并且作为响应产生深度信号。在图7中,该物体为套管接箍754。这意味着该位置定位器714为套管接箍定位器,或“CCL”。CCL随着套管接箍754向生产套管750下移动感测其位置。
如图2中的上述塞组件200'一样,位置定位器714也可感测除了套管接箍之外的其他物体。作为替换方式,可对位置定位器714编程,以使用加速计定位选择深度。
工具700'也包括射孔枪730。射孔枪730可能为选择发射枪,其例如发射16发弹药。如图3的射孔枪312一样,为了导致将弹药发射到周围生产套管750中,射孔枪730具有关联炸药。通常,射孔枪730包括沿枪的长度分布并且根据期望规格定向的一串成形炸药。
自主工具700'可选地包括打捞颈705。打捞颈705按尺寸形成并且经构造,从而起匹配向下钻孔打捞工具(未示出)的公部分的作用。在未必存在卡在井孔700'中或射孔枪组件730引爆故障的情况下,打捞颈310允许操作员将自主工具700'收回。
自主工具700'还包括机载控制器716。机载控制器716处理位置定位器714产生的深度信号。一方面,机载控制器716比较该产生信号和对井孔目标获得的预定物理标志。例如,为了确定套管接箍754的间隔,可在部署自主工具700'前运行CCL记录。可基于拉动CCL记录装置的钢丝绳的长度和速度确定套管接箍754的相应深度。
一旦确定自主工具700'已抵达选择深度,机载控制器716就激活设置工具720。这导致将塞主体710设置在井孔750中的期望深度或位置。
图7B示出图7A的井孔的侧视图。其中,自主工具700"已抵达选择深度。在支架775示出该选择深度。机载控制器716已向设置工具720"发出信号,以致动塞主体710'的弹性环711"和卡瓦713"。
在图7B中,示出塞主体710"处于膨胀后状态。在这方面,弹性密封元件711"膨胀为密封啮合周围生产套管752,并且卡瓦713"膨胀为机械啮合周围生产套管752。密封元件711"提供密封环,而卡瓦713"提供“咬”入套管759的内部直径的凹槽或齿。
在已设置自主工具700"后,机载控制器716发送信号,以点燃射孔枪730中的炸药。射孔枪730在选择深度775产生通过生产套管752的射孔。因而,在图7A和7B的布置中,设置工具720和射孔枪730一起限定可致动工具。
本文在井孔完井的背景下示出和描述了自主工具和方法。在大多数应用中,直到最后洗井,都不需要钢丝绳或挠性管操作。然而,自主工具和方法可同样在流体管道操作的背景下应用。在该情况下,工具可能为具有位置装置的清管器。
上述工具和方法关注自主工具,也即是说不通过井口机械控制的工具。然而,本发明也在此公开相关但仍新颖的技术,其中工具组件在作业绳上进入井孔。
一方面,工具组件包括可致动工具。该可致动工具经构造,以在作业绳上进入井孔。该井孔可经构造以从地下地层产生碳氢化合物流体。作为替换方式,井孔可经构造,以将流体注入地下地层。在任一方面,工作绳都可能为接头管、钢丝绳、电线。
工具组件可包括位置装置。位置装置起基于沿井孔提供的物理标志,感测可致动工具在井孔内的位置的作用。可根据上述自主工具组件200'(图2)和300'(图3)的实施例操作位置装置和相应的物理标志。例如,位置装置可能为接箍定位器,并且可通过沿管状主体间隔接箍形成标志,其中接箍由接箍定位器感测。
工具组件还包括机载控制器。机载控制器可经构造以当位置装置已经基于物理标志辨认出工具的选择位置时,向工具发出致动信号。设计该可致动工具,以响应致动信号执行井孔操作。
在一个实施例中,可致动工具还包括爆炸装置。在一个实施例中,工具组件由易碎材料制成。机载控制器进一步经构造,以在发射机载控制器后的制定时间,向爆炸装置发出引爆信号。作为替换方式,工具组件响应可致动工具的致动自毁。这可在可致动工具为射孔枪的情况下应用。在任一情况下,工具组件都自毁。
在一种布置中,可致动工具为压裂塞。压裂塞经构造,以当被致动在管状主体内的选择位置时形成充分流体密封。压裂塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于保持工具组件的位置邻近选择位置。
在另一种布置中,可致动工具为桥塞。其中,桥塞经构造,以当被致动在管状主体内的选择位置时形成充分流体密封。桥塞由可铣材料制成。桥塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于保持工具组件的位置邻近选择位置。
其他工具也可作为可致动工具。这些工具可能包括套管补贴和水泥固位器。这些工具可由可铣材料制成,诸如陶瓷、酚醛树脂、复合材料、铸铁、铜、铝或其组合。
图8A和8B示出执行井孔操作的例证性工具组件800'/800"的侧视图。其中,工具组件800'/800"为射孔塞组件。在图8A中,示出压裂塞组件800'处于其插入或预致动位置;在图8B中,示出压裂塞组件800"处于其致动后状态。
首先参考图8A,压裂塞组件800'被部署在一串生产套管850内。生产套管850由多个在接箍854螺纹连接的“接头”852形成。正在采取井孔的完井操作,其包括在高压下将流体注入生产套管850中。箭头“I”指示压裂塞组件800'在其预致动位置,向下到达生产套管850中这样位置的运动,其中将致动设置压裂塞组件800"。
压裂塞组件800'首先包括塞主体810'。优选,塞主体810'限定弹性密封元件811'和一组卡瓦813'。弹性密封元件811'和一组卡瓦813'大致符合上文结合图2所述的塞主体210'。
压裂塞组件800'也包括设置工具812'。设置工具812'将致动卡瓦813'和弹性密封元件811',并且使其沿楔形体(未示出)平移,以接触周围套管850。在塞组件800"的致动后位置中,示出塞主体810"处于膨胀状态。在这方面,弹性密封元件811"膨胀为密封地啮合周围生产套管850,并且卡瓦213"膨胀为机械啮合周围生产套管850。密封元件811"包括密封环,而卡瓦813"提供“咬”入套管850内部直径的凹槽或齿。因而,在塞组件800"中,组成密封元件811"和卡瓦813"的塞主体810"限定该可致动工具。
压裂塞组件800'也包括位置定位器814。位置定位器起感测工具组件800'在生产套管850内的位置的位置装置的作用。更特别地,位置定位器814感测沿井孔850出现的物体或“标签”,并且作为响应产生深度信号。
在图8A和8B中,该物体为套管接箍854。这意味着该位置定位器814为套管接箍定位器或“CCL”。CCL随着套管接箍854向生产套管850下移动感测其位置。虽然图8A示出位置定位器814为CCL,并且物体为套管接箍,但是应理解,如上所述,可在该压裂塞组件800'中使用其他感测布置。
压裂塞组件800'还包括机载控制器816。机载控制器816处理位置定位器814产生的深度信号。一方面,机载控制器816比较该产生信号和对井孔目标获得的预定物理标志。例如,为了确定套管接箍854的间隔,可在部署自主工具(诸如压裂塞组件800')前运行CCL记录。可基于拉动CCL记录装置的钢丝绳的长度和速度确定套管接箍854的相应深度。
当其确定工具组件200"已抵达邻近选择关注区域的特殊深度时,机载控制器816激活可致动工具。在图8B的例子中,机载控制器816激活压裂塞810"和设置工具812",从而导致压裂塞组件800"停止移动,并且设置在生产套管850中的期望深度或位置。
图8A和8B的工具组件800'/800"与图2和3的自主工具200'和300'不同之处在于,工具组件800'/800"包括其自主工具组件都可在作业绳856上进入井孔850。在图8A和8B的例证性布置中,工作绳856可为接头管。然而,作为替换方式,工作绳856可为电缆。
在一个实施例中,可通过拖拉器将工具组件送入井孔。这在偏移井孔时特别有利。在该实施例中,机载处理器可(i)经构造以当位置装置已经基于物理标志辨认工具的选择位置时向工具发送致动信号,以及(ii)具有计时器,其用于在已将工具组件设置在管状主体中后的预定时间自毁工具组件。工具组件将由易碎材料制成。
在另一实施例中,作业绳可能为电缆或接头管,并且工具组件仍包括可自主致动爆炸装置,诸如从而设置工具或自毁工具。在一些实施例中,机载处理器可经构造,以通过用于致动可致动工具和执行井孔操作的电缆接收致动信号。此外,在接头管或电缆实施例任一种情况下,机载处理器都可具有计时器,其用于在井孔中致动工具组件后,在预定时间段使用爆炸装置自毁全部或部分工具组件。在一些这种实施例中,可致动工具为压裂塞或桥塞。
所要求主旨的仍其他实施例包括自主执行管状主体或井孔操作的设备和方法,诸如管道清管操作或井孔完井操作,因此构造井孔,从而从地下地层产生(包括如最终关联生产操作的注入和处理操作)碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层。一方面,首先,该方法可包括部署或将自主工具组件放置到井孔中,诸如通过重力、泵送或在作业绳上进行,诸如不直接有助于或促进自主工具功能的接头管、钢丝绳或电缆。
工具组件和方法包括可致动工具。可致动工具例如可能为压裂塞、水泥固位器或桥塞。工具组件也可包括用于部分或完全致动或设置工具组件的致动或设置工具。工具组件还可包括自主致动爆炸装置,以促进致动和/或毁坏工具,优选至少毁坏工具的易碎部分。更进一步,工具组件包括机载处理器。机载处理器具有计时器,其用于在已将工具组件在管状主体中致动后的预定时间使用爆炸装置自毁工具组件。工具组件由可破坏材料制成,优选为易碎、可钻或不可靠材料,以帮助自毁。该方法也包括在将工具组件设置在井孔中后拆除作业绳。
在一个实施例中,工具组件还包括位置装置,其用于基于沿井孔提供的物理标志感测可致动工具在井孔中的位置。在该实施例中,机载处理器经构造,以当位置装置已基于该物理标志辨认出工具的选择位置后,向工具发出致动信号。设计该可致动工具,以被响应该致动信号致动,从而执行井孔操作。
在另一实施例中,工具组件还包括一组卡瓦,其用于将工具组件保持在井孔中。卡瓦可能仅将工具保持在适当位置,同时允许流体循环穿过工具,或者可能将工具保持在适当位置,包括液压密封和隔离。致动信号致动卡瓦,从而导致将外置组件设置和/或定位在井孔中的选择位置。此外,在将工具组件设置在井孔中后,机载处理器在预定时间段向爆炸装置发出信号,从而自毁工具组件。可致动工具可能为桥塞或压裂塞。
本文提供的改进方法和设备还可包括这样的自主系统,其能够用于单程传送多个射孔枪(包括多个枪中的多级,诸如枪地选择发射类型)以及可任选地另外工具,诸如桥塞和压裂塞。在其他实施例中,一个枪可关联或啮合另一工具,诸如桥塞,同时将其他枪在井孔内的选择位置独立地部署和自主致动。图9A-9D和图10示出该发明性方法的一些例示性实施例。图9A示出井孔900,其具有支柱工具组件905,后者包括压裂塞920、射孔枪910、910'、910"(诸如可能继而依次耦合或传输的一组选择发射枪或多个单独的单级射孔枪组)以及位置装置930,诸如套管接箍定位器、记录工具或其他位置传感器。工具组件905也可任选地包括其他装置,诸如定中心装置、拖拉器935等等。可自主地传送工具组件905,诸如通过重力、拖拉器、使用井孔流体“I”的泵送,因此可在射孔前,将工具组件“F”前的流体布置或注入并且增产区域950,或其组合。
图9B示出随着射孔枪910、910'、910"向下打眼地移动并且穿过用于射孔的选择间隔,就自主地射出一个或更多组射孔940、940'、940"的例示性步骤。例如,可在产生群射孔中使用该工艺和设备。该组件可包括单射孔枪或包括多个射孔枪或多个枪级。该部署可能为组件单元,或者为分离、单独部署的单元。随着将射孔枪泵送或重力地、拖拉或以其他方式传送过选择射孔间隔,就可执行该自主射孔。可从井孔内较浅处至井孔内较深处地射出射孔940、940'、940"群,或者从较深深度开始,然后依次射出较浅射孔。
图9B中所示的这些方法和工具组件可促进完井,以及增产井孔的多个连续间隔或级以及从井孔底朝着井孔根或井口的地层,同时不需要使用钢丝绳或钢丝绳工具等等,也不需要完井级设备的管状运送。
现在参考图9C,可在射孔940、940'、940"完成前并且常常更优选在其后设置压裂塞920,从而使得射孔枪能够通过流体到井孔中的液压泵送进行运送。射孔枪(可任选包括每个枪上的控制器)可在发射期间自毁,或者在单独的自毁动作中,当所有的射孔枪都发射后自毁。对于随着压裂塞传送射孔枪地实施例,可选择地使射孔枪脱离压裂塞和/或在设置压裂塞后使其自毁。增产或测试射孔940、940'、940"可开始,从而产生图9D中所示的增产区域980、980'、980"。所有射孔的增产可能充分同时发生,或者可分级,诸如通过使用用于转向的密封球实现。
参考图9D,在适当的指定时间,压裂塞920和/或射孔枪910、910'、910"可自主地或非自主地自毁,或者以其他方式将其清除或破裂,从而导致通过完井940、940'、940"完井950。可将射孔枪910、控制器930、压裂塞和相关碎片970液压布置到井孔完井中,或者将其机械向下打眼地推动、铣除或以其他方式从孔体中循环出去,诸如使用挠性管的加泡沫氮气。
在压裂塞或压裂塞/射孔枪组件达到指定深度以及所有射孔枪都发射后,优选自主设置桥塞。同时,能够开始增产新射孔区域940、940'和940"。增产完成后,如果在射孔活动期间未破坏射孔枪,射孔枪和/或压裂塞就能够通过内部破坏炸药自毁,并且将其碎片清除。
在上述图9A-9D中讨论和例证并且进一步在图10中例证的方法和设备的另一种变体中,可与可能自主发射第一组射孔1040的第一射孔枪或一组选择发射枪1010以及控制器(包括定位器)一起连接或向下打眼地传送压裂塞1020。(注意,相对术语向下打眼涉及朝着井孔的底或底部,而相对术语向上打眼涉及朝着井孔的井口)。在射出第一组新射孔1040后,就可将压裂塞自主地设置在期望位置,诸如在前射孔1080上,或者将其以其他方式可移动地固位在期望位置,诸如通过终止压裂塞运动的套管承托环或一组卡瓦完成,因此压裂塞不激活密封元件,所以流体不连续绕过压裂塞以继续流入先前射孔或完井1050。作为替换方式,可将压裂塞1020自主地设置在期望位置,从而导致进一步井孔流体运动1045(诸如酸或井孔流体,如减阻剂、稠化液或交联液),从而通过新射孔1040离开井孔。
其后,可沿井孔(拴缚或具有绳或接头管)泵送、重力布置或拖拉随后的射孔枪或射孔枪组件1011、1012和1013以及控制器,穿过期望的射孔区域,并且以指定间隔自动发射,从而产生另外射孔1041、1042和1043。可在射出全部射孔后增产新射孔,或者可在射出以后的射孔群或组前将其打开。如上所述,可结合射孔自主自毁射孔枪,或者在其后自毁。
在一些井中,诸如水平井中,可通过使用提高工具穿过或和井孔流体一起移动的帽件、翼件或其他设备提高射孔枪和控制器(或压裂塞或其他自主可致动工具)到选择发射间隔的传送、泵送或降落。这样的设备和方法甚至可能使用低粘性井孔流体,诸如减阻剂,否则,而这可能在液压传送工具时效率低。可通过提供啮合诸如图10中例示性示出的射孔枪或工具组件的帽件和/或翼件增强该工具。因此,可沿井孔高效液压传送射孔枪。
图10也示出这样的实施例,其中,射孔枪或射孔枪组可能关联或啮合自主可致动工具,诸如压裂塞1020。可通过单独传送并且以适当间隔自主致动的枪组件射孔后来的间隔。优选,所有的射孔枪和压裂塞等等都足够易碎,从而能够在射孔、增产和测试完成后自主破坏和清除。
虽然明显本文所述的发明适合井,从而实现上文提出的益处和优点,但是应明白,本发明可包括不偏离其精神的变型、变体和变化。
Claims (119)
1.一种执行管状操作的工具组件,其包括:
可致动工具;
位置装置,其用于基于沿管状主体提供的物理标志感测所述可致动工具在所述管状主体内的位置;以及
机载控制器,其经构造以当所述位置装置已基于所述物理标志识别所述工具的选择位置时,向所述工具发送致动信号;
其中:
所述可致动工具、所述位置装置以及所述机载控制器被一起定尺寸并布置,从将其作为自主可致动单元部署在所述管状主体内;以及
所述可致动工具经设计,以被自主致动,从而响应所述致动信号执行所述管状操作。
2.根据权利要求1所述的工具组件,其中所述管状主体为(i)井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体,或者(ii)含流体的管道。
3.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述位置装置为接箍定位器;以及
通过沿所述管状主体的所述接箍间隔形成所述标志,所述接箍由所述接箍定位器感测。
4.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述位置装置为无线电频率天线;以及
通过沿所述管状主体的识别标签间隔形成所述标志,所述识别标签由所述无线电频率天线感测。
5.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述位置装置包括一对沿所述工具组件间隔隔开的感测装置,其作为下部和上部感测装置;
通过由每个所述感测装置感测的沿所述管状主体间隔放置的标签形成所述标志;
所述控制器包括时钟,其随着所述工具组件横穿标签,确定所述下部感测装置感测和所述上部感测装置感测之间的时间消耗;以及
所述工具组件经编程,以基于所述下部和上部感测装置之间的距离除以所述感测之间的消耗时间确定给定时间的所述工具组件速度。
6.根据权利要求5所述的工具组件,其中通过下列组件确定所述工具组件在沿所述管状主体的选择位置的位置(i)所述工具组件相对于所述下部或上部感测装置感测的所述标签的位置,以及(ii)由所述控制器作为时间的函数计算所述工具组件的速度。
7.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体;
所述工具组件由易碎材料制成;以及
所述工具组件响应指定事件自毁。
8.根据权利要求1所述的工具组件,其中所述指定事件为(i)所述可致动工具的致动,(ii)已过去的选择时间段,或者(iii)其组合。
9.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体;
所述可致动工具为压裂塞,其经构造以当被在所述管状主体内的选择位置致动时形成充分液体密封;以及
所述压裂塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件的位置保持在邻近所述选择位置。
10.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述压裂塞由易碎材料制成;以及
所述压裂塞经构造,以在将所述压裂塞设置在所述管状主体中后的指定时间段自毁。
11.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体;
所述工具组件为射孔枪组件;以及
所述可致动工具包括具有关联炸药的射孔枪。
12.根据权利要求11所述的工具组件,其还包括:
打捞颈。
13.根据权利要求11所述的工具组件,其中:
所述射孔枪充分由易碎材料制成;以及
所述射孔枪在选择水平发射所述射孔枪后自毁。
14.根据权利要求11所述的工具组件,其还包括:
多个非易碎密封球;以及
容器,其用于临时保持所述密封球,所述容器为部分所述工具组件的自主单元,并且其经设计以响应邻近所述射孔枪发射时间的来自所述机载控制器的命令,释放所述密封球。
15.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为承载流体的管道;以及
所述可致动工具为清管器。
16.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体;
所述可致动工具为桥塞,其经构造以当被在所述管状主体内的选择位置致动时形成充分液体密封;以及
所述桥塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件的位置保持在邻近所述选择位置。
17.根据权利要求1所述的工具组件,其还包括:
加速计,其与所述机载控制器电通信,以验证所述工具组件的所述选择位置。
18.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体;
所述可致动工具为桥塞,其经构造以当被在所述管状主体内的选择位置致动时形成充分液体密封;以及
所述桥塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件的位置保持在邻近所述选择位置。
19.根据权利要求18所述的工具组件,其中所述工具组件由金属或可铣材料制成。
20.根据权利要求1所述的工具组件,其中:
所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体或注入流体;以及
所述可致动工具为套管补贴、水泥固位器或桥塞;以及
所述可致动工具由可铣材料制成。
21.一种用于碳氢化合物生产的向下打眼压裂增产组件,其包括:
第一射孔枪组件,其用于在第一选择关注区域射孔井孔,所述第一射孔枪组件充分由易碎材料制成,并且所述第一射孔枪组件包括:
射孔枪,其具有用于在所述第一选择关注区域射孔井孔的关联炸药,所述射孔枪经设计,以一旦引爆其关联炸药就导致所述第一射孔枪自毁;
第一位置定位器,其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在所述第一选择关注区域激活所述射孔枪;以及
安全系统,其用于防止所述射孔枪的所述关联炸药过早引爆;
其中,所述第一射孔枪组件被定尺寸并布置,从将其作为自主单元部署在所述井孔内。
22.根据权利要求21所述的组件,其还包括:
打捞颈,所述打捞颈也由易碎材料制成。
23.根据权利要求21所述的组件,其中:
通过沿所述井孔的所述物体形成物理标志;以及
所述机载控制器经构造以当所述第一位置装置已基于所述物理标志识别所述第一射孔枪组件的期望位置时,向所述关联炸药发送致动信号,以发射所述射孔枪。
24.根据权利要求21所述的组件,其中:
所述第一位置定位器为套管接箍定位器;以及
沿所述井孔的所述物体为接箍,所述接箍由所述接箍定位器感测。
25.根据权利要求21所述的组件,其中:
沿所述井孔的所述物体为选择性地植入并且沿所述井孔间隔的无线电频率标签;以及
所述第一位置定位器为无线电频率接收器,其感测所述无线电频率标签。
26.根据权利要求21所述的组件,其还包括:
第二射孔枪组件,其用于在第二选择关注区域射孔井孔,所述第二射孔枪组件也充分由易碎材料制成,并且所述第二射孔枪组件包括:
射孔枪,其具有用于在所述第二选择关注区域射孔井孔的关联炸药,所述射孔枪经设计,以一旦引爆其关联炸药就导致所述第二射孔枪自毁;
第二位置定位器,其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在所述第二选择关注区域激活所述射孔枪;以及
安全系统,其用于防止所述射孔枪的所述关联炸药过早引爆;
其中,所述第二射孔枪组件被定尺寸并布置,从将其作为自主单元部署在所述井孔内,但是其与限定所述第一射孔枪组件的所述自主单元分离。
27.根据权利要求26所述的组件,其中通过以下方式部署所述第一和第二射孔枪组件(i)通过重力拉动,(ii)通过泵送,(iii)通过拖拉器或(iv)其组合。
28.根据权利要求27所述的组件,其还包括:
打捞颈,所述打捞颈也易碎材料制成。
29.根据权利要求27所述的组件,其还包括:
压裂塞组件,其包括:
压裂塞;
设置工具;
第三位置定位器,其用于其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在相对于所述第一选择关注区域的选择位置激活所述设置工具;
其中,所述压裂塞组件被定尺寸并布置,从将其作为自主单元部署在所述井孔内,但是其与限定所述第一射孔枪组件的所述自主单元分离。
30.根据权利要求29所述的组件,其中所述压裂塞组件充分由易碎材料制成。
31.根据权利要求29所述的组件,其中:
所述第三位置定位器为套管接箍定位器;以及
沿所述井孔的所述物体为接箍,所述接箍由所述接箍定位器感测。
32.根据权利要求29所述的组件,其中:
沿所述井孔的所述物体为选择性地植入并且沿所述井孔间隔的无线电频率标签;以及
所述第一位置定位器、所述第二位置定位器和所述第三位置定位器每个都为无线电频率接收器,其感测所述无线电频率标签。
33.根据权利要求27所述的组件,其中所述第一和第二位置射孔枪组件每个都充分由陶瓷材料制成。
34.根据权利要求21所述的组件,其中所述安全系统包括最少两个挡板,以防止过早发射所述射孔枪,所述各个挡板包括:
(i)垂直位置传感器;
(ii)压力传感器;
(iii)速度传感器;以及
(iv)时钟,其用于从装药时刻计时。
35.一种在多个关注区域射孔井孔的方法,其包括:
提供充分由易碎材料制成的第一自主射孔枪组件,所述第一射孔枪组件经构造,以检测沿所述井孔的第一选择关注区域;
将所述第一射孔枪组件部署到所述井孔中;
一旦检测出所述第一射孔枪组件已达到所述第一选择关注区域,就沿所述第一关注区域发射弹药,以产生射孔;
提供充分由易碎材料制成的第二自主射孔枪组件,所述第二射孔枪组件经构造,以检测沿所述井孔的第二选择关注区域;
将所述第二射孔枪组件部署到所述井孔中;
一旦检测出所述第二射孔枪组件已达到所述第二选择关注区域,就沿所述第二关注区域发射弹药,以产生射孔。
36.根据权利要求35所述的射孔井孔的方法,其中:
所述第一射孔枪组件和所述第二射孔枪组件每个都包括:
射孔枪,其具有用于射孔所述井孔的关联炸药;
位置定位器,其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在所述选择关注区域激活所述射孔枪;以及
安全系统,其用于防止所述射孔枪的所述关联炸药过早引爆;
其中,所述第一射孔枪组件和所述第二射孔枪组件每个被定尺寸并布置,从将其作为分离自主单元部署在所述井孔内。
37.根据权利要求36所述的射孔井孔的方法,其中通过以下方式部署所述第一和第二射孔枪组件的每个组件(i)通过重力拉动,(ii)通过泵送,(iii)通过拖拉器或(iv)其组合。
38.根据权利要求37所述的射孔井孔的方法,其中所述第一射孔枪组件和所述第二射孔枪组件每个还都包括:
打捞颈,所述打捞颈也易碎材料制成。
39.根据权利要求37所述的射孔井孔的方法,其还包括:
邻近发射所述第二射孔枪组件的射孔枪的时间从所述第二射孔枪组件释放密封球;以及
导致所述密封球临时密封所述第一射孔枪组件导致的射孔。
40.根据权利要求39所述的射孔井孔的方法,其中所述第二射孔枪组件还包括:
多个非易碎密封球;以及
容器,其用于临时保持所述密封球,响应邻近所述第二射孔枪组件的所述射孔枪发射时间的来自所述机载控制器的命令,释放所述密封球。
41.根据权利要求36所述的射孔井孔的方法,其中:
通过沿所述井孔的所述物体形成物理标志;以及
所述第一射孔枪组件的所述机载控制器经构造以当所述第一位置定位器已基于所述物理标志识别相应于所述第一选择关注区域的所述第一射孔枪组件的期望位置时,向所述关联炸药发送致动信号,以发射所述射孔枪;以及
所述第二射孔枪组件的所述机载控制器经构造以当所述第二位置定位器已基于所述物理标志识别相应于所述第二选择关注区域的所述第二射孔枪组件的期望位置时,向所述关联炸药发送致动信号,以发射所述射孔枪
42.根据权利要求41所述的射孔井孔的方法,其中:
所述第一和第二位置定位器每个都为套管接箍定位器;以及
沿所述井孔的所述物体为接箍,所述接箍由所述接箍定位器感测。
43.根据权利要求41所述的射孔井孔的方法,其中:
沿所述井孔的所述物体为选择性地植入并且沿所述井孔间隔的无线电频率标签;以及
所述第一和第二位置定位器每个都为无线电频率接收器,其感测所述无线电频率标签。
44.根据权利要求36所述的射孔井孔的方法,其还包括:
提供自主压裂塞组件,所述压裂塞组件经构造以沿所述井孔检测选择位置,用于设置;
将所述压裂塞组件部署到所述井孔中;以及
一旦检测到所述压裂塞组件已沿所述井孔达到所述选择位置,就致动卡瓦,以设置所述压裂塞组件。
45.根据权利要求44所述的射孔井孔的方法,其中所述压裂塞组件包括:
压裂塞,其具有弹性密封件和一组卡瓦;
设置工具,其用于膨胀所述密封件和所述卡瓦;
位置定位器,其用于其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在沿所述井孔的选择位置激活所述卡瓦;以及
其中,所述压裂塞组件被定尺寸并布置,从将其作为自主单元部署在所述井孔内,但是其与限定所述第一射孔枪组件的所述自主单元分离。
46.根据权利要求45所述的射孔井孔的方法,其中所述压裂塞组件充分由易碎材料制成。
47.根据权利要求46所述的射孔井孔的方法,其还包括:
在指定时间段后导致所述压裂塞组件自毁。
48.根据权利要求35所述的方法,其中所述第一区域位于所述第二区域上。
49.根据权利要求35所述的方法,其中所述第二区域位于所述第一区域上。
50.一种向下打眼井孔操作的集成工具,其包括:
塞主体,其具有密封元件;
设置工具,其用于将所述塞主体设置在管状主体内;
射孔枪,其用于在选择关注区域射孔所述管状主体,所述射孔枪具有关联炸药,其用于在所述选择关注区域射孔所述管状主体;
位置定位器,其用于感测沿所述井孔出现的物体,并且作为响应产生深度信号;
机载控制器,其用于处理所述深度信号,并且用于在所述选择关注区域激活所述设置工具和所述射孔枪至少其中之一;
安全系统,其用于防止所述射孔枪的所述关联炸药过早引爆;
其中,所述集成工具被定尺寸并布置,从将其作为自主致动单元部署在所述井孔内,并且所述压裂主体和射孔枪至少其中之一充分由易碎材料制成。
51.一种执行井孔操作的工具组件,其包括:
可致动工具,其经构造以在作业绳上进入井孔;
位置装置,其用于基于沿所述井孔提供的物理标志感测所述可致动工具在所述井孔内的位置;以及
机载控制器,其经构造以当所述位置装置已基于所述物理标志识别所述工具的选择位置时,向所述工具发送致动信号,所述可致动工具经设计以致动,从而响应所述致动信号执行所述井孔操作。
52.根据权利要求51所述的工具组件,其中:
所述井孔经构造,以从地下地层产生碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层;以及
所述工作绳为(i)接头管,(ii)钢丝绳,或(iii)电缆。
53.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述可致动工具还包括引爆装置;
所述工具组件由易碎材料制成;以及
所述机载控制器进一步经构造,以在所述机载控制器装药后的指定时间向所述引爆装置发送引爆信号。
54.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述位置装置为无线电频率天线;以及
通过沿所述管状主体的接箍间隔形成所述标志,所述接箍由所述接箍定位器感测。
55.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述位置装置为无线电频率天线;以及
通过沿所述管状主体的识别标签间隔形成所述标志,所述识别标签由所述无线电频率天线感测。
56.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述工具组件由易碎材料制成;以及
所述工具组件响应下列条件自毁(i)所述可致动工具的致动,(ii)过去了选择时间段,或者(iii)其组合。
57.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述可致动工具为压裂塞,所述压裂塞经构造以当在所述管状主体的所述选择位置致动时,形成充分流体密封;以及
所述压裂塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件保持在邻近所述选择位置的位置。
58.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述工具组件为射孔枪组件;以及
所述可致动工具包括具有关联炸药的射孔枪。
59.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述可致动工具为桥塞,其经构造以当被在所述管状主体内的选择位置致动时形成充分液体密封;
所述工具组件由可铣材料制成;以及
所述桥塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件的位置保持在邻近所述选择位置。
60.根据权利要求52所述的工具组件,其中:
所述可致动工具为套管补片、压裂塞、桥塞或水泥固位器;以及
所述可致动工具由可铣材料制成。
61.根据权利要求60所述的工具组件,其中所述可铣材料包括陶瓷、酚醛树脂、复合材料、铸铁、铜、铝或其组合。
62.一种执行管状操作的工具组件,其包括:
可致动工具,其经构造以通过拖拉器进入管状主体;
控制器,其包括:
位置装置,其用于基于沿所述管状主体提供的物理标志,感测所述可致动工具在所述管状主体内的位置;以及
机载处理器(i)其经构造,以当所述位置装置已基于所述物理标志识别所述工具的选择位置时,向所述工具发送致动信号,所述可致动工具经设计,以响应所述致动信号经致动执行所述管状操作,以及(ii)具有计时器,其用于将所述工具组件设置在所述管状主体中后,在预定时间段使所述工具组件自毁。
63.根据权利要求62所述的工具组件,其中所述管状主体为井孔,其经构造以从地下地层产生碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层。
64.根据权利要求62所述的工具组件,其中:
所述管状主体为承载流体的管道;以及
所述可致动工具为清管器。
65.一种执行井孔操作的工具组件,其包括:
可致动工具,其经构造以在电缆上进入井孔中,所述可致动工具由易碎材料制作;
引爆装置;以及
机载处理器(i)其经构造以通过致动所述可致动工具的电缆接收致动信号并且执行所述井孔操作,以及ii)具有计时器,其用于将所述工具组件在所述井孔中致动后,在预定时间段使用所述引爆装置使所述工具组件自毁。
66.根据权利要求62所述的工具组件,其中所述井孔经构造以从地下地层产生碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层。
67.根据权利要求65所述的工具组件,其中:
所述位置装置为接箍定位器;以及
通过沿所述管状主体的所述接箍间隔形成所述标志,所述接箍由所述接箍定位器感测。
68.根据权利要求65所述的工具组件,其中:
所述位置装置为无线电频率天线;以及
通过沿所述管状主体的识别标签间隔形成所述标志,所述识别标签由所述无线电频率天线感测。
69.根据权利要求65所述的工具组件,其中:
所述可致动工具为压裂塞或桥塞,其经构造以当被在所述管状主体内的选择位置致动时形成充分液体密封;以及
所述压裂塞包括弹性密封元件和一组卡瓦,其用于将所述工具组件的位置保持在邻近所述选择位置。
70.根据权利要求65所述的工具组件,其中:
所述工具组件为射孔枪组件;以及
所述可致动工具包括具有关联炸药的射孔枪。
71.一种执行井孔完井操作的方法,其包括:
使工具组件在作业绳上进入井孔,所述工具组件由易碎材料制作,并且所述工具组件包括:
可致动工具,
设置工具,
引爆装置,以及
计时器,其用于将所述工具组件在所述井孔中致动后,在预定时间段使用所述引爆装置使所述工具组件自毁;以及
在将所述工具组件设置在所述井孔中后清除所述作业绳。
72.根据权利要求71所述的方法,其中所述可致动工具为压裂塞、水泥固位器或桥塞。
73.根据权利要求71所述的方法,其中:
所述井孔经构造,以从地下地层产生碳氢化合物流体,或者将流体注入地下地层;以及
所述工作绳为(i)接头管,(ii)钢丝绳,或(iii)电缆。
74.根据权利要求71所述的方法,其中:
所述工作绳为接头管;
所述工具组件还包括位置装置,其用于基于沿所述井孔提供的物理标志感测所述可致动工具在所述井孔内的位置;以及
机载处理器,其经构造以当所述位置装置已基于所述物理标志识别所述工具的选择位置时,向所述工具发送致动信号,所述可致动工具经设计,以响应所述致动信号经致动执行所述井孔操作。
75.根据权利要求74所述的方法,其中:
所述工具组件还包括一组卡瓦,其用于将所述工具组件保持在所述井孔中;
所述致动信号致动所述卡瓦,以导致将所述工具组件设置在所述井孔内的所述选择位置;以及
机载处理器在将所述工具组件设置在所述井孔中后,向所述引爆装置发出信号,以在预定时间段使所述工具组件自毁。
76.根据权利要求75所述的方法,其中所述可致动工具为桥塞或压裂塞。
77.根据权利要求75所述的方法,其中:
所述可致动工具为射孔枪;以及
所述致动信号致动所述射孔枪,以沿所述井孔在所述选择位置产生射孔。
78.一种在管状主体内自主执行可致动操作的工具组件,所述工具组件包括:
可致动工具;
位置装置,其用于基于沿所述管状主体通过所述位置装置确定的物理标志感测所述可致动工具在所述管状主体内的位置;以及
控制器,其经构造以当所述位置装置识别所述工具的选择位置时,响应所述物理标志向所述工具发送致动信号;
其中:
所述可致动工具、所述位置装置以及所述机载控制器可被作为自主可致动单元部署在所述管状主体内;以及
所述可致动工具可自主致动,从而响应从所述控制器接收所述致动信号执行所述管状操作。
79.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述管状主体为(i)地下井孔,或(ii)管道。
80.根据权利要求78所述的工具组件,其中:
所述位置装置包括下列装置至少一种,即接箍定位器、伽马射线工具、RFID装置以及无线电频率天线。
81.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述可致动工具包括易碎材料,并且至少一部分所述易碎材料响应指定事件自毁。
82.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体,并且所述可致动工具包括可自主致动塞,其经构造以当被在所述管状主体内的所述选择位置致动时,在所述井孔内形成充分流体密封。
83.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述管状主体为井孔,其经构造以产生碳氢化合物流体,并且所述可致动工具包括可自主致动射孔枪。
84.根据权利要求83所述的工具组件,其中所述工具组件还包括机械连接所述射孔枪的塞子。
85.根据权利要求83所述的工具组件,其还包括可独立于所述第一可自主致动射孔枪部署和致动的另一自主致动射孔枪。
86.根据权利要求83所述的工具组件,其中另一可自主致动射孔枪包括液压盖或翼,以提高所述另一枪在所述井孔内的传送。
87.根据权利要求78所述的工具组件,其还包括可独立于所述第一可自主致动工具部署和致动的另一自主致动工具。
88.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述管状主体为承载流体的管道,并且所述可致动工具为清管器。
89.根据权利要求78所述的工具组件,其中所述可致动工具包括多级射孔枪组件,随着沿所述管状组件传送所述多级射孔枪组件,所述多级射孔枪组件自主发射多级的一个或更多选择级。
90.一种在管状主体内自主致动工具操作的方法,所述方法包括:
提供可自主致动工具组件,其包括:
可致动工具;
位置装置,其用于基于沿所述管状主体通过所述位置装置确定的物理标志感测所述可致动工具在所述管状主体内的位置;以及
控制器,其经构造以当所述位置装置确定所述工具的选择位置时,响应所述物理标志向所述工具发送致动信号;
将所述自主工具组件作为可自主致动单元部署在所述管状主体内;以及
响应从所述控制器接收的所述工具致动信号,自主致动所述可致动工具,以执行所述管状操作。
91.根据权利要求90所述的方法,其还包括通过所述可自主致动信号或另一可自主致动信号毁坏所述工具组件的至少易碎部分。
92.一种自主执行地下井孔操作的方法,所述方法包括:
提供可自主致动工具组件,其包括:
可致动工具,其包括至少一个易碎和可铣组件;
位置装置,其用于基于沿所述井孔通过所述位置装置确定的物理标志感测所述可致动工具在所述井孔内的位置;以及
控制器,其经构造以当所述位置装置确定所述工具的致动位置时,响应所述物理标志向所述可致动工具发送致动信号;
将所述自主工具组件作为可自主致动单元部署在所述井孔内;以及
响应从所述控制器接收的所述工具致动信号,自主致动所述可致动工具,以执行所述井孔操作。
93.根据权利要求92所述的方法,其中所述可致动工具包括射孔枪,并且所述方法还包括在所述井孔内自主射孔第一组射孔;以及
开启所述第一组射孔,以将来自所述井孔内的井孔流体引导经过所述第一组射孔。
94.根据权利要求93所述的方法,其中所述可致动工具包括具有易碎组件的可自主致动塞,并且所述方法还包括将所述塞子定位在所述第一组射孔孔上的所述井孔内;以及
从所述塞子孔上引导另一自主井孔操作。
95.根据权利要求93所述的方法,其中所述可致动工具包括啮合另一射孔枪的可自主致动塞,并且所述方法还包括将所述工具组件部署在所述井孔内,并且响应所述致动信号自主致动所述另一射孔枪,以产生另一组射孔。
96.根据权利要求95所述的方法,其还包括自主致动所述塞子,以在致动所述射孔枪后将所述塞子设置在所述井孔内。
97.根据权利要求96所述的方法,其还包括通过所述可自主致动信号或另一可自主致动信号,毁坏所述工具组件的至少易碎部分。
98.根据权利要求96所述的方法,其中通过致动所述另一射孔枪产生增产所述另一组射孔的步骤。
99.根据权利要求97所述的方法,其还包括从所述井孔清除碎片。
100.根据权利要求96所述的方法,其还包括这样的步骤,即传送仍另一射孔枪和另一塞子,并且在另一组射孔孔上自主射孔所述井孔,以产生仍另一组射孔并且在所述另一组射孔和所述仍另一组射孔中间自主设置所述另一塞子,并且其后增产所述仍另一组射孔。
101.根据权利要求94所述的方法,其中所述可致动工具包括第二射孔枪,并且所述方法包括部署啮合所述塞子的所述第二射孔枪,并且响应所述致动信号自主发射所述第二射孔枪。
102.根据权利要求95所述的方法,其中所述部署所述第二射孔枪的方法包括部署多个射孔枪或多级枪,并且所述方法还包括自主和选择性地致动每一个枪或每一级,以在所述井孔内产生多组射孔。
103.根据权利要求92所述的方法,其中所述可致动工具包括可自主致动塞,并且所述方法还包括将所述塞子自主定位在所述井孔内;并且从所述塞子孔上引导自主井孔操作。
104.根据权利要求103所述的方法,其中所述可致动工具包括机械耦合所述可自主致动射孔枪的所述可自主致动塞,并且所述方法还包括将所述工具组件部署在所述井孔内,并且响应所述致动信号自主致动所述射孔枪,以从所述塞子孔上产生一组射孔。
105.根据权利要求104所述的方法,其还包括在设置所述塞子前引导自主致动射孔枪的步骤。
106.根据权利要求103所述的方法,其中所述可致动工具包括不机械耦合所述塞子的可自主致动射孔枪,并且所述方法还包括将所述塞子部署在所述井孔内并且自主致动所述塞子,并且单独在所述井孔内部署所述射孔枪,并且响应所述致动信号自主致动所述射孔枪,以从所述塞子孔上产生一组射孔。
107.根据权利要求106所述的方法,,其还包括在设置所述塞子前引导自主激活射孔枪的步骤。
108.根据权利要求92所述的方法,其还包括以所述可自主致动信号或另一可自主致动信号,自主毁坏所述工具组件的至少易碎部分。
109.根据权利要求103所述的方法,其中从所述塞子孔上引导自主操作的步骤还包括增产所述自主产生的射孔的步骤。
110.根据权利要求108所述的方法,其还包括从所述井孔清除碎片。
111.根据权利要求104所述的方法,其还包括这样的步骤,即传送仍另一射孔枪和另一塞子,并且在另一组射孔孔上自主射孔所述井孔,以产生仍另一组射孔,并且在所述另一组射孔和所述仍另一组射孔中间自主设置所述另一塞子,并且其后增产所述仍另一组射孔。
112.根据权利要求104所述的方法,其中所述可致动工具包括第二射孔枪,并且所述方法包括部署啮合所述塞子的所述第二射孔枪,并且响应所述致动信号自主发射所述第二射孔枪。
113.根据权利要求104所述的方法,其中所述部署所述射孔枪的方法包括部署多个射孔枪,并且所述方法还包括自主致动每一个枪,以在所述井孔内产生多组射孔。
114.根据权利要求95所述的方法,其中所述可致动工具包括仍另一射孔枪,并且所述方法还包括部署啮合所述塞子的所述仍另一射孔枪,并且响应所述致动信号自主发射所述仍另一射孔枪。
115.根据权利要求114所述的方法,其中所述部署所述仍另一射孔枪的方法包括部署多个射孔枪,并且所述方法还包括自主和选择性地致动每一个枪,以在所述井孔内产生多组射孔。
116.根据权利要求92所述的方法,其还包括以所述可自主致动信号或另一可自主致动信号,毁坏所述工具组件的至少易碎部分。
117.根据权利要求92所述的方法,其中所述工具组件包括至少两个射孔枪,所述至少两个射孔枪的每个枪都可独立部署在所述井孔内,并且所述至少两个射孔枪的每个枪都可响应所述至少两个射孔枪的每个枪接收各自独立致动信号独立地自主致动,导致至少两个射孔枪的各个每个枪的独立自主致动。
118.根据权利要求92所述的方法,其在所述工具组件上提供盖或翼,以提高所述工具组件在所述井孔内的部署。
119.根据权利要求92所述的方法,其中所述可致动工具包括易碎材料,并且所述方法包括响应指定事件自主地毁坏至少一部分所述易碎材料。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US34857810P | 2010-05-26 | 2010-05-26 | |
US61/348,578 | 2010-05-26 | ||
PCT/US2011/038202 WO2011150251A1 (en) | 2010-05-26 | 2011-05-26 | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103097653A true CN103097653A (zh) | 2013-05-08 |
CN103097653B CN103097653B (zh) | 2017-08-25 |
Family
ID=45004268
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201180026058.8A Active CN103097653B (zh) | 2010-05-26 | 2011-05-26 | 使用自主管状单元多区域压裂增产储集层的组件与方法 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9284819B2 (zh) |
EP (1) | EP2576979B1 (zh) |
CN (1) | CN103097653B (zh) |
AU (1) | AU2011258158B2 (zh) |
CA (1) | CA2799618C (zh) |
RU (1) | RU2571460C2 (zh) |
WO (2) | WO2011149597A1 (zh) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106103893A (zh) * | 2014-03-14 | 2016-11-09 | 丹麦先进技术有限公司 | 井下工具的激活机构及其方法 |
CN106837265A (zh) * | 2017-01-17 | 2017-06-13 | 成都众智诚成石油科技有限公司 | 一种新的井下套管射孔方法 |
CN108138559A (zh) * | 2016-01-08 | 2018-06-08 | Sc资产有限公司 | 筒夹挡板系统和用于压裂油气层的方法 |
CN109057774A (zh) * | 2018-07-16 | 2018-12-21 | 西安物华巨能爆破器材有限责任公司 | 精准全方位控制水下无线通讯遥传装置 |
CN112536732A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-03-23 | 格力电器(武汉)有限公司 | 用于封堵密闭容器的接口的工具 |
CN112761593A (zh) * | 2021-02-01 | 2021-05-07 | 大庆油田有限责任公司 | 一种智能压力控制射孔与桥塞联作装置及方法 |
US11713638B2 (en) | 2016-01-08 | 2023-08-01 | Sc Asset Corporation | Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation |
Families Citing this family (166)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103534436B (zh) | 2010-12-17 | 2018-01-19 | 埃克森美孚上游研究公司 | 自主式井下输送系统 |
SG10201510416WA (en) | 2010-12-17 | 2016-01-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
US8955603B2 (en) * | 2010-12-27 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well |
WO2012161854A2 (en) | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US8951405B2 (en) | 2012-06-01 | 2015-02-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Upgrading of asphaltene-depleted crudes |
CA2872794C (en) | 2012-06-06 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for secondary sealing of a perforation within a wellbore casing |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
AU2012385499B2 (en) | 2012-07-16 | 2016-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | A system and method for wireline tool pump-down operations |
EP2888444B1 (en) * | 2012-07-16 | 2016-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | A system and method for correcting the speed of a downhole tool string |
US10030473B2 (en) * | 2012-11-13 | 2018-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
US9322239B2 (en) | 2012-11-13 | 2016-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
US9382781B2 (en) * | 2012-12-19 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Completion system for accomodating larger screen assemblies |
US9587487B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
RU2514870C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ идентификации нефтепромыслового оборудования |
CN103230728B (zh) * | 2013-05-10 | 2015-05-20 | 北京中科润石油技术服务有限公司 | 油井现场硫化氢治理方法 |
US9702680B2 (en) | 2013-07-18 | 2017-07-11 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Perforation gun components and system |
US20220258103A1 (en) | 2013-07-18 | 2022-08-18 | DynaEnergetics Europe GmbH | Detonator positioning device |
CA2918954A1 (en) | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for restricting fluid flow in a wellbore with an autonomous sealing device and motion-arresting structures |
US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
CN103590768B (zh) * | 2013-11-12 | 2017-02-15 | 中国地方煤矿总公司 | 煤炭开采区域的废弃裸眼井治理方法 |
CN103590817B (zh) * | 2013-11-12 | 2016-12-28 | 中国地方煤矿总公司 | 煤炭开采区域的废弃油气井治理方法 |
AU2013406811B2 (en) * | 2013-12-04 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball drop tool and methods of use |
AU2014374420B2 (en) * | 2014-01-06 | 2017-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Releasing a well drop |
RU2677513C2 (ru) | 2014-03-07 | 2019-01-17 | Динаэнергетикс Гмбх Унд Ко. Кг | Устройство и способ для установки детонатора в узел перфоратора |
CA2942830A1 (en) * | 2014-04-07 | 2015-10-15 | Tam International, Inc. | Rfid control dart |
US9518440B2 (en) * | 2014-04-08 | 2016-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Bridge plug with selectivity opened through passage |
GB201409382D0 (en) * | 2014-05-27 | 2014-07-09 | Etg Ltd | Wellbore activation system |
CN104453792A (zh) * | 2014-07-04 | 2015-03-25 | 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心 | 一种煤层开采方法及结构 |
CA2953571C (en) | 2014-08-08 | 2018-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for multi-zone fracture stimulation of a well |
WO2016039888A1 (en) * | 2014-09-08 | 2016-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Autonomous wellbore devices with orientation-regulating structures and systems and methods including the same |
EP3191683A1 (en) | 2014-09-12 | 2017-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
CA2963396C (en) | 2014-10-03 | 2019-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
RU2565617C1 (ru) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
US10100601B2 (en) | 2014-12-16 | 2018-10-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole assembly having isolation tool and method |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
US11293736B2 (en) | 2015-03-18 | 2022-04-05 | DynaEnergetics Europe GmbH | Electrical connector |
US9784549B2 (en) | 2015-03-18 | 2017-10-10 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Bulkhead assembly having a pivotable electric contact component and integrated ground apparatus |
US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9745820B2 (en) * | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10189026B2 (en) * | 2015-06-26 | 2019-01-29 | Spt Group Llc | System and method for thermal ablation of pigging devices |
CN105089549A (zh) * | 2015-08-27 | 2015-11-25 | 淮北矿业(集团)勘探工程有限责任公司 | 用于高压环境中的注浆孔口装置 |
US10415356B2 (en) * | 2015-10-09 | 2019-09-17 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Insert for well plugs and method |
US10221669B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including a plurality of selective stimulation ports and methods of utilizing the same |
US10196886B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Select-fire, downhole shockwave generation devices, hydrocarbon wells that include the shockwave generation devices, and methods of utilizing the same |
US10309195B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Selective stimulation ports including sealing device retainers and methods of utilizing the same |
US10704356B2 (en) | 2015-12-28 | 2020-07-07 | Ely And Associates, Llc | Method for preventing influx of fluid during fracturing of an offset well |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US20170314372A1 (en) | 2016-04-29 | 2017-11-02 | Randy C. Tolman | System and Method for Autonomous Tools |
RU2634134C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-24 | Артур Фаатович Гимаев | Способ интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10731430B2 (en) * | 2016-10-03 | 2020-08-04 | Owen Oil Tools Lp | Perforating gun |
US10753183B2 (en) | 2016-10-13 | 2020-08-25 | Geodynamics, Inc. | Refracturing in a multistring casing with constant entrance hole perforating gun system and method |
US9725993B1 (en) | 2016-10-13 | 2017-08-08 | Geodynamics, Inc. | Constant entrance hole perforating gun system and method |
US10428623B2 (en) | 2016-11-01 | 2019-10-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Ball dropping system and method |
CA3040881A1 (en) | 2016-11-15 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including selective stimulation ports sealed with sealing devices and methods of operating the same |
US10914145B2 (en) | 2019-04-01 | 2021-02-09 | PerfX Wireline Services, LLC | Bulkhead assembly for a tandem sub, and an improved tandem sub |
CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10364632B2 (en) * | 2016-12-20 | 2019-07-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole assembly including degradable-on-demand material and method to degrade downhole tool |
US10364631B2 (en) * | 2016-12-20 | 2019-07-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole assembly including degradable-on-demand material and method to degrade downhole tool |
US10364630B2 (en) * | 2016-12-20 | 2019-07-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole assembly including degradable-on-demand material and method to degrade downhole tool |
US10865617B2 (en) | 2016-12-20 | 2020-12-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One-way energy retention device, method and system |
NO343273B1 (en) * | 2017-02-28 | 2019-01-14 | Archer Oiltools As | Autonomous plug tool |
US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
US11293578B2 (en) | 2017-04-25 | 2022-04-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
US11015409B2 (en) | 2017-09-08 | 2021-05-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System for degrading structure using mechanical impact and method |
RU2665769C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
WO2019074731A1 (en) * | 2017-10-11 | 2019-04-18 | Geodynamics, Inc. | RE-FRACTURING IN A MULTI-TRAIN TUBING WITH A CONSTANT INHIBITION HOLE SYSTEM AND METHOD |
CN111201454B (zh) | 2017-10-13 | 2022-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于利用通信执行操作的方法和系统 |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS |
US20190120004A1 (en) * | 2017-10-24 | 2019-04-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Borehole Alteration of Tubular String to Create and Close Off Openings |
WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
US10358885B2 (en) | 2017-11-17 | 2019-07-23 | Geodynamics, Inc. | Controlled timing of actuated plug element and method |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
WO2019133290A1 (en) | 2017-12-29 | 2019-07-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
US10711600B2 (en) | 2018-02-08 | 2020-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
CA3144927C (en) * | 2018-04-11 | 2023-05-02 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Perforating systems and flow control for use with well completions |
US11905823B2 (en) | 2018-05-31 | 2024-02-20 | DynaEnergetics Europe GmbH | Systems and methods for marker inclusion in a wellbore |
US11661824B2 (en) | 2018-05-31 | 2023-05-30 | DynaEnergetics Europe GmbH | Autonomous perforating drone |
US11408279B2 (en) | 2018-08-21 | 2022-08-09 | DynaEnergetics Europe GmbH | System and method for navigating a wellbore and determining location in a wellbore |
US11434713B2 (en) * | 2018-05-31 | 2022-09-06 | DynaEnergetics Europe GmbH | Wellhead launcher system and method |
US10794159B2 (en) * | 2018-05-31 | 2020-10-06 | DynaEnergetics Europe GmbH | Bottom-fire perforating drone |
US10458213B1 (en) | 2018-07-17 | 2019-10-29 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Positioning device for shaped charges in a perforating gun module |
US11591885B2 (en) | 2018-05-31 | 2023-02-28 | DynaEnergetics Europe GmbH | Selective untethered drone string for downhole oil and gas wellbore operations |
US10605037B2 (en) * | 2018-05-31 | 2020-03-31 | DynaEnergetics Europe GmbH | Drone conveyance system and method |
US10386168B1 (en) | 2018-06-11 | 2019-08-20 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Conductive detonating cord for perforating gun |
USD903064S1 (en) | 2020-03-31 | 2020-11-24 | DynaEnergetics Europe GmbH | Alignment sub |
US11339614B2 (en) | 2020-03-31 | 2022-05-24 | DynaEnergetics Europe GmbH | Alignment sub and orienting sub adapter |
US11808093B2 (en) | 2018-07-17 | 2023-11-07 | DynaEnergetics Europe GmbH | Oriented perforating system |
US11808098B2 (en) | 2018-08-20 | 2023-11-07 | DynaEnergetics Europe GmbH | System and method to deploy and control autonomous devices |
US10975670B2 (en) * | 2018-10-05 | 2021-04-13 | Tenax Energy Solutions, LLC | Perforating gun |
US11286756B2 (en) * | 2018-10-17 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slickline selective perforation system |
CN109469474B (zh) * | 2018-12-05 | 2021-11-02 | 中国矿业大学(北京) | 基于下向穿层钻孔同时测定多煤层瓦斯压力的装置及方法 |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
US20220067641A1 (en) * | 2019-01-03 | 2022-03-03 | Oxy Usa Inc. | System and methods for managing oil and gas production equipment |
USD1010758S1 (en) | 2019-02-11 | 2024-01-09 | DynaEnergetics Europe GmbH | Gun body |
USD1019709S1 (en) | 2019-02-11 | 2024-03-26 | DynaEnergetics Europe GmbH | Charge holder |
US10689955B1 (en) | 2019-03-05 | 2020-06-23 | SWM International Inc. | Intelligent downhole perforating gun tube and components |
US11078762B2 (en) | 2019-03-05 | 2021-08-03 | Swm International, Llc | Downhole perforating gun tube and components |
US11268376B1 (en) | 2019-03-27 | 2022-03-08 | Acuity Technical Designs, LLC | Downhole safety switch and communication protocol |
EP3966427A1 (en) | 2019-04-01 | 2022-03-16 | DynaEnergetics Europe GmbH | Retrievable perforating gun assembly and components |
US11293737B2 (en) | 2019-04-01 | 2022-04-05 | XConnect, LLC | Detonation system having sealed explosive initiation assembly |
US11906278B2 (en) | 2019-04-01 | 2024-02-20 | XConnect, LLC | Bridged bulkheads for perforating gun assembly |
US11913767B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-02-27 | XConnect, LLC | End plate for a perforating gun assembly |
US11940261B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-03-26 | XConnect, LLC | Bulkhead for a perforating gun assembly |
US10927627B2 (en) | 2019-05-14 | 2021-02-23 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
US11255147B2 (en) | 2019-05-14 | 2022-02-22 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
US11578549B2 (en) | 2019-05-14 | 2023-02-14 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
NL2025382B1 (en) * | 2019-05-23 | 2023-11-20 | Halliburton Energy Services Inc | Locating self-setting dissolvable plugs |
GB2596252B (en) | 2019-05-23 | 2023-03-29 | Halliburton Energy Services Inc | Locating self-setting dissolvable plugs |
US10914156B2 (en) | 2019-05-30 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frac pulser system and method of use thereof |
WO2020254099A1 (en) | 2019-06-18 | 2020-12-24 | DynaEnergetics Europe GmbH | Automated drone delivery system |
CN114174632A (zh) | 2019-07-19 | 2022-03-11 | 德力能欧洲有限公司 | 弹道致动的井筒工具 |
US11559875B2 (en) | 2019-08-22 | 2023-01-24 | XConnect, LLC | Socket driver, and method of connecting perforating guns |
US10822914B1 (en) * | 2019-09-19 | 2020-11-03 | Zipfrac LLC | Fracing apparatus and methodology using pressure-sensing diverters |
CN110566167B (zh) * | 2019-10-18 | 2024-01-26 | 吉林大学 | 一种致密储层垂直井体积压裂二次造缝射孔枪 |
US11225850B2 (en) * | 2019-11-04 | 2022-01-18 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting a tubular in a wellbore |
WO2021116336A1 (en) | 2019-12-10 | 2021-06-17 | DynaEnergetics Europe GmbH | Initiator head with circuit board |
US11480038B2 (en) | 2019-12-17 | 2022-10-25 | DynaEnergetics Europe GmbH | Modular perforating gun system |
US11746612B2 (en) | 2020-01-30 | 2023-09-05 | Advanced Upstream Ltd. | Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations |
US20210262332A1 (en) * | 2020-02-25 | 2021-08-26 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method and assembly for fracturing a borehole |
US11225848B2 (en) | 2020-03-20 | 2022-01-18 | DynaEnergetics Europe GmbH | Tandem seal adapter, adapter assembly with tandem seal adapter, and wellbore tool string with adapter assembly |
USD981345S1 (en) | 2020-11-12 | 2023-03-21 | DynaEnergetics Europe GmbH | Shaped charge casing |
US11988049B2 (en) | 2020-03-31 | 2024-05-21 | DynaEnergetics Europe GmbH | Alignment sub and perforating gun assembly with alignment sub |
US11619119B1 (en) | 2020-04-10 | 2023-04-04 | Integrated Solutions, Inc. | Downhole gun tube extension |
USD904475S1 (en) | 2020-04-29 | 2020-12-08 | DynaEnergetics Europe GmbH | Tandem sub |
US11319770B2 (en) | 2020-06-24 | 2022-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool with a retained object |
US20220081982A1 (en) * | 2020-09-03 | 2022-03-17 | Defiant Engineering, Llc | Downhole intervention and completion drone and methods of use |
US11732556B2 (en) | 2021-03-03 | 2023-08-22 | DynaEnergetics Europe GmbH | Orienting perforation gun assembly |
US11713625B2 (en) | 2021-03-03 | 2023-08-01 | DynaEnergetics Europe GmbH | Bulkhead |
US11448026B1 (en) | 2021-05-03 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Cable head for a wireline tool |
US11859815B2 (en) | 2021-05-18 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Flare control at well sites |
US11905791B2 (en) | 2021-08-18 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Float valve for drilling and workover operations |
US11913298B2 (en) | 2021-10-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole milling system |
US11761311B2 (en) | 2021-12-03 | 2023-09-19 | Saudi Arabian Oil Company | Perforation cluster layout design and its relative orientation in the subsurface for a hydraulic fracturing treatment |
US11512574B1 (en) * | 2021-12-31 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Primary proppant flowback control |
CN114412430B (zh) * | 2022-01-24 | 2022-09-27 | 中国矿业大学 | 一种液态二氧化碳循环致裂煤层气储层增透装置及方法 |
US11753889B1 (en) | 2022-07-13 | 2023-09-12 | DynaEnergetics Europe GmbH | Gas driven wireline release tool |
CN115182713B (zh) * | 2022-08-15 | 2023-09-22 | 中国矿业大学 | 一种页岩储层三维水平井燃爆密切割立体开发方法 |
CN116607919B (zh) * | 2023-07-20 | 2023-09-08 | 东营市宏远测井仪器配件有限责任公司 | 一种多级射孔增压装置 |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4194561A (en) * | 1977-11-16 | 1980-03-25 | Exxon Production Research Company | Placement apparatus and method for low density ball sealers |
US4339000A (en) * | 1980-08-28 | 1982-07-13 | Cronmiller Clifford P | Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well |
US4778009A (en) * | 1987-07-13 | 1988-10-18 | Halliburton Company | Shock actuated switch for perforating gun assembly |
US6543538B2 (en) * | 2000-07-18 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for treating multiple wellbore intervals |
US20050241824A1 (en) * | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a well bore using self-activating downhole tool |
CN200958386Y (zh) * | 2006-10-17 | 2007-10-10 | 中国航天科技集团公司川南机械厂 | 高孔密全通径射孔器 |
CA2689315A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Method for completing a borehole |
US20090120637A1 (en) * | 2007-11-14 | 2009-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Tagging a Formation for Use in Wellbore Related Operations |
US20090248307A1 (en) * | 2005-12-14 | 2009-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for robust and accurate determination of wireline depth in a borehole |
US7878242B2 (en) * | 2008-06-04 | 2011-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interface for deploying wireline tools with non-electric string |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3187815A (en) * | 1960-03-24 | 1965-06-08 | Camco Inc | Selectively actuated well tool |
US4197561A (en) * | 1978-01-18 | 1980-04-08 | Brigham Young University | Portable recorder apparatus for recording time-related data |
SU1129330A1 (ru) * | 1983-01-28 | 1984-12-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Устройство дл перфорации газовой скважины |
BR9706796A (pt) * | 1996-09-23 | 2000-01-04 | Intelligent Inspection Corp Co | Ferramenta autÈnoma para furo descendente para campo petrolìfero |
GB2326892B (en) | 1997-07-02 | 2001-08-01 | Baker Hughes Inc | Downhole lubricator for installation of extended assemblies |
US5909774A (en) | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
US6789623B2 (en) | 1998-07-22 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for open hole gravel packing |
US6333699B1 (en) | 1998-08-28 | 2001-12-25 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US6513599B1 (en) | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
US7385523B2 (en) | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6752206B2 (en) | 2000-08-04 | 2004-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
US6997263B2 (en) | 2000-08-31 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same |
US6581689B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
US6601646B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
US6830104B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
US20040007829A1 (en) | 2001-09-07 | 2004-01-15 | Ross Colby M. | Downhole seal assembly and method for use of same |
US6843317B2 (en) * | 2002-01-22 | 2005-01-18 | Baker Hughes Incorporated | System and method for autonomously performing a downhole well operation |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6779605B2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-08-24 | Owen Oil Tools Lp | Downhole tool deployment safety system and methods |
US7055598B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
NO316288B1 (no) | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brönnpakning for en rörstreng og en fremgangsmåte for å före en ledning forbi brönnpakningen |
US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US20050263287A1 (en) | 2004-05-26 | 2005-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Flow Control in Conduits from Multiple Zones of a Well |
US7367395B2 (en) | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
WO2006076526A1 (en) | 2005-01-14 | 2006-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Gravel pack shut tube with control line retention and method for retaining control |
US20090283279A1 (en) | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
US7591321B2 (en) | 2005-04-25 | 2009-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation tools and methods of use |
US7870909B2 (en) | 2005-06-09 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable zonal isolation system |
US7441605B2 (en) | 2005-07-13 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Optical sensor use in alternate path gravel packing with integral zonal isolation |
US8490685B2 (en) | 2005-08-19 | 2013-07-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus associated with stimulation treatments for wells |
US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
US7441604B2 (en) | 2005-10-26 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
US7431098B2 (en) | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
US8540027B2 (en) | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
US7562709B2 (en) | 2006-09-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack apparatus that includes a swellable element |
US8899322B2 (en) * | 2006-09-20 | 2014-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Autonomous downhole control methods and devices |
US7631697B2 (en) | 2006-11-29 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus comprising swellable elastomers having nanosensors therein and methods of using same in oilfield application |
US7637320B2 (en) | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
US20080196896A1 (en) | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
US8157022B2 (en) * | 2007-09-28 | 2012-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus string for use in a wellbore |
US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
DE602007011467D1 (de) | 2007-11-22 | 2011-02-03 | Prad Res & Dev Nv | Autonome Bohrlochnavigationsvorrichtung |
US8127845B2 (en) | 2007-12-19 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing multi-zone openhole formations |
US7703507B2 (en) | 2008-01-04 | 2010-04-27 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
US8037934B2 (en) | 2008-01-04 | 2011-10-18 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
US8162051B2 (en) | 2008-01-04 | 2012-04-24 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system with self activating perforation gun |
-
2011
- 2011-04-11 WO PCT/US2011/031948 patent/WO2011149597A1/en active Application Filing
- 2011-05-26 US US13/697,769 patent/US9284819B2/en active Active
- 2011-05-26 WO PCT/US2011/038202 patent/WO2011150251A1/en active Application Filing
- 2011-05-26 CA CA2799618A patent/CA2799618C/en active Active
- 2011-05-26 AU AU2011258158A patent/AU2011258158B2/en not_active Ceased
- 2011-05-26 CN CN201180026058.8A patent/CN103097653B/zh active Active
- 2011-05-26 EP EP11787443.8A patent/EP2576979B1/en active Active
- 2011-05-26 RU RU2012156908/03A patent/RU2571460C2/ru active
-
2016
- 2016-03-02 US US15/013,759 patent/US9963955B2/en active Active
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4194561A (en) * | 1977-11-16 | 1980-03-25 | Exxon Production Research Company | Placement apparatus and method for low density ball sealers |
US4339000A (en) * | 1980-08-28 | 1982-07-13 | Cronmiller Clifford P | Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well |
US4778009A (en) * | 1987-07-13 | 1988-10-18 | Halliburton Company | Shock actuated switch for perforating gun assembly |
US6543538B2 (en) * | 2000-07-18 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for treating multiple wellbore intervals |
US20050241824A1 (en) * | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a well bore using self-activating downhole tool |
US20090248307A1 (en) * | 2005-12-14 | 2009-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for robust and accurate determination of wireline depth in a borehole |
CN200958386Y (zh) * | 2006-10-17 | 2007-10-10 | 中国航天科技集团公司川南机械厂 | 高孔密全通径射孔器 |
CA2689315A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Method for completing a borehole |
US20090120637A1 (en) * | 2007-11-14 | 2009-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Tagging a Formation for Use in Wellbore Related Operations |
US7878242B2 (en) * | 2008-06-04 | 2011-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interface for deploying wireline tools with non-electric string |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106103893A (zh) * | 2014-03-14 | 2016-11-09 | 丹麦先进技术有限公司 | 井下工具的激活机构及其方法 |
US10597960B2 (en) | 2014-03-14 | 2020-03-24 | Advancetech Aps | Activation mechanism for a downhole tool and a method thereof |
CN108138559A (zh) * | 2016-01-08 | 2018-06-08 | Sc资产有限公司 | 筒夹挡板系统和用于压裂油气层的方法 |
CN108138559B (zh) * | 2016-01-08 | 2021-11-02 | Sc资产有限公司 | 筒夹挡板系统和用于压裂油气层的方法 |
US11713638B2 (en) | 2016-01-08 | 2023-08-01 | Sc Asset Corporation | Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation |
CN106837265A (zh) * | 2017-01-17 | 2017-06-13 | 成都众智诚成石油科技有限公司 | 一种新的井下套管射孔方法 |
CN106837265B (zh) * | 2017-01-17 | 2023-12-29 | 成都众智诚成石油科技有限公司 | 一种新的井下套管射孔方法 |
CN109057774A (zh) * | 2018-07-16 | 2018-12-21 | 西安物华巨能爆破器材有限责任公司 | 精准全方位控制水下无线通讯遥传装置 |
CN112536732A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-03-23 | 格力电器(武汉)有限公司 | 用于封堵密闭容器的接口的工具 |
CN112761593A (zh) * | 2021-02-01 | 2021-05-07 | 大庆油田有限责任公司 | 一种智能压力控制射孔与桥塞联作装置及方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2011258158B2 (en) | 2016-12-22 |
US20160168962A1 (en) | 2016-06-16 |
AU2011258158A1 (en) | 2012-12-06 |
US20130062055A1 (en) | 2013-03-14 |
WO2011149597A1 (en) | 2011-12-01 |
US9284819B2 (en) | 2016-03-15 |
EP2576979A4 (en) | 2017-11-22 |
WO2011150251A8 (en) | 2012-10-18 |
CN103097653B (zh) | 2017-08-25 |
WO2011150251A1 (en) | 2011-12-01 |
CA2799618C (en) | 2017-09-12 |
US9963955B2 (en) | 2018-05-08 |
RU2571460C2 (ru) | 2015-12-20 |
EP2576979B1 (en) | 2019-09-04 |
RU2012156908A (ru) | 2014-07-10 |
CA2799618A1 (en) | 2011-12-01 |
EP2576979A1 (en) | 2013-04-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103097653B (zh) | 使用自主管状单元多区域压裂增产储集层的组件与方法 | |
US10352144B2 (en) | Safety system for autonomous downhole tool | |
US10030473B2 (en) | Method for remediating a screen-out during well completion | |
US9617829B2 (en) | Autonomous downhole conveyance system | |
CN103261582A (zh) | 用于自主井下工具的自动控制和定位的方法 | |
EP3201427B1 (en) | Method of remediating a screen-out during well completion |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |