DE2849023A1 - Verfahren zum aufbringen von kugeldichtungen auf perforationen in bohrlochauskleidungen - Google Patents
Verfahren zum aufbringen von kugeldichtungen auf perforationen in bohrlochauskleidungenInfo
- Publication number
- DE2849023A1 DE2849023A1 DE19782849023 DE2849023A DE2849023A1 DE 2849023 A1 DE2849023 A1 DE 2849023A1 DE 19782849023 DE19782849023 DE 19782849023 DE 2849023 A DE2849023 A DE 2849023A DE 2849023 A1 DE2849023 A1 DE 2849023A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- liquid
- fluid
- density
- ball
- perforations
- 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 description 75
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 191
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 94
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 45
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 238000005253 cladding Methods 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N isoquinoline Chemical compound C1=NC=CC2=CC=CC=C21 AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQNUZADURLCDLV-UHFFFAOYSA-N nitrobenzene Chemical compound [O-][N+](=O)C1=CC=CC=C1 LQNUZADURLCDLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- PLAZTCDQAHEYBI-UHFFFAOYSA-N 2-nitrotoluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1[N+]([O-])=O PLAZTCDQAHEYBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N Dimethylphosphate Chemical compound COP(O)(=O)OC KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
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
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Beschreibung;
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Behandlung unterirdischer
Formationen, die ein ausgekleidetes Bohrloch umgeben, wobei Kugeldichtungen zur Ableitung der Flüssigkeit
durch die Perforationen der Bohrlochauskleidung eingesetzt werden.
Beim Einbringen von Öl- und Gasbohrungen ist es üblich, einen als Bohrlochauskleidung bekannten Rohrsferang in die Bohrung
einzubringen und um die Außenseite der Bohrlochaaskleidung Beton aufzutragen, um die verschiedenen Kohlenwasserstoff
führenden Formationen, die von der Bohrung durchdrungen werden, voneinander zu isolieren,= Um eine Flüssigkeitsverbindung
zwischen den Kohlenwasserstoff führenden Formationen und dem
Inneren der Bohrlochauslcieidung zu schaffen, sind die Bohr=
lochauskleidung und die Betonumhüllung perforierto
Zu verschiedenen Zeiten wihrend der Lebensdauer einer Bohrung
kann es erstrebenswert SQin5 die Förderung der Kohlenwasser=
stoffe durch ein® Säönsfeshandlyng oder durch ein hydraulisches
Aufbreelien aa steigern ο tJsnn nur ©ine dünne einfache Kohlen=
wasserstoff führende Zone in der Bohrung anperforierfe ist,
strömt die Eshandlungsflössigkeit in diese Zone eino tfenn die
Mächtigkeit der perforierten Zon® oder die Änaahl der perforier=
ten Z©FiSn ansteigtr wird dl© Behandlung des gesasifeen Forderbe-=
reiches oder aller Zonen Gehw&eidLgero S& neigt dl© Formation
mit der höchsten Permeabilität das« <ä@e ueoentlichen Anteil
909820/0S17 =11=
einer vorgegebenen Behandlungsflüssigkeit aufzunehmen, wobei
der Bereich, der die geringste Durchlässigkeit besitzt, praktisch unbehandelt bleibt. Um dieses Problem zu überwinden, ist bereits
vorgeschlagen worden, die Behandlungsflüssigkeit von den Bereichen
hoher Permeabilität in die Bereiche njadriger Permeabilität abzulenken.
So sind verschiedene Verfahren vorgeschlagen worden, um mehrere Zonen selektiv zu behandeln, unter Verwendung von Dichtungsstücken, Ablenkungsblechen und Kugeln, Bridge-Plugs sowie
Kugeldichtungen.
Dichtungsstücke sind in großem Maße eingesetzt worden, umdie
einzelnen Zonen für die Behandlung voneinander zu trennen. Obwohl diese Anordnungen wirkungsvoll sind, erweisen sie sich
in ihrer Anwendung als außerordentlich kostenaufwendig, da eine teuere Ausrüstung erforderlich ist, um die Dichtungsstücke einzubringen.
Darüber hinaus läßt die mechanische Verläßlichkeit mit ansteigender Bohrlochtiefe nach.
Bei Verwendung von Ablenkblechen und Kugeln zur Abtrennung der Zonen wird ein Ablenkring eingesetzt, der zwischen zwei Verbindungsstellen
der Bohrlochauskleidung paßt und einen etwas geringeren Innendurchmesser besitzt als die Bohrlochauskleidung,
so daß eine große Kugel oder Bombe, die in die Bohrlochauskleidung
eingeführt wird, sich auf den Ablenkring aufsetzt. Nachdem sich die Kugel auf den Ablenkring aufgesetzt hat, ver-
- 12 -
§09820/081?'
hindert sie einen weiteren Flüssigkeitsstrom durch die Bohrlochauskleidung
abwärts. Ein Nachteil dieses Verfahrens liegt darin, daß die Ableitringe zusammen mit dera Rohrstrang der Bohrlochauskleidung
eingesetzt werden müssen» Wenn darüber hinaus zwei oder noch mehr Ableitringe eingesetzt werdens ist der
Innendurchmesser des unteren Ableitringes so klein, daß ein herkömmliches Perforationsbohrgerat unterhalb des unteren Ableitringes
nicht mehr eingesetzt werden Isann, ura die Bohrlochauskleidung
unter dem unteren Ableitring zu perforieren.
Ein Bridge-Plug, der im wesentlichen aus einem Gleitelement,
einem Stopfdorn und einer Gummidichtung besteht, ist ebenfalls bereits in die Bohrlochauskleidung eingesetzt worden, um eine
untere Zone zu isoloeren, während der obere Bereich behandelt wurde. Nach dem Aufbrechen der Formation oder der Säurabehandlung der Bohrung wurde der Bridge-Plug im allgemeinen herausgezogen,
durchbohrt oder rait einem Meißel bis zum Fuß der
Bohrung geschlagen. Eine Schwierigkeit foeiii Einsatz des Bridge-Plug-Verfahrens
liegt darin, da© der Plug manchmal nicht dem hohen Differentialdruck au widerstehen veraag. Ein anderes
Problem dieses Verfahrens liegt darins daß das Einsetzen und
Entfernen des Plugs sehr teeer sein kann, aufgrund der entstehenden
Ausrüstungskosten=,
Nach einem weiteren bekannten Ablenkungsverfahren werden Kugeldichtungen
eingesetzt. Bei einem typischen derartigen Verfahren werden die Kugeldichtungen in die Bohrung susamraen mit
- 13 -
$09820/0817
der Formationsbehandlungsflüssigkeit eingepumpt. Die Kugeln
werden durch die Bohrung abwärts geführt und zu den Perforationen, die von der Flüssigkeit durchströmt werden, hingeschwemmt.
Die Kugeln setzen sich auf die Perforationen auf und werden dort durch das Druckdifferential über die Perforationen
gehalten.
Obwohl die Ablenkungsverfahren unter Verwendung von Kugeldichtungen
in umfangreichem Maße eingesetzt werden, arbeitet dieses Verfahren oftmals nicht voll zufriedenstellend, da
nur ein Teil der injizierten Kugeln sich tatsächlich auf die Perforationen aufsetzt. Die Kugeldichtungen mit einer Dichte,
die größer ist als die der Behandlsungsflüssigkeit führen oft zu einem niedrigen nicht voraussagbaren Aufsetzwirkungsgrad,
der von verschiedenen Faktoren abhängig ist, wie z. B. von der Dichtedifferenz zwischen den Kugeldichtungen und der
Flüssigkeit, der Strömungsgeschwindigkeit der Flüssigkeit durch die Perforationen sowie der Anzahl, dem Abstand und der
Ausrichtung der Perforationen. Dies führt dazu, daß der Verschluß einer vorbestimmten Anzahl von Perforationen zu einer
bestimmten Zeit in starkem Maße dem Zufall überlassen bleibt.
Bei leichten Kugeldichtungen handelt es sich um solche, deren Dichte geringer ist als diejenige der Behandlungsflüssigkeit,
und diese leichtenKugeldichtungen sind vorgeechlagen worden,
um das Problem eines geringen Aufsetzwirkungsgrades zu lösen.
Die Behandlungsflüssigkeit, die die leichten Kugeldichtungen
- 14 -
§09820/0817
enthält, wird in das Bohrloch mit einer Geschwindigkeit injiziert,
daß die abwärts gerichtete Geschwindigkeit der Flüssigkeit ausreicht, um eine hinreichende Kraft auf die Kugeldichtung
zu übertragen;, die größer ist als die aufwärts gerichtete
Auftriebskraft auf die Kugeldichtungen. Nachdem die Kugeldichtungen die Perforationen erreiehfe haben, setzen sie
sich alle auf und verschließen die Perforationen, vorausgesetzt,,
daß weniger Kugeln injiziert werden als flüssigkeitsaufnehmende
Perforationen vorhanden sind;, wodurch die Behandlungsflüssigkeit
in die verbleibenden offenen Perforationen gedrängt wird«, Obwohl diese leichten Kugeldichtungen sehr wirkungsvoll bei der
Verbesserung der Ableitung sind, tritt hier ein Problem bei der Verwendung von Kugeldiehtwngen auf9 wann der abwärts ge-=»
richtete Strom in der Bohrlochauskleidung so langsam ist9 daß
die auf die Kugeldichtungen übertragenen Kräfte durch die Behandlungsflüssigkeit
nicht die aufwarte gerichtete Auftriebs·= kraft auf die Kugeldichtungen überwindet, fe?orait die Kugel=
dichtungen nicht zu dan Perforationen hintransportiert werden»
Dieses Problem tritt im allgemeinen bei Behandlung© auf, tjenn
die Behandlungsflüssigkeifc in geringen Mengen eingeputapt wird ρ
wie dies im besonderen bei Bäurefeehandlungen auftritt«,
In Kenntnis dieses Standeis der Technik liagfc dor Erfindung die
Aufgabe zugrunde, die aufgezeigten Nachteile zu beheben und ein Verfahren der eingangs genannten Art au schaffen, welches die
Hinführung der Kugeldichtungen au den Perforationen und deren
Verschließen unter Ablenkung der Behandlungsflüssigkeit ge-=
15 -
§09820/0817
währleistet. Gelöst wird diese Aufgabe nach der Eifindung duch
die im Kennzeichen des Hauptanspruches angegebenen Merkmale. Hinsichtlich bevorzugter Ausführungsformen wird auf die Unteransprüche
verwiesen.
Durch die erfindungsgemäß vorgeschlagenen Maßnahmen ist es
gelungen, die aufgezeigten Nachteile des Standes der Technik zu überwinden9 dabei werden die Kugeldichtungen zu den Perforationen
in der Bohrlochauskleidung innerhalb eines Trägerflüssigkeitssystems geführt, das eine Führungsflüssigkeit mit
einer Dichte^ die größer ist als diejenige der Kugeldichtungen , und eine Folgeflüssigkeit mit einer Dichte, die nicht größer
ist als die Dichte der Kugeldichtungen, umfaßt.
Nach einer Ausführungsform der Erfindung umfaßt das Einbringen der Kugeldichtungen in die Bohrlochauskleidung eine schwere
Flüssigkeit, die eine Bichte besitzt, welche größer ist als
diejenige der Kugeln, und eine leichte Flüssigkeit, die eine Dichte besitzt, welche kleiner ist als diejenige der Kugeln.
Die leichte Flüssigkeit wird im Anschluß an die schwere Flüssigkeit
in die Bohrlochauskleidung injiziert. Die Kugeldichtungen werden zu einer beliebigen Zeit nach dem Beginn der Injektion
der schweren Flüssigkeit eingeführt (einschließlich während der Injektion der leichten Flüssigkeit), vor der Einführung
zusätzlicher schwerer Flüssigkeiten. Nachdem die Kugeldichtungen, die leichte Flüssigkeit und die schwere Flüssigkeit
in die Bohrlochauskleidung injiziert worden sind, werden
- 16 -
die Flüssigkeiten durch die nicht von den Kugeldichtungen verschlossenen
Perforationen verdrängt. Da die Kugeldichtungen in der leichten Flüssigkeit absinken und auf der schweren
Flüssigkeit schwimmen, werden die Kugeln durch die lohrlochauskleidung abwärts zu den Perforationen geführt. Die Behandlungsflüssigkeit kann jede beliebige Dichte besitzen, wobei jedoch,
wenn die Behandlungsflüssigkeit spezifisch schwerer ist als die Kugeldichtungen, vorzugsweise zumindest ein Teil der Behandlungsflüssigkeit
in die Bohrlochauskleidung oberhalb der leichteren Flüssigkeit eingeführt wird, wodurch die leichte
Flüssigkeit, die Kugeldichtungen und die schwere Flüssigkeit durch die Bohrlochauskleidung nach unten verdrängt werden.
Durch dieses Verfahren wird die Behandlungsflüssigkeit durch die Perforationen gepreßt, die nicht durch die Kugeldichtungen
verschlossen sind.
Gemäß einer anderen Ausführungsform der Erfindung wird eine erste Flüssigkeit, die die Kugeldichtungen enthält, welche eine
Dichte besitzen, die geringer ist als diejenige der ersten Flüssigkeit, durch die Bohrlochauskleidung nach unten injiziert.
Die abwärts gerichtete Strömungsgeschwindigkeit der ersten Flüssigkeit ist hinreichend, um eine nach unten gerichtete
Kraft auf die Kugeldichtungen zu übertragen, die gröer ist als
der aufwärts gerichtete Auftrieb auf die Kugeldichtungen. Ss wird eine hinreichende Menge der ersten Flüssigkeit injiziert,
so daß im wesentlichen alle Kugeldichtungen durch die erste Flüssigkeit zu den Perforationen hingeführt und auf diesen
S09820/081 1
setzt werden. Nach der Einführung der ersten Flüssigkeit wird eine zweite Flüssigkeit, deren Dichte geringer ist als diejenige
der Kugeldichtungen, in die Bohrlochauskleidung injiziert. Nachdem die Kugeln die Perforationen erreichen, setzen sie sich auf
die Flüssigkeits aufnehmenden Perforationen auf, verschließen diese Perforationen und bewirken, daß die zweite Flüssigkeit
und die verbleibende erste Flüssigkeit durch die offenen Perforationen strömen. Vorzugsweise ist die schwere erste Flüssigkeit
die Formationsbehandlungsflüssigkeit.
verbessertes Durch die Erfindung wird ein/Verfahren zur Abwärtsführung der
Kugeldichtungen in der Bohrlochauskleidung erreicht, wobei ein hoher Aufsetzwirkungsgrad der Kugeldichtungen auf den Perforationen
der Bohrlochauskleidung sichergestellt wird. Dieses Verfahren eignet sich besonders dann, wenn die Injektion der Behandlungsflüssigkeit
in die Formation sehr langsam erfolgt, wie beispielsweise bei einer Säurebehandlung, während die Kugeldichtungen
eine Dichte besitzen, die geringer ist als diejenige der Behandlungsflüssigkeit.
Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung werden anhand der nachfolgenden Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen ersichtlich.
Dabei zeigt im einzelnen:
Fig. 1 einen Vertikalschnitt durch eine Bohrung, in welcher eine Ausführungsform des er-
909820/0817 -18-
findungsgemäßen Verfahrens zur Anwendung kommt,
Fig. 2 einen Vertikalschnitt durch eine Bohrung,
in welcher eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens eingesetzt ist
und
Fig. 3 einen Vertikal schnitt durch eine Bohrung zur Erläuterung der Stellung der Kugeldichtungen
bei Vervollständigung der Behandlung, die gemäß einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen
Verfahrens durchgeführt wurde«
In Fig. 1 ist eine Bohrung 10 gezeigt, die sich von derErdoberfläche
11 durch ein· Abraumschicht 12 bis zu einer unterirdischen Formation 13 erstreckt, die Erdöl} Gas oder ein Geraisch hiervon
führt. Ein Rohrstrang 14 erstreckt sich von der Erdoberfläche bis zum Fuß der Bohrung 10» Der Zwischenraum zwischen der Bohrlochauskleidung
14 und der Mandung der Bohrung ist mit Beton
15 ausgefüllt. Der Beton erstreckt 3ichs wie darg©stelltj von des
Fuß der Bohrung 10 bis zur Erdoberfläche ilo Die Bohrlochaus=
kleidung 14 ist oben durch einen üblichen BohrloeMqpf 16 war»
schlossen, der mit einer Förderleitung irs Verbindung stehto Die
Bohrlochauskleidung und die Betonusahüllung sind rait einer Ansah!
von Perforationen 17 versehen, die ©ine Verbindung zn der Förma-
- 19 -
909820/0 817
tion 13 herstellen. Die Bohrung kann mit einem Dichtungsstück
18 versehen sein, die die Förderleitung gegenüber der Formation 13 von der übrigen Bohrung trennt, unter Verwendung eines Förderrohres
20, das sich von dem Bohrlochkopf 16 durch das Dichtungsstück 18 erstreckt. Der Rdrstrang ist an eine (nicht dargestellte)
Leitung angeschlossen zur Zuführung und zum Abzug von Flüssigkeiten zu und von der Bohrung.
Wenn eine Bohrung nicht die angestrebte Förderleistung erbringt, ist es üblich die Bohrung zu behandlen, um die Fördercharakteristika
der Bohrung zu verbessern. Dies kann erzielt werden durch eine Säurebehandlung, ein hydraulisches Aufbrechen
oder andere Verfahren, bei welchen ein Behandlungsmaterial durch die Bohrlochauskleidung abwärts und in die Förderformation
durch die Perforationen 17 in der Bohrlochauskleidung eingepreßt wird. Wie oban erwähnt, ist es manchmal erstrebenswert,
selektiv diejenigen Perforationen zu verschließen, durch welche die Flüssigkeit während eines Behandlungsbetriebes fließt, so
daß die Behandlungsflüssigkeit durch andere Perforationen in der Bohrlochauskleidung abgelenkt wird.
Vor der Erläuterung jeglicher spezifischer Ausführungsformen der Erfindung sollen zunächst die folgenden Definitionen gegeben
werden, u« die entsprechend verwendete Terminologie zu klären für die Beschreibung der Dichtecharakteristika von
Kugeldichtungen und Flüssigkeiten. Die Begriffe "leichte Flüssigkeit" oder "Flüssigkeit mit niedriger Dichte" beziehen
- 20 -
909820/0817
sich auf Flüssigkeiten, deren Dichte geringer ist als die Dichte der Kugeldichtungen. Flüssigkeiten mit neutraler
Dichte bedeuten Flüssigkeiten, mit einer Dichte, die im wesentlichen gleich der Dichte der Kugeldichtungen ist. Im
Gegensatz hierzu beziehen sich schwere Flüssigkeiten oder solche mit hoher Dichte auf Flüssigkeiten, deren Dichte größer
ist als diejenige der Kugeldichtungen. In einer ähnlichen Weise bedeuten leichte Kugeldichtungen oder Kugeldichtungen
mit geringer Dichte solche, deren Dichte geringedst als die Dichte der Bohrlochflüssigkeit. Andererseits bedeuten schwere
Kugeldichtungen ader solche mit einer hohen Dichte Kugeldichtungen,
die eine Dichte besitzen, die größer ist als die Dichte der Bohrlochbehandlungsflüssigkeit.
Zur Beschreibung einer Ausführungsform der Erfindung soll angenommen
werden, daß es sich um eine Ölförderbohrung handelt, die durch ein Säurebehandlungsverfahren behandelt werden soll, um
die Permeabilität der Formation 13 im Bereich der Bohrung zu erhöhen. Hierzu ist jedoch anzuführen, daß die nachfolgende
Beschreibung eines derartigen Säureverfahrens lediglich beispielhaft ist, und daß die Erfindung ohne weiteres auch im Hinblick
auf andere Behandlungsverfahren eingesetzt werden kann, wie z. B. beim hydraulischen Aufbrechen der Forraation oder bei
Losungsmittelbehandlungen durch oberflächenaktive Mittel.
- 21 -
/0811
Das Säurebehandlungsverfahren der Formation 13 wird durchgeführt, indem man zunächst durch die Förderleitung 20 eine
schwere Flüssigkeit 23 einpumpt, um den unteren Teil der Bohrung zumindest bis auf ein Niveau im Bereich der unteren Perforationen,
die durch die Kugeldichtungen verschlossen werden sollen, anzufüllen. Nachdem die entsprechende Menge der schweren Flüssigkeit
23 in das Bohrloch eingeführt worden ist, wird eine zweite schwere Flüssigkeit 21, die die Kugeldichtungen 25 enthält, in
die Bohrlochauskleidung durch die Förderleitung 20 eingepumpt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung würde die
zweite schwere Flüssigkeit 21 die Behandlungsflüssigkeit sein.
Nachdem eine entsprechende Menge der schweren Flüssigkeit 21 injiziert worden ist, wird eine leichte dritte Flüssigkeit 24
in die Bohrlochauskleidung durch die Förderleitung 20 eingeführt. Kugeldichtungen 25 befinden sich auch innerhalb dieser leichten
Flüssigkeit 24. Oa die Kugeldichtungen schwerer sind als die leiehte Flüssigkeit 24 und leichter als die schweren Flüssigkeiten
23 und 21, sinken die Kugeln zur unteren Begrenzung der leichten Flüssigkeit 24 ab und schwimmen oben auf der dichten
Flüssigkeit 21.
Die leichte Flüssigkeit 24 und die schwere Flüssigkeit 21 können sich während des Herabfließens durch das Bohrloch vermischen
und bilden einen Bereich, der eine mittlere Dichte im Hinblich auf die Dichten der leichten und schweren Flüssigkeiten besitzt.
Die Kugeldichtungen neigen nun dazu, in dem Bereich der Mischung
- 22 -
909820/08 1 7
zu wandern, wo die Flüssigkeitsdichte der Kugeldichte entspricht.
Eine hinreichende Menge der leichten Flüssigkeit 24 sollte in
die Bohrung eingepumpt werden, so daß die Kugeldichtungen unterhalb oder innerhalb der leichten Flüssigkeit 24 mit der leichten
Flüssigkeit 24 abgeführt werden, während die leichte Flüssigkeit durch die Bohrlochauskleidung abwärts zu den Perforationen
gedrängt wird. Wenn die leichte Flüssigkeit 24 die Behandlungsflüssigkeit ist, führt eine fortgesetzte Injektion der leichten
Flüssigkeit 24 die Kugeldichtungen durch die Bohrlochauskleidung abwärts, und viele der Kugeln setzen sich auf die Perforationen
in Anwesenheit der leichten Flüssigkeit«, Wenn es sich bei dar
Behandlung der Flüssigkeit um eine schwere Flüssigkeit handelt, zieht man vor, daß nach Einführung einer hinreichenden Menge
an leichter Flüssigkeit 24 in die Bohrlochauskleidung eine Verdrängungsflüssigkeitj, die in Figo 1 durch dss Bezugsseichen
26 angegeben ist, in die Bohrlochausklaidung injiziert wir<ds um
die vorangehend injizierten Flüssigkeiten und die Kugel= dichtungen zu den Perforationen 17 au dringeno
Die schwere Flüssigkeit 21 υίζύ in dl© Bohrung vor der !©lebten
Flüssigkeit eingeführt and kamin deasntspreefoend auch als
Führungsflüssigkeit bezeichnet werdeno In einer ähnliehen tüeis©
kann man die leichte Flüssigkeit 24 auch als F©lgeflüssigk<sife
bezeichnen. In diese beiden Klassen von Flüssigkeiten Cd« hOJ
schwere Flüssigkeiten und lelchfee Flüssigkeiten) fallen jeg~
0/0817
liehe Flüssigkeiten mit den erforderlichen Dichtecharakteristika.
Geeignete schwere Flüssigkeiten 23 umfassen wässrige Flüssigkeiten,
tfie Kalziumchlorid- und Natriumchloridlösungen sowie
nicht wässrige Flüssigkeiten, wie Ortho-Nitrotoluol, Kohlenstoff
disulf id, Dimethylphäjthlat, Nitrobenzol und Isoquinolin.
Der Zweck der Einführung der schweren Flüssigkeit 23 in die Bohrung liegt darin, sicherzustellen, daß die Flüssigkeit in
der Bohrung unterhalb der Perforationen,die abgedichtet werden sollen, eine größere Dichte besitzt, als diejenige der Kugeldichtungen.
Die Kugeldichtungen schwimmen somit auf der schweren Flüssigkeit und sinken nicht zu dem Teil der Bohrung unterhalb
der untersten Perforation, die Flüssigkeit aufnimmt, ab, d. h., in das Rattenloch.
Die schweren Behandlungsflüssigkeiten 21 umfassen jegliche Behandlungsflüssigkeiten,
die die erforderlichen Dichtecharakteristika besitzen. Geeignete Flüssigkeiten können beispielsweise
umfassen Säurelösungen, vie Chlorwasserstoffsäure, Fluorwasserstoffsäure,
Ameisensäure, mit Salz beladene Säurelösungen, wie auch entsprechende schwere Flüssigkeiten zum hydraulischen Aufbrechen
und oberflächenaktive Lösungen, um die Formationen,
zu stimulieren.
Die leichte Flüssigkeit 24, die in die Bohrlochauskleidung eingeführt
wird, kann jegliche Flüssigkeit sein, die die erforderlichen Dichteeigenschaften besitzt. Geeignete leichte Flüssig·»
- 24 -
909820/0817
keiten umfassen Rohöl, Dieselöl, aromatische Lösungsmittel,
leichte Kohlenwasserstoffkondensate, Salzlösungen mit geringem
Salzgehalt und Frischwasser. Die leichte Flüssigkeit 24 kann mischbar oder unmischbar mit den schweren Flüssigkeiten 23 und
21 sein. Vorzugsweise ist die leichte Flüssigkeit jedoch mischbar mit der Verdrängingsflüssigkeit 26 und unmischbar mit der
schweren Flüssigkeit 21.
Das minimale Volumen an leichter Flüssigkeit 24, die in die Bohrlochauskleidung gemäß der Erfindung eingeführt wird, ist
veränderlich, entsprechend der Mischbarkeit der leichten Flüssigkeit 24 mit der schweren Flüssigkeit 21 und der Verdrängungsflüssigkeit
26, dem Abstand, über welche die leichte Flüssigkeit die Kugeldichtungen transportiert, die Anzahl der
Kugeldichtungen, die durch die Bohrlochauskleidung herabgesetzt werden müssen und dem Dichteunterschied zwischen der
leichten Flüssigkeit und den Kugeldichtungen. Wenn die Förderleitung 20 sich bis unterhalb eines Dichtungsstückes 18 (wie
dies in Fig. 1 gezeigt ist) erstreckt, sollte eine hinreichende Menge an leichter Flüssigkeit 24 in das Förderrohr 20 in«
jiziert werden, um den ringförmigen Raum 27 zwischen dem Rohrteil
unterhalb des DicntungsStückes und der Bohrlochsuskleidimg
14 mit leichter Flüssigkeit 24 anzufüllen.. Es ist erstrebenswert,
eine hinreichende Menge an leichter Flüssigkeit zu injizieren,
um den ringförmigen Rau© 27 zu füllen und damit zu
verhindern, daß Kugeldichtungen an der Zwischenschicht zwischen der leichten Flüssigkeit 24 und den schwereren Flüssigkeiten
- 25 -
§09820/0817
23 oder 24 in einem Niveau zwischen dem Fuß des Rohres 20
und der Unterkante des Dichtungsstückes 18 eingefangen werden.
Vorzugsweise handelt es sich bei beiden Flüssigkeiten 21 und
24 um Formationsbehandlungsflüssigkeiten, und die Kugeldichtungen haben eine Dichte, die größer ist als die Formationsflüssigkeiten, Nachdem eine hinreichende Menge an leichter
Flüssigkeit 24 in die Formation injiziert worden ist, kann man die Flüssigkeitsinjektion unterbrechen, um ein Absinken des
Druckes in der Bohrung zu erlauben. Die Kugeldichtungen, die sich von den Perforationen lösen, sinken bis zur unteren Begrenzung
der leichten Flüssigkeit ab,und es besteht somit eine geringe Wahrscheinlichkeit, daß sie während der Förderung
von Flüssigkeiten aus der Formation mit aus dem Bohrloch herausgeführt werden, im besonderen, wenn es sich bei dan geförderten
Flüssigkeiten um solche mit niedriger Dichte handelt. Die Kugeln, die auf den Boden der Bohrung absinken, können
wiederverwendet werden, um Perforationen in der Bohrlochauskleidung zu verschließen, indem man in die Bohrlochauskleidung
zusätzliche schwere Flüssigkeit injiziert. Die schwere Flüssigkeit
bewirkt, daß die Kugeldichtungen nach oben schwimmen, in Richtung auf die Perforationen, wo sie sich wieder aufsetzen
können, um erneut den Flüssigkeitsstrom abzulenken.
Die in der Praxis gemäß der Erfindung eingesetzten Kugeldichtungen
sollten eine Dichte besitzen, die zwischen derjenigen der leichten Flüssigkeit 24 und den schweren Flüssigkeiten 23
- 26 -
§0 9820/0 817
und 21 liegt. Die für die Durchführung der Erfindung geeigneten Kugeldichtungen sollten einen äußeren Überzug besitzen, der hinreichend
nachgiebig ist, um sich den Perforationen anzupassen, sowie einen festen Kern, der ein Einpressen in die Perforation
hinein oder durch diese hindaech verhindert. Die Kugeldichtungen besitzen in etwa eine sphärische Form,wobei jedoch auch andere
geometrische Ausbildungen möglich sind. Der Diehteunterschied zwischen der leichten Flüssigkeit 24 und den Kugeldichtungen
ist vorzugsweise hinreichend, um ein Absinken der Kugeldichtungen bis zur unteren Begrenzung der leichten Flüssigkeit zu ermöglichen,
während die leichte Flüssigkeit durch die Bohrlochauskleidung nach unten geführt wird. Bei einem typischen Siurebehandlungsverfahren
ist der Diehteunterschied zwischen der leichten Flüssigkeit 24 und den Kugeldichtungen vorzugsweise
etwa 0,03 g/cm oder mehr, bezogen auf den Zustand am Fuß des Bohrloches. In ähnlicher Weise ist der Diehteunterschied zwischen
der shweren Flüssigkeit 21 und den Kugeldichtungen vorzugsweise
etwa 0,03 g/cm oder mehrs unter Bedingungen ara F«ß des Bohr·=
loches. Wenn beispielsweise die Dichte der Kugeldichtungen
1,00 g/cm beträgt, sollte die schwere Flüssigkeife 21 eine Biehfee
3
von mindestens 1,03 g/cra rnna die leiehfee Flüssigkeife 24 eine
von mindestens 1,03 g/cra rnna die leiehfee Flüssigkeife 24 eine
3
Dichte von weniger als O5Si? g/era 9 bezogen muf die Bedingungen am Fuß des Bohrloches, besitzeno Ura diese gesfeeue^s Diehfee= Situation gemäß der Erfindung su erreichen9 können die Kugel» dichtungen einen speziellen Awffoa« besifesen, üb die erforderliche Dichte abzugeben. Andererseits kann sunlehsfe ein© entsprechend©
Dichte von weniger als O5Si? g/era 9 bezogen muf die Bedingungen am Fuß des Bohrloches, besitzeno Ura diese gesfeeue^s Diehfee= Situation gemäß der Erfindung su erreichen9 können die Kugel» dichtungen einen speziellen Awffoa« besifesen, üb die erforderliche Dichte abzugeben. Andererseits kann sunlehsfe ein© entsprechend©
27 -
909820/0817
Kugeldichtung vorzugsweise mit einer Dichte zwischen 0,95 und 1,10 g/cm ausgewählt werden, worauf man geeignete Flüssigkeiten
21, 23, 24 und 26 mit den entsprechenden Dichten unter Bedingungen am Fuß des Bohrloches später auswählt.
Wärjhend der Behandlung verbleiben die erfindungsgemäß verwendeten
Kugeldichtungen nicht unterhalb der untersten Perforation, durch welche Behandlungsflüssigkeit fließt, infolge
des Auftriebes der Kugeldichtungen. Zumindest ein Teil der schweren Flüssigkeit 23, die zunächst in die Bohrlochauskleidung
eingeführt worden ist, sinkt bis an eine Stelle unterhalb der untersten Perforation, durch welche die Behandlungsflüssigkeit fließt, ab. Das Einbringen der schweren Flüssigkeit
23 in das Rattenloch wird erleichtert, indem man eine täichte Flüssigkeit wählt, die unmischmar mit derBohrlochflüssigkeit,
die sich in dem Rattenloch befindet, ist. Nachdem die schwere Flüssigkeit 23 in die Bohrlochauskleidung unterhalb
des Dichtungsstückes 18 eingeführt ist, wird der Pumpvorgang vorzugsweise eingehalten, um den unvermischten Austausch von
leichteren Flüssigkeiten in dem Rattenloch zu fördern. Die schwere Flüssigkeit 23 unterhalb der untersten Perforationen,
die Behandlungsflüssigkeit aufnehmen, bleibt stehen. Dementsprechend wirken keine nach unten gerichtete Kräfte auf die
Kugeldichtungen, die den auf die Kugeldichtung wirkenden Auftriebskräften
entgegenwikren, um sie unter den untersten Perforationen zu halten, die die injizierte Flüssigkeit aufnehmen.
- 28 -
909820/081 1
Die gemäß der Erfindung in die Bohrlochauskleidung injizierten Kugeldichtungen verschließen die Perforationen,durch
welche die dichten Flüssigkeiten fließen, mit einem 100 %-igen Wirkungsgrad. Jede einzelne Kugel setzt sich auf eine Perforation
und verschließt diese, vorausgesetzt es ist eine Perforation vorhanden, durch welche die dichte Flüssigkeit strömt,
und daß der Strom hinreichend ist, um die Kugeln innerhalb des perforierten Bereiches zu halten.
Die beschriebene Ausführungsform der Erfindung kann wiederholt werden, um ein mehrstufiges Behandlungsverfahren der
Formation durchzuführen. Beispielsweise kann das Verfahren wiederholt werden, indem man eine Behandlungsflüssigkeit als
Verdrängungsflüssigkeit 26 einsetzt. Der Behandlungsflüssigkeit
würden leichte Flüssigkeiten und die Kugeldichten folgen, wie dies oben beschrieben worden ist.
Gemäß einer anderen Ausführungsform der Erfindung zur Behandlung von unterirdischen Formationen, die von einer Bohrung
durchdrungen werden, führt man Kugeldichtungen, eine Behendlungsflüssigkeit,
mit einer Dichte, die größer ist als die Dichte der Kugeldichtungen sowie eine Flüssigkeit mit
einer neutralen Dichte, deren Dichte im wesentlichen die gleiche ist wie diejenige der Kugeldichtungen ein. Die
Flüssigkeit mit der neutralen Dichte wird im Anschluß an die schwere Flüssigkeit eingeführt, und die Zuführung der
- 29 -
909820/08 1 1
Kugeldichtungen erfolgt jederzeit nach dem Ableiten der schweren Flüssigkeit (einschließlich während der Injektion
der Flüssigkeit mit neutraleijDiehte) und vor der Einführung
von zusätzlicher schwerer Flüssigkeit. Die, Kugeldichtungen werden durch die Bohrlochauskleidung herab zu den Perforationen
durch die Flüssigkeit mit neutraler Dichte geführt. Es ist in der Praxis dieser Ausführungsform wichtig, Flüssigkeiten und
Kugeln auszuwählen, die im wesentlichen die gleiche Dichte während des gesamten Temperatur- und Druckbereiches im Laufe
des Sansportes der Kugeldichtungen zu den Perforationen besitzen. Wenn die Kugeldichtungen leichter werden als die
Flüssigkeit mit der "neutralen" Dichte, hängt der Transport
der Kugeldichtungen zu den Perforationen von der Strömungsgeschwindigkeit der Flüssigkeit und dem Dichteunterschied ab.
Eine weitere Ausführungsform der Erfindung soll unter Bezugnahme auf die Fig. 2 und 3 beschrieben werden. Die Fig. 2
zeigt eine in der gleichen Weise eingebrachte Bohrung, wie dies im Zusammenhang mit Fig.l beschrieben wurde, wobei außerdem
gezeigt ist, daß eine schwere Flüssigkeit 30, die die Kugeldishfeungen
25 enthält, in die Bohrlochauskleidung 14 und durch die Perforationen 17 gedrängt wird. Vorzugsweise handelt es
sieh bei der ersten Flüssigkeit 30 um eine Formationsbehandlungsflüssigkeit. Die leichte zweite Flüssigkeit 31 wird in die Bohrlochauskleidung
injiziert und bewirkt ein Herabströmen durch die Leitung 20, um die schwere Flüssigkeit 30 in die Formation
durch die Perforationen zu verdrängen, die für den Flüssig»
- 30 909820/Q81?
keitsstrom offen verbleiben.
Die schwere Flüssigkeit 3o wird in die Bohrlochaukleidung injiziert
und führt die Kugeldichtungen abwärts zu den Perforationen, wo sich die Kugeln auf die Flüssigkeit aufnehmenden Kugeln aufsetzen.
Es sollte eine hinreichende Menge an erster Flüssigkeit injiziert werden, um sicherzustellen, daß sich alle Kugeldichtungen
auf die Perforationen aufgesetzt haben, und die Formationsbehandlung ist beendet, bevor die Kugeldichtungen in
Kontakt mit der leichten aweiten Flüssigkeit kommen. Dies liegt daran, daß es der Strom der wchweren Flüssigkeit ist, der die
Kugeldichtungen mit einem 100 %-igen Aufsetzwirkiungsgrad auf
die Perforationen aufeetst. Die schwere Flüssigkeit, dia die
Kugeldichtungen transportier^ sollfee mit einer Geschwindigkeit
in die Bohrlochauskleidung injisiert werden, die ausreicht, wra
den Auftrieb der Kugeldichtungen su überwindeno Sollfee die
schwere Flüssigkeit mit einer niedrigen Geschwindigkeit durtsh
die Bohrlochauskleidung abgeführt werden,, wie dins beiepiels=
weise bei SäurebehandIunfs^orglngen einferefeen isann9 kann raan
der schweren Flüssigkeife ©in nifefesl s«r Erhöhung der VisfeoeifeSfe
beigeben j um die auf die Kygeldiehfeiangan su öb@rtragende
Kraft zu erhöhen, während die gehwer© Flüssigk©ife 30 dweeh die
Bohrung abströmt.
Nachdem eine hinreichende Menge an schusrar Flüssigkeit 30 in
das Bohrloch injiziert worden ist;, υΐεά die leiehfe© Flüssigkeit
31 in die Bohrlochauskleidang injiaierfeo Die leicht© Flüssig-
9 098 20/0817
keit verdrängt die schwere Flüssigkeit 30 in die Formation hinein durch die Perforationen, die nicht verschlossen worden
waren.
Nachdem die leichte Elüssigkeit 31 zumindest bis zu den Perforationen
und vorzugsweise bis in die Formation verdrängt worden ist, wird die Injektion eingehalen, und man läßt den
Druck innerhalb der Bohrlochauskleidung absinken. Wenn man den Druck am Fuß des Bohrloches bis auf und vorzugsweise bis unter
den Formationsdruck absinken läßt, lösen sich die Kugeldichtungen
von den Perforationen und sinken bis zur unteren Begrenzung der leichten Flüssigkeit 31 ab, wie dies in Fig. 3
dargestellt ist. Gemäß der Darstellung in Fig. 3 befinden sich die Kugeln in dem Rattenloch, nachdem sich die Kugeln von den
Perforationen gelöst und zur unteren Begrenzung der leichten Flüssigkeit 31 abgesunken sind. Die Bohrung kann nun zur Förderung
gebracht werden, wobei die Wahrscheinlichkeit groß ist, daß die Kugeln in dem Rattenloch verbleiben, wenn sie sich im
Bereich oder unterhalb der untersten Perforation, durch welche Flüssigkeit gefördert wird, befinden. Die Kugeln verbleiben
mit großer Wahrscheinlichkeit in dem Rattenloch, wenn die Kugeldichtungan
schwerer sind als die geförderte Flüssigkeit aus der Formation.
Die Kugeln in dem Rattenloch, entsprechend der Darstellung in Fig. 3 können wieder zur Ablenkung der Flüssigkeit eingesetzt
werden, wenn man wiederum eine dichte Flüssigkeit in die Boh-
- 32 -
909820/0817
rung bis zum Rattenloch einführt. So können beispielsweise die Kugeldichtungen eingesetzt werden, um die Perforationen
schrittweise vom Fuß der Bohrung nach oben zu verschließen, indem man eine schwere Flüssigkeit in die Bohrung einführt
und hierdurch einen Flüssigkeitsstrom durch die Perforationen bewirkt. Die schwere Flüssigkeit verdrängt die leichte Flüssigkeit
am Fuß des Bohrloches und bewirkt, daß die sich im Bereich des Rattenloches befindlichen Kugeldichtungen aufschwimmen.
Wenn die Kugeldichtungen einer Strömung durch die Perforationen ausgesetzt werden, werden sie von der dichten Flüssigkeit auf
die Perforationen geführt. Zu einer bestimmten Zeit, normalerweise bei Beendigung der Behandlung kann eine leichte Flüssigkeit
in die Bohrlochauskleidung eingeführt werden, um die Kugeln dem Rattenloch wieder zuzuführen, nachdem sie sich von den Perforationen
in der oben beschriebenen Weise gelöst haben.
Es zeigt sich, daß die Erfindung zu einer Anzahl von Vorteilen gegenüber den gegenwärtig eingesetzten Verfahren bringt, um die
Kugeldichtungen auf die Perforationen innerhalb der Auskleidung eines Bohrloches zu führen. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren
können Kugeldichtungen und Injektionsflüssigkeiten mit gesteuerter Dichte eingesetzt werden, um die Ablenkung des
Flüssiijkeitsstromes während einer Formationsbebandlung durchzuführen,
ohne daß eine kostenaufwendige Ausrüstung erforderlich ist, wobei die Kugeldichtungen in einer Weise zu den Perforationen
geführt werden, die unabhängig von der Strpmungsge-
- 33 -
S09820/08 1 7
schwindigkeit innerhalb der Bohrlochauskleidung ist.
Beispiel I
Das folgende Beispiel erläutert den speziellen Vorgang zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens. In diesem hypthetischen
Beispiel wird eine Bohrung in eine Kohlenformation eingebracht und mit einer wässrigen Säurelösung behandelt, um
die Ölproduktion zu fördern. Eine Bohrung von 933 m wird, wie grundsätzlich in Fig. 1 gezeigt, mit einer Bohrlochauskleidung
von 152 mm Durchmesser in eine Öl führende Formation eingebracht. Ein Dichtungsstück wird in die Auskleidung auf ein 60 mm Förderrohr
aufgeschoben und in einer Tiefe von 914 m angeordnet. Ein perforierter Bereich befindet sich im Bereich von 922 - 928 m
und enthält 50 löcher.
Die Bohrung soll mit einer 28 %-igen Chlorwasserstoffsäure
(HCl) mit einer ungefähren Dichte von 1,14 g/cra behandelt werden. Die maximal mögliche Strömungsgeschwindigkeit der
Säurelösung durch die Förderleitung für die Säurebehandlung dieser Formation wird auf 79,5 1 pro Minute festgelegt. Injektionsgeschwindigkeiten
oberhalb von 79,5 1 pro Minute können die Formation aufreißen.
Kugeldichtungen mit einem Durchmesser von 22,2 mm und einer Dichte von 1,10 g/cm werden verwendet, um die Perforationen
für den Flüssigkeitsstrom zu verschließen, die dem Flüssig-
- 34 -
909820/081 7
keitsstrom den geringsten Widerstand entgegensetzen. Die Steifgeschwindigkeit
der Kugeldichtungen in der 28 %-igen HCl-Lösung wird auf etwa 9,14 m/Min, bestimmt. Um mittels der 28 %-igen
HCl-Lösung die Kugeln durch die Förderleitung nach unten zu führen, muß die Strömungsgeschwindigkeit mindestens 136,7 l/Min,
sein. Dementsprechend kann bei der für die Behandlung erforderlichen Zuführungsgeschwindigkeit die 28 %-ige HCl-Löeung die
leichten Kugeldichtungen nicht durch die Förderleitung zu den Perforationen führen, ohne daß eine Verdrängungstechnik eingesetzt
wird, wie sie die Erfindung zur Verfügung stellt.
In der Praxis kann dementsprechend die Erfindung durch die folgenden Schritte verwirklicht werden:
3
1. Es wird eine 1,2 g/cm wässrige Salzlösung mit einem Gehalt einer NaCl-CaCl«-Mischung eingeführt,
1. Es wird eine 1,2 g/cm wässrige Salzlösung mit einem Gehalt einer NaCl-CaCl«-Mischung eingeführt,
2. es werden 4 770 1 28 %-iger HCl-Lösung (I914 g/cm ]
in die Förderleitung eingeführts
3. es werden 954 1 2 %-iger Kaliumchlorid
mit einer Dichte von 1^02 g/era 9 die 25 Kugeldiehtungen
(1,10 g/cm ) enthält,, eingeführt
4. es werden 4 770 1 28 %-iger HGl-Lösung in die
leohauskleidung eingeführt ynd
- 35 -
9098 20/0817
5. es wird Rohöl in die Bohrlochauskleidung eingepumpt, um die HCl-KCl-NaCl-CaCl2-Lösungen
und die Kugeldichtungen durch die Bohrlochauskleidung abwärts zu den Perforationen
zu verdrängen.
Im Laufe der Durchführung dec oben aufgezeigten Verfahrensschritte sinken die Kugeldichtungen in der KCl-Salzlösung ab,
schwimmen jedoch auf der 28 %-igen HCl-Lösung. In dieser Weise
sammeln sich die Kugeln an der Zwischenschicht oder dem Übergangsbereich,
der die 28 %-ige HCl-Lösung (Schritt 2) und die KCl-Salzlösung (Schritt 3) trennt, worauf sie zum Boden des
Bohrloches mit dieser Zwischenschicht geführt werden, unabhängig von der gesamten Flüssigkeitsströmungsgeschwindigkeit..
Die Kugeln setzen sich auf 25 Perforationen auf, durch welche die Flüssigkeiten hindurchströmen. Die verbleibenden 25 Perforationen
bleiben für den Flüssigkeitsstrom offen und werden mit den 4 770 1 28 %-iger HCl-Lösung behandelt, die während des
Schrittes 4 injiziert wurden. Die Behandlung wird beendet unter Verwendung einer hinreichenden Menge von Rohöl, um alle
Säure in die Formation zu verdrängen, wobei die Bohrung mit leichtem Rohöl angefüllt bleibt. Nach der Beendigung des obigen
Verfahrens und bei einem Nachlassen des Differentialdruckes über die Perforationen sinken die Kugeldichtungen in das Rattenloch
ab. Wenn sich die Kugeldichtungen an dieser Stelle befinden, ist die Wahrscheinlichkeit, daß si· mit den Formationsflüssigkeiten
nach oben geführt werden, gering.
- 36 909820/081?
Beispiel 2
Die nachfolgenden Untersuchungen in der Praxis zeigen ein weiteres spezifisches Vorgehen zur Durchführung des erfindungsgemäßen
Verfahrens. Der beschriebene Test dieses Beispieles wurde an einer Bohrung durchgeführt, die bis auf eine
Tiefe von 4 757 m eingebracht war. Der untere Teil der Bohrung war mit einer Auskleidung mit einem Durchmesser von 179 mm im
Bereich einer Öl führenden Formation versehen. Ein Dichtungsstück war innerhalb der Bohrlochauskleidung um ein Förderrohr
von 89 mm Durchmesser in einer Tiefe von 4 578 m angeordnet. Die Bohrung enthielt 568 Perforationen, die über fünf Zonen
verteilt waren, wie dies in Tabelle 1 zusammengestellt ist.
Zone | 4 | 621 | Tiefe (m) |
1 | 4 | 644 | - 4631 |
2 | 4 | 659 | - 4 647 |
3 | 4 | 671 | - 4 662 |
4 | 4 | 696 | - 4 684 |
5 | - 4 699 | ||
Perforationen
128 80 96
163 96
Gemäß der Erfindung wurde ein Ablenkungsverfahren eingesetzt unter Verwendung von Kugeldichtungen und Flüssigkeiten mit gesteuerten
Dichten. Die Dichten wurden so ausgewählt, daß die Kugeldichtungen eine geringere Dichte besaßen als ein Teil der
- 37 -
909820/0817
Behandlungsflüssigkeit und eine größere Dichte besaßen als die
der nachfolgend injizierten Flüssigkeiten während des Wasserbehandlungsbetriebes.
Durch dieses Verfahren wurde ein 100 %-iger Aufsetzwirkungsgrad während der Behandlung erzielt, und die
Kugeldichtungen sanken im Anschluß an die Injektion der Wasserflutungsflüssigkeiten
in das Rattenloch ab.
Zusammenfassen! wurde das erfindungsgemäße Verfahren in den nachfolgenden
Schritten in die Praxis umgesetzt:
1) 15 900 1 Wasser wurden in das Bohrloch mit einer Geschwindigkeit von etwa 1 590 1/Min. eingepumpt,
um die Pumpausrüstung zu prüfen und die Injektionsfähigkeit der Formation zu ermitteln.
2) 19 080 1 Salzlösung mit einer Dichte von 1,18 g/cm, die 120 leichte Kugeldichtungen enthielten, (1,11 bis
1,13 g/cm ) wurden eingeführt, um 120 Perforationen in den oberen hochpermeablen Zonen zu verschließen,
vor der Injektion der Säurebehandlungsflüssigkeit.
3) 50 880 1 Chlorwasserstoffsäure (HCl),bestehend aus
Stufen von 15 %-iger HCl und 28 %-iger HCl wurden injiziert und enthielten 280 Kugeldichtungen, die
mit einer Einführungsgeschwindigkeit von jeweils 1 bis 2 Kugeln auf etwa 150 1 beigegeben wurden.
- 38 909820/08 1 7
Drei der 28 %-igen HCl-Stufen wurden mit radioaktivem
Sand versehen, der eine tadioaktivität von 5 Millicurie besaß.
4) 28 620 1 Frischwasser wurden zur Verdrängung der Behandlungsflüssigkeiten und des radioaktiven
Sandes in die Formation eingeführt.
5) Die Injektion wurde abgeschlossen, und man ließ den Druck absinken, wodurch sich die Kugeln von den
Perforationen lösten und in das Rattenloch absanken.
Verschiedene Druckanstiege wurden an der Oberfläche während der Injektion
der Säurelösungen beobachtet. Diese Druckanstiege wurden den Aufsetzvorgängen der Kugeln auf die Perforationen zugerechnet.
Bald nach jedem Druckanstieg wurde eine entsprechende Druckabnahme festgestellt, was darauf zurückgeführt wurde, daß
ein Bereich nunmehr infolge der Behandlung die injizierte Flüssigkeit aufnahm.
Ein Radioaktivitäts-Meßgerät wurde in die Bohrlochauskleidung eingeführt nach derDurchführung des Behandlungsverfahrens, um
die Radioaktivität in dem Gehäuse zu lokalisieren und dementsprechend auch die Verweilstellen des radioaktiven Sandes zu
ermitteln. Bs wurde Radioaktivität in der Nachbarschaft einer
jeden der fünf Zonen aufgefunden, was anzeigt, daß die Flüssig»
- 39 -
909820/08 1 7
keit in alle der Zonen eingedrungen war.
Nach der Wiederaufnahme des Wasserflutungsbetriebes zeigten die auf der Oberfläche überwachten Injektionsgeschwindigkeiten
und der Injektionsdruck, daß sich die Kugeldichtungen von den Perforationen gelöst hatten und zu dem Rattenloch abgesunken
waren, wie es allgemein in Fig. 3 gezeigt ist.
909820/0817
Leers eite
Claims (1)
- PATENTANWÄLTE DR. KARL TH. HEGEL · DIPL.-ING. KLAUS DICKELGROSSE BERGSTRASSE 223 2000 HAMBURG 50 JULIUS-KREIS-STRASSü 33 8000- MÜNCHEN fiO POSTFACH 500662 TELEFON (040) 39 6295 TELEFON (089) 885210Telegramm-Adresse: Deollnerpatent MünchenL JIhr Zeichen: Unser Zeichen: 8000 München, denH 2909Exxon Production Research Company P. O. Box 2189
Houston, Texas 77001V. St. AoVerfahren zum Aufbringen ¥on Kugeldichtungen auf Perforationen in BohrlochauskleidungenPatentansprüche ί1« Verfahren zur Behandlung unterirdischer Formationen, die ein ausgekleidetes Bohrloch umgeben, wobei Kugeldichtungen zur Ableitung der Flüssigkeit durch die Perforationen der Bohrlochauskleidung eingesetzt werden, dadurch gekennzeichnet,909820/0817Postscheckkonto: Hamburg 291220-205 · Bank: Dresdner Bank AG. Hamburg, Kto.-Nr. 3813897ORIGINAL INSPECTED_ 2 —daß man die Kugeldichtungen au den Perforationen in einem Trägerflüssigkeitssystera hinführt, das eine Führungsflüssigkeit mit einer Dichte 3 die größer ist als die Dichte der Kugeldichtungen, und eine Folgeflüssigkeit mit einer Dichte, die geringer ist als die Dichte der Kugeldichtungen, umfaßt»2. Verfahren nach Ansprach 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Kugeldichtungen in der Führungsflüssigkeit zu den Perfo·=· rationen hinführt.3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß raan die Kugeldichtungen in der Folgeflüssigkeit su den Perforationen hinführt.4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet8 daß raan die Folgeflüssigkeife durch eine Forraationsbehandliungsflüsslgkeit verdrängt.5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß Gianin die Bohrlochausklsidung mindestens eine Kugeldichtung ein= führtj die eiine Größe b®sifest9 daß hiermit saindastens eine Perforation verschließbar ist, worauf raan in dis Bohrloehauskleidung eine erste Flüssigkeit injiziset, daran Biehfe© gröier ist als diejenige der Kugeldiehtungen, wobei die Injefefeions-= geschwindigkeit hinreichend groß ist, uia die K«ge!dichtung auf eine des· Perforationen au führen, und schließlich eine zweite Flüssigkeife In dis E©hrloehaus!cleidung injiziert, deren Dichte geringer ist als diejenige der Kugeldishtungy§09820/08 1 73 -wobei die Injektionsgeschwindigkeit hinreichend groß ist, um die zweite Flüssigkeit durch in einem offenen Zustand verbleibenden Perforationen zu führen.6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Flüssigkeit eine Dichte besitzt, die mindestens etwa 0,03 g/cm größer ist als diejenige der Kugeldichtung·7. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daßdie zweite Flüssigkeit eine Dichte besitzt, die mindestens3
etwa 0,03 g/cm kleiner ist als die Dichte der Kugeldichtungen·8. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man die Injektion der zweiten Flüssigkeit unterbricht und die Kugeldichtung bis zur unteren Begrenzung der zweiten Flüssigkeit in der Bohrlochauskleidung absinken läßt.9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, daß man im Anschluß an die Injektion der zweiten Flüssigkeit in die Bohrlochauskleidung eine Flüssigkeit injiziert, deren Dichte großer ist als diejenige der zweiten Flüssigkeit.10. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Flüssigkeit ein die Viskosität erhöhendes Mittel enthält.11. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die909820/081 verste Flüssigkeit einen wesentlichen Teil der Bohrung unter mindestens einer der Perforationen ausfüllt.12. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Flüssigkeit aus einer Säurelösung besteht.13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, daß die Säurelösung Kalziumchlorid enthält.14. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, daß die Säurelösung Natriumchlorid enthält.15. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Flüssigkeit und die zweite Flüssigkeit Formationsbehandlungsflüssigkeiten sind.16. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man die Injektion der zweiten Flüssigkeit in die Bohrlochauskleidung unterbricht, den Flüssigkeitsdruck in dem Bohrloch absinken läßt, die Kugeldichtung bis zur unteren Begrenzung der zweiten Flüssigkeit durch die Schwerkraft absinken läßt und Flüssigkeiten aus der Formation absieht»17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, daß man die Förderung der Bohrung unterbricht und durch die Perforationen eine Flüssigkeit in die Formation injiziert, deren Dichte größer ist als diejenige der Kugeldichtung, wodurch man die Kugeldichtung bis zu dem Niveau mindestens einer der Per-§09820/0 8 1? -5-forationen anhebt und das Aufsetzen der Kugeldichtung auf die Perforation bewirkt.18. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man in die Bohrlochauskleidung mindestens eine Kugeldichtung einführt, die eine Größe besitzt, daß hiermit mindestens eine der Perforationen verschließbar ist, worauf man in die Bohrlochauskleidung eine erste Flüssigkeit injiziert, deren Dichte größer ist als diejenige der Kugeldichtung, anschließend eine zweite Flüssigkeit in die Bohrlochauskleidung injiziert, deren Dichte geringer ist als diejenige der Kugeldichtung und schließlich eine Verdrängungsflüssigkeit zur Verdrängung der zweiten Flüssigkeit und Förderung der Kugeldichtung auf die Perforation in die Bohrlochauskleidung injiziert.19« Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Flüssigkeit eine Salzlösung ist.2Oe Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die zweite Flüssigkeit Sieselöl ist.21® Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß man di® Kugeldichtung gleichzeitig rait der ersten Flüssigkeit einführt.22ο Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß man die Kugeldichtung in die Bohrlochauskleidung nach der Injektion der zweiten Flüssigkeit einführt.§09820/0817- 623. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß man die Kugeldichtung gleichzeitig mit der zweiten Flüssigkeit in die Bohrlochauskleidung einführt«24. Verfahren nach Anspruch 18 9 dadurch gekennzeichnet, daß die Verdrängungsflüssigkeit eine Säurelösung isto25. Verfahren nach Anspruch 18s dadurch gekennzeichnet, daß die Verdrängungsflüssigkeit eine größere Dichte besitzt als die Dichte der Kugeldichfeungo26. Verfahren nach Anspruch 189 dadurch gekennzeichnet, daßdie erste Flüssigkeit die gleiche wie die Verdrängungsflüssig= keit ist.27. Verfahren nach Anspraeh 18, dadurch gekennzeichnet,, daß die Verdrängungsflüssigkeit die gleiche wie die zweite Flössig= keit ist.28. Verfahren nach Ansprach 13, dadurch gekennzeichnet daß die erste Flüssigkeife mit der st-jeifeen umsdschbar ist»29. Verfahren nach Ansprach 18, dadurch gekennzeichnet, daß die zwsiie Flüssigkeit mit der Verdrängyngsflüssigkeife wn=
mischbar ist.30. Verfahren nach einena der ^orangohenden Ansprüches dadurch gekennzeichnet, daß man sine Vielaahl von Kugeldiehfeiangsn903820/081 1 "wendet·31. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die Zuführungsgeschwindigkeit der Tiäjerf lüssigkeit hinreichend groß ist zur Überwindung der auf die Kugeldichtung einwirkenden Auftriebskräfte.32. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß man in die Bohrlochauskleidung mindestens eine Kugeldichtung einführt, die eine Größe besitzt, daß hiermit mindestens eine der Perforationen verschließbar ist, worauf man in die Bohrlochauskleidung eine erste Flüssigkeit injiziert, deren Dichte größer ist als diejenige der Kugeldichtung, und anschließend eine zweite Flüssigkeit in die Bohrlochauskleidung injiziert, deren Dichte geringer ist als diejenige der Kugeldichtung, während man anschließend eine Behandlungsflüssigkeit in die Bohrlochauskleidung oberhalb der zweiten Flüssigkeit injiziert zur Erzeugung eines Flüssigkeitsstromes durch die offenen Perforationen und Plazierung der Kugeldichtungen auf mindestens einer der Perforationen.33. Verfahren nach Anspruch 32, dadurch gekennzeichnet, daß die Kugeldichtungen eine größere Dichte besitzen als die Hohlenwasserst-offe innerhalb der Formationen.34. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man nacheinander die folgenden Schritte ausführt, nämlich:909 8 20/08 17a) in die Bohrlochauskleidung eine erste Flüssigkeit einführt, die eine Dichte besitzt, die größer ist als diejenige der Kugeldichtungen,b) in die Bohrlochauskleidung eine zweite Flüssigkeit zur Behandlung der Formation einführt, wobei die zweite Flüssigkeit Kugeldichtungen enthält, deren Dichte geringer ist als diejenige der zweiten Flüssigkeit,c) in die Bohrlochauskleidung eine dritte Flüssigkeit einführt, deren Dichte geringer iat als diejenige der Kugeldichtungen,d) in die Bohrlochauskleidung eine vierte Flüssigkeit einführt, zur Verdrängung der dritten Flüssigkeit innerhalb des Bohrloches unde) in das Bohrloch eine zusätzliche Menge der ersten Flüssigkeit zur weiteren Behandlung der Formation einführt.35. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Kugeldichtungen in einer Flüssigkeit suspendiert, die eine Dichte besitzt, welche größer ist als diejenige der Kugeldichtungen, und diese Flüssigkeit unterhalb der Perforationen der Bohrlochauskleidungen einöringtj, worauf man eine Flüssigkeit mit einer Dichte, die größer ist als diejenige der Kugeldichtungen in die Formation mit einer solchen Geschwindigkeit§09820/081?injiziert, daß die Kugeldichtungen in der Flüssigkeit aufsteigen und zu den Perforationen getragen werden.909820/08 1 7
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US85087877A | 1977-11-14 | 1977-11-14 | |
US05/933,305 US4195690A (en) | 1977-11-14 | 1978-08-14 | Method for placing ball sealers onto casing perforations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2849023A1 true DE2849023A1 (de) | 1979-05-17 |
DE2849023C2 DE2849023C2 (de) | 1983-01-13 |
Family
ID=27126959
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE2849023A Expired DE2849023C2 (de) | 1977-11-14 | 1978-11-11 | Verfahren zum Aufbringen von Kugeldichtungen auf Perforationen in Auskleidungen von Tiefbohrlöchern |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4195690A (de) |
CA (1) | CA1089760A (de) |
DE (1) | DE2849023C2 (de) |
GB (1) | GB2007744B (de) |
MX (1) | MX150771A (de) |
MY (1) | MY8500111A (de) |
NL (1) | NL175842C (de) |
NO (1) | NO152985C (de) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4287952A (en) * | 1980-05-20 | 1981-09-08 | Exxon Production Research Company | Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers |
US4421167A (en) * | 1980-11-05 | 1983-12-20 | Exxon Production Research Co. | Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments |
US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4582091A (en) * | 1982-02-02 | 1986-04-15 | The British Petroleum Company P.L.C. | Leak sealing method |
US4488599A (en) * | 1982-08-30 | 1984-12-18 | Exxon Production Research Co. | Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments |
EP0116775A1 (de) * | 1983-01-12 | 1984-08-29 | Mobil Oil Corporation | Verfahren zur Behandlung eines Bohrlochs mittels nichtschwimmenden Kugeldichtungen |
US4753295A (en) * | 1984-11-19 | 1988-06-28 | Exxon Production Research Company | Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore |
BR8604808A (pt) * | 1986-10-03 | 1988-05-17 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema mecanico e processo para diversificacao em operacao de acidificacao de formacoes produtoras de petroleo |
US7341105B2 (en) * | 2006-06-20 | 2008-03-11 | Holcim (Us) Inc. | Cementitious compositions for oil well cementing applications |
US9260921B2 (en) * | 2008-05-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well |
EP2143874A1 (de) * | 2008-07-11 | 2010-01-13 | Welltec A/S | Abdichtanordnung und Abdichtverfahren |
GB0906541D0 (en) * | 2009-04-16 | 2009-05-20 | Brinker Technology Ltd | Delivery method and compositions |
US8205677B1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-06-26 | Samuel Salkin | System and method for controlling underwater oil-well leak |
US8215405B1 (en) * | 2011-03-11 | 2012-07-10 | Jorge Fernando Carrascal | Method to shut down a high pressure oil/gas well that is leaking under blowout conditions |
US10815750B2 (en) | 2015-11-25 | 2020-10-27 | Frederic D. Sewell | Hydraulic fracturing with strong, lightweight, low profile diverters |
US20170159404A1 (en) | 2015-11-25 | 2017-06-08 | Frederic D. Sewell | Hydraulic Fracturing with Strong, Lightweight, Low Profile Diverters |
CN114542011B (zh) * | 2022-02-16 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种适合超深碳酸盐岩气藏酸化球座及其使用方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2754910A (en) * | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
US3011548A (en) * | 1958-07-28 | 1961-12-05 | Clarence B Holt | Apparatus for method for treating wells |
DE1139453B (de) * | 1959-12-30 | 1962-11-15 | Dow Chemical Co | Verfahren zur Behandlung von Bohrloechern |
US3174546A (en) * | 1962-08-29 | 1965-03-23 | Pan American Petroleum Corp | Method for selectively sealing-off formations |
US3376934A (en) * | 1965-11-19 | 1968-04-09 | Exxon Production Research Co | Perforation sealer |
US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
US3715055A (en) * | 1971-06-16 | 1973-02-06 | Halliburton Co | Apparatus for injecting one or more articles individually into a tubular flow path |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2933136A (en) * | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
US3292700A (en) * | 1964-03-02 | 1966-12-20 | William B Berry | Method and apparatus for sealing perforations in a well casing |
US3547197A (en) * | 1969-05-09 | 1970-12-15 | Marathon Oil Co | Method of acidization |
US3595314A (en) * | 1970-06-02 | 1971-07-27 | Cities Service Oil Co | Apparatus for selectively plugging portions of a perforated zone |
US3895678A (en) * | 1974-07-08 | 1975-07-22 | Dresser Ind | Sealer ball catcher and method of use thereof |
-
1978
- 1978-08-14 US US05/933,305 patent/US4195690A/en not_active Expired - Lifetime
- 1978-10-31 CA CA315,370A patent/CA1089760A/en not_active Expired
- 1978-11-08 NL NLAANVRAGE7811098,A patent/NL175842C/xx not_active IP Right Cessation
- 1978-11-11 DE DE2849023A patent/DE2849023C2/de not_active Expired
- 1978-11-13 NO NO783810A patent/NO152985C/no unknown
- 1978-11-14 GB GB7844466A patent/GB2007744B/en not_active Expired
- 1978-11-14 MX MX175619A patent/MX150771A/es unknown
-
1985
- 1985-12-30 MY MY111/85A patent/MY8500111A/xx unknown
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2754910A (en) * | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
US3011548A (en) * | 1958-07-28 | 1961-12-05 | Clarence B Holt | Apparatus for method for treating wells |
DE1139453B (de) * | 1959-12-30 | 1962-11-15 | Dow Chemical Co | Verfahren zur Behandlung von Bohrloechern |
US3174546A (en) * | 1962-08-29 | 1965-03-23 | Pan American Petroleum Corp | Method for selectively sealing-off formations |
US3376934A (en) * | 1965-11-19 | 1968-04-09 | Exxon Production Research Co | Perforation sealer |
US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
US3715055A (en) * | 1971-06-16 | 1973-02-06 | Halliburton Co | Apparatus for injecting one or more articles individually into a tubular flow path |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO152985B (no) | 1985-09-16 |
NL175842B (nl) | 1984-08-01 |
DE2849023C2 (de) | 1983-01-13 |
GB2007744B (en) | 1982-02-24 |
NL7811098A (nl) | 1979-05-16 |
MX150771A (es) | 1984-07-13 |
US4195690A (en) | 1980-04-01 |
NO152985C (no) | 1985-12-27 |
GB2007744A (en) | 1979-05-23 |
MY8500111A (en) | 1985-12-31 |
NL175842C (nl) | 1985-01-02 |
NO783810L (no) | 1979-05-15 |
CA1089760A (en) | 1980-11-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2848972C2 (de) | Verfahren zur selektiven Behandlung unterirdischer Formationen | |
DE2849023A1 (de) | Verfahren zum aufbringen von kugeldichtungen auf perforationen in bohrlochauskleidungen | |
DE60219689T2 (de) | Verfahren zum bohren eines produktionbohrloches ohne bohrlochperforieren und -packen | |
DE60209038T2 (de) | Zugangsbohrloch mit schrägbohrlöchern und verfahren | |
DE60122532T2 (de) | Verfahren zur behandlung von mehreren bohrlochintervallen | |
DE3833619C2 (de) | Verfahren zur Förderung schwefelhaltiger Fluide aus unterirdischen Vorratsstätten und Strahlpumpeinrichtung hierfür | |
DE2649488C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation | |
DE2649487C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von zähflüssigem Erdöl aus einer unterirdischen Formation | |
DE60102190T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zum Installieren einer Verrohrung im Bohrloch | |
AT392822B (de) | Verfahren zum beseitigen von gefoerdertem formationsgrus waehrend der oelgewinnung | |
DE4491017C2 (de) | Verfahren zur Fertigstellung eines Bohrlochs unter Einbringen einer Kiesschüttung neben einer Formation in dem Bohrloch | |
DE60131578T2 (de) | Bohrlochabdichtung | |
DE3115342A1 (de) | Verfahren zur selektiven abdichtung von perforationen in schraegverlaufenden bohrlochauskleidungen | |
DE2717267A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum entfernen einer sandfuellung aus einer niederdruckbohrung | |
DE3046782A1 (de) | Mischventil, insbesondere zur verwendung in einem bohrloch | |
DE2838552A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur fluessigkeitsbehandlung von bohrloecher umgebende unterirdischen formationen | |
EP0471158B1 (de) | Anlage zur Sicherung einer Deponie gegen vagabundierendes Austreten von Sickerwasser und verfahrensmässige Massnahmen | |
EP1412615B1 (de) | In-situ verdampfung | |
DE1232535B (de) | Verfahren zur Erdoelgewinnung | |
DE2606100A1 (de) | Verfahren zur behandlung eines bohrlochs | |
DE2817657A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel mittels waermeeinwirkung | |
DE1940305A1 (de) | Verfahren und Vorrichtung zum Fertigstellen einer ausgekleideten Tiefbohrung | |
DE2047239B2 (de) | Verfahren zum abbau einer ein kalimineral enthaltenen formation mittels loesungsmittel | |
DE2011475C3 (de) | Verfahren zum Spülen eines Bohrlochs mittels eines Schaumspülmittels | |
DE102009038445A1 (de) | Verfahren zur Erdölfeuerung |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
OD | Request for examination | ||
8125 | Change of the main classification |
Ipc: E21B 43/16 |
|
8126 | Change of the secondary classification |
Free format text: E21B 33/10 E21B 33/13 |
|
D2 | Grant after examination | ||
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |