EA005189B1 - Способ и инструмент для гравийной набивки скважины - Google Patents

Способ и инструмент для гравийной набивки скважины Download PDF

Info

Publication number
EA005189B1
EA005189B1 EA200301296A EA200301296A EA005189B1 EA 005189 B1 EA005189 B1 EA 005189B1 EA 200301296 A EA200301296 A EA 200301296A EA 200301296 A EA200301296 A EA 200301296A EA 005189 B1 EA005189 B1 EA 005189B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
manifold
length
manifolds
tube
slurry
Prior art date
Application number
EA200301296A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200301296A1 (ru
Inventor
Ллойд Дж. Джоунс
Original Assignee
Эксонмобил Ойл Корпорейшн
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Ойл Корпорейшн filed Critical Эксонмобил Ойл Корпорейшн
Publication of EA200301296A1 publication Critical patent/EA200301296A1/ru
Publication of EA005189B1 publication Critical patent/EA005189B1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/08Screens or liners
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/04Gravelling of wells

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Filtration Of Liquid (AREA)
  • Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
  • Gasket Seals (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Containers And Plastic Fillers For Packaging (AREA)

Abstract

Предлагаются скважинный инструмент и способ для гравийной набивки интервала ствола скважины, в котором для распределения гравия может быть использована маловязкая жидкость. Опускают в интервал скважинный инструмент, имеющий множество расположенных на расстоянии друг от друга промежуточных манифольдов, и нагнетают суспензию в низ скважины и в первый манифольд. Каждый промежуточный манифольд имеет верхнюю и нижнюю перфорированные шунтовые трубы, которые находятся в гидравлическом сообщении с ним и которые, в свою очередь, по существу одновременно распределяют суспензию в направлении как вверх, так и вниз. Суспензия выходит из соответствующих труб в зоны, расположенные на расстоянии друг от друга в заканчиваемом интервале. Благодаря тому, что выходные отверстия соответствующих нижней и верхней шунтовых труб соседних манифольдов смещены относительно друг друга, суспензия будет подаваться к всему заканчиваемому интервалу.

Description

1. Область техники
Настоящее изобретение относится к гравийной набивке скважин, а в одном из своих аспектов относится к способу и инструменту для гравийной набивки длинных интервалов скважины.
2. Предпосылки создания изобретения
При добыче углеводородов и т.п. из определенных подземных пород является обычным извлечение больших объемов измельченного материала (например, песка) вместе с пластовыми жидкостями. Извлечение этого песка необходимо контролировать, или это может серьезно повлиять на экономически выгодный срок эксплуатации скважины. Одним из наиболее распространенных способов контроля за песком является способ, который известен как «гравийная набивка».
При обычном заканчивании скважины с применением гравийной набивки помещают фильтр или т.п. в ствол скважины вблизи заканчиваемого интервала и нагнетают суспензию измельченного материала (т.е. «гравия») вниз скважины и в кольцевое пространство, которое окружает фильтр. По мере того, как жидкость теряется из суспензии в породу и/или через фильтр, гравий отлагается в кольцевом пространстве, образуя проницаемую массу вокруг фильтра, которая, в свою очередь, дает возможность добываемым жидкостям течь внутрь фильтра, при этом по существу отфильтровывается любой измельченный материал.
Главной проблемой при гравийной набивке, особенно в тех случаях, когда необходимо заканчивать длинные или наклонные интервалы, является обеспечение распределения гравия на всем протяжении заканчиваемого интервала. То есть, если гравий не будет равномерно распределен по всему заканчиваемому интервалу, гравийная набивка не будет однородной и будет иметь в себе пустоты, которые снижают ее эффективность.
Плохое распределение гравия по интервалу часто вызвано преждевременной потерей жидкости из гравийной суспензии в породу при укладке гравия. Эта потеря жидкости может вызвать образование «песчаных пробок» в кольцевом пространстве, которые, в свою очередь, преграждают дальнейший поток суспензии через кольцевое пространство скважины, тем самым не допуская укладку достаточного количества гравия ниже пробки при операциях набивки сверху вниз или выше пробки при операциях набивки снизу вверх.
Для решения этой проблемы в настоящее время разработаны скважинные инструменты с «альтернативным путем» (например, скважинные фильтры), которые обеспечивают хорошее распределение гравия на всем протяжении заканчиваемого интервала даже тогда, когда песчаные пробки образуются до укладки всего гравия. В скважинных инструментах с альтерна тивным путем перфорированные шунтовые трубы проходят по длине инструмента и получают гравийную суспензию, когда она поступает в кольцевое пространство скважины, которое окружает инструмент. Если в этом кольцевом пространстве образуется песчаная пробка, то суспензия все еще может течь через перфорированные шунтовые трубы для поступления на разные уровни в кольцевом пространстве выше и/или ниже пробки, чтобы тем самым завершить гравийную набивку кольцевого пространства. Для ознакомления с более полным описанием различных скважинных инструментов с альтернативным путем (например, фильтров для гравийной набивки) и их действием, смотри патенты США 4945991, 5082052, 5113935, 5515915 и 6059032, которые все инкорпорированы здесь путем отсылки.
Скважинные инструменты с альтернативным путем, как например, те, которые были описаны выше, используют для гравийной набивки за одну операцию сравнительно длинных интервалов ствола скважины (т.е. 100 фунтов или более). При таких операциях жидкостьноситель в гравийной суспензии обычно состоит из высоковязкого геля (т.е. с вязкостью больше, чем около 30 сП). Высокая вязкость жидкости-носителя обеспечивает гидравлическое сопротивление, необходимое для поддержания расклинивающих агентов (например, песка) во взвешенном состоянии в то время, как суспензия через небольшие отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль перфорированных шунтовых труб, нагнетается на разные уровни кольцевого пространства в заканчиваемом интервале. Однако, как известно специалистам в данной области, часто полезно в качестве жидкости-носителя для гравийной суспензии использовать маловязкие жидкости (например, воду, жидкие гели или т.п. с вязкостью около 30 сП или менее), так как такие суспензии менее дорогие, меньше повреждают продуктивный пласт, более легко отдают гравий, чем те суспензии, которые образованы с более вязкими гелями, и т. д.
Однако, к сожалению, применение маловязких суспензий может создавать некоторые проблемы, когда их вместе с фильтрами с «альтернативным путем» используют для гравийной набивки длинных, наклонных или горизонтальных интервалов ствола скважины. Это вызвано, главным образом, тем, что маловязкая жидкость-носитель преждевременно «теряется» через расположенные на расстоянии друг от друга выпускные отверстия (т.е. перфорации) в шунтовых трубах, что, таким образом, вызывает «запесочивание» самой шунтовой трубы (труб) у одного или нескольких отверстий в ней и тем самым блокирования дальнейшего потока суспензии через закупоренную шунтовую трубу. Если это случается, то не может быть никакой гарантии того, что суспензия будет подаваться на все уровни в набиваемом гравием интервале, в результате чего гравийная набивка в заканчиваемом интервале, вероятно будет меньше, чем это желательно.
Сущность изобретения
Согласно настоящему изобретению разработан скважинный инструмент и способ для гравийной набивки длинного или наклонного заканчиваемого интервала ствола скважины, при этом гравий распределяется на всем протяжении интервала даже при использовании маловязкой суспензии. Вкратце, в заканчиваемый интервал на спусковой колонне опускают скважинный инструмент, например, скважинный фильтр, имеющий систему распределения суспензии согласно настоящему изобретению. Система распределения суспензии состоит из множества промежуточных манифольдов, которые расположены на расстоянии друг от друга по длине фильтра и которые гидравлически соединены вместе. Суспензию, которая состоит из маловязкой жидкости-носителя (например, воды) и расклинивающего агента (например, песка), нагнетают вниз в ствол скважины и подают в первый промежуточный манифольд.
В тех случаях, когда скважинный фильтр должен использоваться для заканчивания интервала в по существу вертикальном стволе скважины, суспензия может быть подана к первому промежуточному манифольду через, по крайней мере, одну питающую трубу, которая открыта на своем верхнем конце. В тех случаях, когда скважинный фильтр должен использоваться для заканчивания интервала в по существу горизонтальном стволе скважины, может быть применен подающий манифольд, который, по крайней мере, одной питающей трубой гидравлически соединен с первым промежуточным манифольдом и который получает суспензию непосредственно из переходника или т. п. в спускной колонне.
Каждый промежуточный манифольд имеет, по крайней мере, одну верхнюю шунтовую трубу, проходящую вверх от него, и, по крайней мере, одну нижнюю шунтовую трубу, проходящую вниз от него. Если будет присутствовать подающий манифольд, то он будет иметь только шунтовую трубу (трубы), проходящую вниз от него. Каждая шунтовая труба перфорирована с образованием множества выходных отверстий, которые расположены на расстоянии друг от друга вдоль внешнего отрезка трубы. Отрезок каждой трубы от впускного конца (например, равный от около 2 футов до около 1/2 всей длины трубы) предпочтительно оставляют глухим (т.е. без отверстий). Это создает турбулентный поток и предотвращает потерю жидкости суспензией, когда она втекает в шунтовую трубу, в результате чего расклинивающие агенты поддерживаются во взвешенном состоянии до тех пор, пока они не выйдут из трубы через отверстия в ней.
Когда суспензия заполнит первый промежуточный манифольд, она по существу одновременно будет течь вверх по верхней шунтовой трубе и вниз по нижней шунтовой трубе и будет выходить из соответствующих шунтовых труб в зоны, которые расположены на расстоянии друг от друга в кольцевом пространстве, окружающем фильтр.
Затем суспензия по питающей трубе течет из первого промежуточного манифольда во второй манифольд, из которого суспензия по существу одновременно снова течет как вверх, так и вниз по соответствующим шунтовым трубам, гидравлически соединенным со вторым промежуточным манифольдом, и из их отверстий в разные зоны, расположенные на расстоянии друг от друга в указанном кольцевом пространстве. Благодаря смещению отверстий в нижней шунтовой трубе верхнего манифольда относительно отверстий в верхней шунтовой трубе нижнего манифольда суспензия будет подаваться в весь интервал, который расположен между двумя соответствующими манифольдами. Благодаря использованию достаточного количества промежуточных манифольдов, расположенных на всем протяжении заканчиваемого интервала, гравий будет распределяться во всех зонах интервала, даже когда используется маловязкая суспензия и/или если до завершения гравийной набивки образовалась бы песчаная пробка в кольцевом пространстве.
Краткое описание чертежей
Фактическая конструкция, принцип действия и явные преимущества предмета настоящего изобретения будут лучше понятны при ссылке на чертежи, которые необязательно представлены в масштабе, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые части и на которых изображено следующее:
фиг. 1 - упрощенный вид скважинного инструмента с альтернативным путем согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 - вертикальный вид с частичным разрезом скважинного инструмента показанного на фиг. 1;
фиг. 3 - вид в разрезе по линии 3-3 на фиг. 2;
фиг. 4 - частичный вид в разрезе верхнего конца нижней питающей трубы инструмента, показанного на фиг. 2, показывающий один тип клапанного средства, которое может быть использовано в настоящем изобретении;
фиг. 5 - частичный вид в разрезе верхнего конца другой нижней питающей трубы инструмента, показанного на фиг. 2, показывающий другой тип клапанного средства, которое может быть использовано в настоящем изобретении.
Хотя изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами его осуществления, это изобретение, как будет понятно, не ограничивается ими. Наоборот, изобретение, как предполагают, охватывает все альтернати вы, модификации и эквиваленты, которые могут находиться в пределах изобретения и соответствовать сущности изобретения, как они определены в прилагаемой формуле изобретения.
Наилучший вариант осуществления изобретения
На фиг. 1 и 2 иллюстрируется сущность изобретения и один вариант выполнения данного скважинного инструмента 10 в рабочем положении в нижнем конце ствола 11 продуктивной и/или нагнетательной скважины. Ствол 11 скважины проходит от поверхности (не показана) и через заканчиваемый интервал, который показан как имеющий значительную длину или мощность, проходящий вертикально вдоль ствола 11 скважины и состоящий из зон А, В, С, Ό и Е (для ясности обозначенных так только на фиг. 1). Ствол 11 скважины, показанный на фиг. 2, обсажен обсадной трубой 12, имеющей отверстия 14 на всем протяжении заканчиваемого интервала, как это предполагается из уровня техники.
Хотя как на фиг. 1, так и на фиг. 2 показан ствол 11 по существу вертикальной обсаженной скважины, следует признать, что настоящее изобретение в равной степени может быть использовано с таким же успехом в законченных бурением скважинах, не закрепленных обсадными трубами и/или расширенных ниже башмака обсадной колонны, а также в горизонтальных и наклонных стволах скважин. Так как настоящее изобретение пригодно для использования в горизонтальных и наклонных стволах скважин, то используемые здесь термины «верхний и нижний», «верх и низ» и т.д. являются сравнительными терминами и предназначены для применения к относительным положениям в конкретном стволе скважины, в то время как используемый здесь термин «уровни» обозначает соответствующие положения в стволе скважины между оконечностями заканчиваемого интервала.
Скважинный интервал 10 (например, скважинный фильтр для гравийной набивки, показанный пунктирными линиями на фиг. 1) может иметь непрерывную длину или, что более вероятно, состоять, как показано на фиг. 2, из нескольких звеньев 15, которые соединены вместе резьбовыми муфтами 16 или т.п., как это предполагается из уровня техники. Как показано на фиг. 2, каждое звено 15 фильтра 10 для гравийной набивки по существу одинаково с каждым другим звеном и состоит из перфорированной опорной трубы 17, которая имеет непрерывный отрезок оберточной проволоки 19, намотанной на нее и образующей на ней «фильтровальную секцию». Хотя опорная труба 17 показана как имеющая множество отверстий 18, понятно, что, не отступая от настоящего изобретения, можно использовать другие типы проницаемых опорных труб, например, трубу с щелевидными отверстиями и т. п.
Каждый виток оберточной проволоки 19 расположен на небольшом расстоянии от примыкающих витков, в результате чего образуются жидкостные каналы (не показаны) между соответствующими витками проволоки, как это обычно сделано во многих имеющихся на рынке фильтрах с проволочной обмоткой, например, в фильтрах для гравийной набивки «БЕЙКЕРУЭЛЬД» компании «Бейкер Сэнд Контрол», Хьюстон, шт. Техас, США. Кроме того, хотя конкретно описан один тип фильтра 10, термин «фильтр», используемый во всем данном описании изобретения, как понятно, обозначает родовое понятие и, как предполагается, включает и охватывает все типы подобных скважинных инструментов, обычно используемых при операциях гравийной набивки (например, имеющиеся на рынке сетчатые фильтры, щелевые или перфорированные хвостовики или трубы, перфорированные трубы с фильтрующей сеткой, набивные или двойные набивные фильтры и/или хвостовики и их сочетания).
Согласно настоящему изобретению скважинный инструмент 10 содержит систему распределения гравийной суспензии, которая состоит из множества манифольдов 20, например, 20а, 20Ь, 20с, которые, в свою очередь, расположены по длине скважинного инструмента 10. Как показано на фиг. 2, каждый манифольд предпочтительно размещен у соответствующей резьбовой муфты 16 или вблизи нее, главным образом, для облегчения сборки при изготовлении на месте длинного скважинного инструмента 10. Таким образом, расстояние между соответствующими манифольдами обычно будет приблизительно равно длине звена 15, например, 20-30 футам. Конечно, не отступая от настоящего изобретения, можно иначе расположить манифольды с другими расстояниями между ними по длине скважинного инструмента 10.
Каждая пара соседних промежуточных манифольдов (например, 20Ь и 20с) гидравлически соединена вместе посредством, по крайней мере, одной питающей трубы 25 (например, одной трубой на фиг. 2 и двумя трубами на фиг. 1). Скважинный инструмент 10 предпочтительно содержит подающий манифольд 20а всякий раз, когда скважинный инструмент 10 должен использоваться для гравийной набивки заканчиваемого интервала, находящегося в наклонном или горизонтальном стволе скважины, и подающий манифольд 20а выполнен с возможностью приема гравийной суспензии (стрелки 30, для ясности нанесено только несколько стрелок) непосредственно из выпускного отверстия 21 в переходнике 22, который, в свою очередь, соединен со скважинным инструментом 10 и спусковой колонной 23 (фиг. 2). В тех случаях, когда скважинный инструмент 10 должен использоваться в по существу вертикальной скважине, можно при желании исключить подаю005189 щий манифольд 20а, при этом суспензия 30 входит непосредственно в открытый конец питающей трубы 25 (т.е. подающей трубы) и направленной вниз шунтовой трубы 50а, которая полнее описывается ниже. В тех случаях, когда не имеется никакого подающего манифольда 20а, верхние концы подающей трубы 25 и нижней шунтовой трубы 50а могут быть прикреплены к инструменту 10 сварными швами 32 (фиг. 2) или т. п.
Редукционный клапан 26 с нижеописанной целью предпочтительно расположен у впускного отверстия, которое находится в манифольде, каждой питающей трубы 25 или вблизи него. То есть, обычно не будет никакого клапана 26 в первой питающей или подающей трубе 25, если в инструменте 10 не будет иметься никакого подающего манифольда 20а. В качестве клапана 26 можно использовать клапан любого типа, который перекрывает поток в закрытом положении и который будет открываться при заранее установленном давлении, чтобы сделать возможным поток суспензии через питающую трубу. Например, клапан 26 может состоять из диска 266 (фиг. 4), который расположен во впускном отверстии питающей трубы 25 и который будет разрываться при заранее установленном давлении, открывая питающую трубу для потока через нее.
Другим примером клапанного средства 26 является обратный клапан 26к (фиг. 5), который расположен во впускном отверстии питающей трубы 25. Клапан 26к состоит из шарового элемента 33, который обычно поджат к закрытому положению на седле 34 пружиной 35, которая, в свою очередь, выполнена с такими размерами, чтобы контролировать давление, при котором будет открываться клапан. Клапанное средство 26 предпочтительно изготовлено в виде отдельной составной части, которую затем прикрепляют к верху соответствующей шунтовой трубы, применяя любые подходящие средства, например, сварные швы 36 (фиг. 5), резьбы (не показаны) и т.д.
С каждым промежуточным манифольдом (например, вторым манифольдом 20Ь, третьим манифольдом 20с на фиг. 1 и 2) гидравлически соединены, по крайней мере, одна верхняя шунтовая труба 40 и одна нижняя шунтовая труба 50. На фиг. 1 показано множество (например, две) питающих труб 25, множество (например, две) верхних труб 40 и множество (например, две) нижних труб 50. Напомним, что «верхний» и «нижний» являются относительными терминами в случае скважинного инструмента 10, используемого в горизонтальном стволе скважины, когда «верхний» обозначает положение, ближайшее к устью скважины. Подающий манифольд 20а имеет, по крайней мере, одну нижнюю шунтовую трубу 50, гидравлически соединенную с ним, в то время как самый нижний манифольд (не показан) в системе распределе ния суспензии имел бы, по крайней мере, одну верхнюю шунтовую трубу 40, гидравлические соединенную с ним, для обеспечения того, что суспензия будет подаваться на все уровни в заканчиваемом интервале. Каждая верхняя шунтовая труба 40 и каждая нижняя шунтовая труба 50 имеют длину, достаточную для того, чтобы фактически проходить между их двумя соответствующими манифольдами 20, причина чего станет очевидной из последующего описания.
Каждая шунтовая труба 40, 50 выполнена перфорированной с отверстиями соответственно 41, 51, расположенными на расстоянии друг от друга (для ясности показано только немного отверстий). Каждая шунтовая труба предпочтительно будет перфорирована только на части своей длины по направлению к внешнему концу, при этом значительная впускная часть каждой шунтовой трубы (т.е. отрезок от, по крайней мере, около 2 фунтов вплоть до около половины длины шунтовой трубы) для цели, обсуждавшейся ниже, оставлена глухой (т. е. не имеющей никаких отверстий). Кроме того, шунтовые трубы 40, 50, а также питающие трубы 25 предпочтительно выполнены каждая с возможностью легкого обращения с их соответствующими концами и вставления их в предназначенные для них отверстия в соответствующих манифольдах с уплотнением в них соответствующими уплотнительными средствами (например, уплотнительными кольцами или т.п., не показаны), так чтобы можно было легко монтировать соответствующие манифольды и трубы во время сборки инструмента 10 и его опускания в ствол скважины.
Отсылаем теперь, главным образом, к фиг. 1, на которой, как видно, верхние шунтовые трубы 40 и нижние шунтовые трубы 50, которые фактически проходят между двумя соседними манифольдами 20, перфорированы каждая на значительной внешней части своей длины, при этом соответствующие перфорированные части смещены относительно друг друга, когда скважинный инструмент 10 находится в рабочем положении в заканчиваемом интервале. То есть, нижние трубы (труба) 50, которые простираются вниз от подающего манифольда 20а, перфорированы на своих нижних частях, посредством чего суспензия, протекающая через эти трубы, будет выходить в кольцевое пространство 11а скважины вблизи зоны В заканчиваемого интервала. По существу одновременно суспензия будет течь вниз через питающую трубу 25 в промежуточный манифольд 20Ь и затем вверх через шунтовую трубу 40а для выхода вблизи зоны А, в результате чего обеспечивается, что суспензия будет подаваться по всей секции заканчиваемого интервала, расположенной между подающим манифольдом 20а и вторым манифольдом 20Ь. Как очевидно, для заканчивания операции гравийной набивки эта последовательность действий затем повторяется благодаря другим манифольдам, которые расположены ниже манифольда 20Ь.
Благодаря тому, что впускная часть каждой шунтовой трубы оставлена глухой, суспензия при ее течении в этой глухой части встречает определенное сопротивление, вследствие чего создается турбулентный поток, который способствует поддержанию расклинивающих агентов (например, песка) во взвешенном состоянии до тех пор, пока суспензия не достигнет выходных отверстий на внешнем или выходном конце трубы. Кроме того, так как в глухой части каждой шунтовой трубы не имеется никаких отверстий, то здесь не может быть никакой потери жидкости из суспензии, так что фактически исключается вероятность преждевременного выпадения песка в шунтовой трубе.
После того, как вокруг звена фильтра уложена гравийная набивка, набивка начинает распространяться назад внутрь соответствующей шунтовой трубы. Однако, сравнительно большая длина глухой части каждой трубы обеспечивает, что любая продолжающаяся потеря жидкости через эту шунтовую трубу будет незначительно, таким образом, достигается требуемое распределение суспензии, необходимое для обеспечения упаковывания всего заканчиваемого интервала.
Теперь будет описана типичная операция гравийной набивки с использованием настоящего изобретения. Собирают скважинный инструмент, например, фильтр 10, и опускают его в ствол 11 скважины на спусковой колонне 23 (фиг. 2), располагая вблизи заканчиваемого интервала (т.е. зон А, В, С, Ό и Е на фиг. 1). Как известно из уровня техники, при необходимости может быть установлен пакер 60. По спусковой колонне 23 нагнетают гравийную суспензию 30, которая через отверстия 21 в переходнике 22 выходит в подающий манифольд 20а (т.е. имеющийся для использования в горизонтальном стволе скважины) или непосредственно в открытые верхние концы питающей трубы 25 и нижней шунтовой трубы 50 (т.е. может не быть никакого подающего манифольда 20а, если заканчивание осуществляется в вертикальных скважинах). Хотя могут быть использованы высоковязкие суспензии, предпочтительно использовать такую суспензию, которая образована из маловязкой жидкости-носителя и расклинивающих агентов, например, песка. Используемый здесь термин «маловязкий» охватывает жидкости, которые обычно используют для этой цели и которые имеют вязкость 30 сП или меньше (например, вода, маловязкие гели и т.д).
Суспензия 30 заполняет подающий манифольд 20а, если он имеется, и течет через нижнюю шунтовую трубу 50а для выхода через отверстия 51 в примыкающую зону В кольцевого пространства. Первоначально редукционный клапан 26а, если он имеется, преграждает поток через питающую трубу 25а (фиг. 2), тем самым блокируя поток из подающего манифольда 20а к промежуточному манифольду 20Ь. Клапан 26а установлен на открывании тогда, когда давление в подающем манифольде немного превысит (например, на 20-30 фунт/кв.дюйм) первоначальное давление нагнетания суспензии. Это обеспечивает заполнение подающего манифольда 20а и нижней шунтовой трубы 50а и течение суспензии в них до того, как откроется клапан 26а, чтобы дать возможность суспензии течь к второму манифольду 20Ь.
Суспензия 30 заполняет промежуточный манифольд 20Ь и теперь течет вверх через верхнюю шунтовую трубу 40Ь и вниз через нижнюю шунтовую трубу 50Ь. Так как отверстия 41 в верхней шунтовой трубе 40Ь и отверстия 51 в нижней шунтовой трубе 50а смещены относительно друг друга, то суспензия будет подаваться во всю ту часть заканчиваемого интервала, которая находится между подающим манифольдом 20а и первым промежуточным манифольдом 20Ь. Кроме того, так как впускная часть каждой шунтовой трубы выполнена глухой, то не происходит никакой потери жидкости из суспензии, когда она течет через эту глухую часть, что важно при использовании маловязких суспензий. Более того, сопротивление потоку, вызываемое небольшими внутренними размерами труб, будет создавать турбулентный поток, который, в свою очередь, будет способствовать поддержанию расклинивающих агентов во взвешенном состоянии до тех пор, пока суспензия не выйдет через отверстия в соответствующих трубах.
После того, как будут заполнены промежуточный манифольд 20Ь и соединенные с ним трубы, естественно увеличится давление в них, которое, в свою очередь, вызовет открывание клапана 26Ь, позволяющее суспензии течь к следующему промежуточному манифольду 20с. Затем суспензия заполняет манифольд 20с и соединенные с ним верхние и нижние шунтовые трубы, и этот процесс продолжается до тех пор, пока не будет подана суспензия во все манифольды и шунтовые трубы в данном скважинном инструменте. Как можно видеть на фиг. 1, так как отверстия в соседних шунтовых трубах смещены относительно друг друга, то суспензия будет распределяться во все части (например, зоны А, В, С, Ό и Е) заканчиваемого интервала, тем самым образуя хорошую гравийную набивку на всем протяжении заканчиваемого интервала.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Скважинный инструмент для гравийной набивки заканчиваемого интервала в стволе скважины, содержащий фильтровальную секцию и систему распределения суспензии, содержащую множество промежуточных манифольдов, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль фильтровальной секции, по крайней мере одну неперфорированную питающую трубу, гидравлически соединяющую вместе соседние пары промежуточных манифольдов, по крайней мере одну верхнюю шунтовую трубу, гидравлически соединенную с каждым из промежуточных манифольдов, проходящую вверх от него вдоль фильтровальной секции и имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины, по крайней мере одну нижнюю шунтовую трубу, гидравлически соединенную с каждым из промежуточных манифольдов и проходящую вниз от него вдоль фильтровальной секции и имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины, и средство для подачи суспензии к множеству указанных манифольдов.
  2. 2. Скважинный инструмент по п.1, в котором средство, выполненное с возможностью подачи суспензии к множеству манифольдов, содержит неперфорированную питающую трубу, гидравлически соединенную с самым верхним из множества промежуточных манифольдов, проходящую вверх от него и открытую на своем верхнем конце, выполненным с возможностью приема суспензии при ее протекании в заканчиваемый интервал вокруг инструмента.
  3. 3. Скважинный инструмент по п.1, в котором средство для подачи суспензии к множеству манифольдов содержит подающий манифольд, выполненный с возможностью приема суспензии при ее протекании в заканчиваемый интервал, и по крайней мере одну неперфорированную питающую трубу, гидравлически соединяющую подающий манифольд с множеством промежуточных манифольдов.
  4. 4. Скважинный инструмент по п.3, включающий по крайней мере одну нижнюю шунтовую трубу, гидравлически соединенную с подающим манифольдом и проходящую вниз вдоль фильтра и имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины.
  5. 5. Скважинный фильтр по п.1, включающий клапан, расположенный по крайней мере в одной питающей трубе для первоначального блокирования потока через питающую трубу, выполненный с возможностью открывания, когда давление в подающем манифольде увеличится до заранее установленной величины.
  6. 6. Скважинный инструмент по п.1, в котором отверстия в каждой по крайней мере из одной верхней и по крайней мере одной нижней шунтовых труб расположены на расстоянии друг от друга вдоль внешнего отрезка каждой из соответствующих шунтовых труб, посредством чего часть длины каждой указанной трубы будет оставаться глухой на ее впускном конце.
  7. 7. Скважинный инструмент по п.6, в котором глухая часть длины каждой указанной трубы равна от около 2 футов в длину до около 1/2 всей длины указанной трубы.
  8. 8. Скважинный инструмент по п.1, в котором отверстия по крайней мере в одной верхней шунтовой трубе, проходящей вверх от одного из множества промежуточных манифольдов, смещены относительно отверстий по крайней мере в одной нижней шунтовой трубе, проходящей вниз от другого из множества промежуточных манифольдов.
  9. 9. Скважинный инструмент для гравийной набивки заканчиваемого интервала в стволе скважины, содержащий фильтровальную секцию и систему распределения суспензии, содержащую подающий манифольд, расположенный вблизи верхнего конца фильтровальной секции, содержащий средство для подачи суспензии к подающему манифольду, и по крайней мере одну нижнюю шунтовую трубу, имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины, гидравлически соединенную с подающим манифольдом и проходящую вниз от него вдоль фильтровальной секции, и первый промежуточный манифольд, расположенный на фильтровальной секции на расстоянии от подающего манифольда и содержащий по крайней мере одну верхнюю шунтовую трубу, имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины, гидравлически соединенную с указанным первым промежуточным манифольдом и проходящую вверх от него вдоль фильтровальной секции, первую неперфорированную питающую трубу, гидравлически соединяющую подающий манифольд с первым промежуточным манифольдом.
  10. 10. Скважинный инструмент по п.9, в котором первый промежуточный манифольд, дополнительно включает по крайней мере одну нижнюю шунтовую трубу, имеющую отверстия, расположенные на расстоянии вдоль по крайней мере части ее длины, гидравлически соединенную с первым промежуточным манифольдом и проходящую вниз от него вдоль фильтровальной секции.
  11. 11. Скважинный инструмент по п.10, включающий второй промежуточный манифольд, расположенный на фильтровальной секции на расстоянии от первого промежуточного манифольда и содержащий по крайней мере одну верхнюю шунтовую трубу, имеющую отверстия, расположенные на расстоянии друг от друга вдоль по крайней мере части ее длины, гидравлически соединенную с вторым промежуточным манифольдом и проходящую вверх от него вдоль фильтровальной секции, и вторую неперфорированную питающую трубу, гидравлически соединяющую первый промежуточный манифольд с вторым промежуточным манифольдом.
  12. 12. Скважинный фильтр по п.11, включающий клапан, расположенный в каждой из питающих труб для первоначального блокирования потока через соответствующую питающую трубу, выполненный с возможностью открывания, когда давление на клапан увеличится до заранее установленной величины.
  13. 13. Скважинный инструмент по п.11, в котором отверстия в каждой по крайней мере из одной верхней и по крайней мере одной нижней шунтовых труб расположены на расстоянии друг от друга вдоль внешнего отрезка каждой из соответствующих указанных шунтовых труб, посредством чего часть длины каждой трубы будет оставаться глухой на ее впускном конце.
  14. 14. Скважинный инструмент по п.13, в котором глухая часть длины каждой указанной трубы равна от около 2 футов в длину до около 1/2 всей длины указанной трубы.
  15. 15. Скважинный инструмент по п.13, в котором отверстия по крайней мере в одной верхней шунтовой трубе, проходящей вверх от одного из множества промежуточных манифольдов, смещены относительно отверстий по крайней мере в одной нижней шунтовой трубе, проходящей вниз от другого из множества промежуточных манифольдов.
  16. 16. Способ гравийной набивки заканчиваемого интервала в стволе скважины, содержащий следующие операции:
    Фиг. 1 спускание скважинного инструмента, имеющего систему распределения суспензии, в заканчиваемый интервал, посредством чего образуется кольцевое пространство между скважинным инструментом и стенкой ствола скважины, при этом система распределения суспензии содержит множество манифольдов, которые гидравлически соединены вместе;
    подача суспензии, состоящей из жидкостиносителя и расклинивающего агента, вниз ствола скважины и в первый из множества манифольдов, пропускание потока суспензии по существу одновременно как вверх, так и вниз из первого манифольда и в зоны, расположенные на расстоянии друг от друга в кольцевом пространстве вокруг фильтра, пропускание потока указанной суспензии во второй из множества манифольдов и пропускание потока суспензии по существу одновременно как вверх, так и вниз из указанного второго манифольда в разные зоны, расположенные на расстоянии друг от друга в указанном кольцевом пространстве вокруг скважинного инструмента.
  17. 17. Способ по п.16, при котором в качестве жидкости-носителя используют жидкость, имеющую вязкость меньше чем около 30 сП.
  18. 18. Способ по п.17, при котором в качестве жидкости-носителя используют воду.
EA200301296A 2001-05-25 2002-05-23 Способ и инструмент для гравийной набивки скважины EA005189B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/866,289 US6588506B2 (en) 2001-05-25 2001-05-25 Method and apparatus for gravel packing a well
PCT/US2002/016334 WO2002097237A1 (en) 2001-05-25 2002-05-23 Method and apparatus for gravel packing a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200301296A1 EA200301296A1 (ru) 2004-04-29
EA005189B1 true EA005189B1 (ru) 2004-12-30

Family

ID=25347300

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200301296A EA005189B1 (ru) 2001-05-25 2002-05-23 Способ и инструмент для гравийной набивки скважины

Country Status (16)

Country Link
US (1) US6588506B2 (ru)
EP (1) EP1402149B1 (ru)
CN (1) CN1311142C (ru)
AR (1) AR033767A1 (ru)
AT (1) ATE337468T1 (ru)
AU (1) AU2002259298B2 (ru)
BR (1) BR0209999B1 (ru)
CA (1) CA2447654C (ru)
DE (1) DE60214181T2 (ru)
EA (1) EA005189B1 (ru)
MX (1) MXPA03010625A (ru)
MY (1) MY130882A (ru)
NO (1) NO335150B1 (ru)
OA (1) OA12603A (ru)
PE (1) PE20030073A1 (ru)
WO (1) WO2002097237A1 (ru)

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7100690B2 (en) * 2000-07-13 2006-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same
US6557634B2 (en) * 2001-03-06 2003-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
US6789624B2 (en) * 2002-05-31 2004-09-14 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
US6581689B2 (en) * 2001-06-28 2003-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Screen assembly and method for gravel 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
US6772837B2 (en) * 2001-10-22 2004-08-10 Halliburton Energy Services, Inc. Screen assembly having diverter members and method for progressively treating an interval of a welibore
US7032665B1 (en) * 2001-11-21 2006-04-25 Berrier Mark L System and method for gravel packaging a well
US7207383B2 (en) * 2002-02-25 2007-04-24 Schlumberger Technology Corporation Multiple entrance shunt
US6776238B2 (en) 2002-04-09 2004-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore
US6793017B2 (en) * 2002-07-24 2004-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for transferring material in a wellbore
US6814139B2 (en) * 2002-10-17 2004-11-09 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing apparatus having an integrated joint connection and method for use of same
US6978840B2 (en) * 2003-02-05 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production
US7870898B2 (en) * 2003-03-31 2011-01-18 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
MXPA05010320A (es) * 2003-03-31 2005-11-17 Exxonmobil Upstream Res Co Aparato y metodo para completacion, produccion e inyeccion de sondeo.
US7140437B2 (en) * 2003-07-21 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval
US7147054B2 (en) * 2003-09-03 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Gravel packing a well
US7866708B2 (en) * 2004-03-09 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Joining tubular members
US20060037752A1 (en) * 2004-08-20 2006-02-23 Penno Andrew D Rat hole bypass for gravel packing assembly
GB2436500B (en) * 2005-01-14 2010-04-14 Baker Hughes Inc Gravel pack multi-pathway tube with control line retention and method for retaining control line
US7497267B2 (en) * 2005-06-16 2009-03-03 Weatherford/Lamb, Inc. Shunt tube connector lock
US7588075B2 (en) * 2005-06-20 2009-09-15 Hydril Usa Manufacturing Llc Packer insert for sealing on multiple items used in a wellbore
AU2006337614B2 (en) * 2006-02-03 2012-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore method and apparatus for completion, production and injection
US7661476B2 (en) * 2006-11-15 2010-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Gravel packing methods
CN101535595B (zh) * 2006-11-15 2013-01-23 埃克森美孚上游研究公司 用于完井、开采和注入的井身方法和设备
AU2015203778B2 (en) * 2008-10-22 2017-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Shunt tube flowpaths extending through swellable packers
US7784532B2 (en) * 2008-10-22 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Shunt tube flowpaths extending through swellable packers
MX2011003280A (es) * 2008-11-03 2011-04-28 Exxonmobil Upstream Res Co Sistemas y metodos de control de flujo de pozos.
GB2466475B (en) * 2008-11-11 2012-07-18 Swelltec Ltd Wellbore apparatus and method
CA2755252C (en) 2009-04-14 2016-06-21 Charles S. Yeh Systems and methods for providing zonal isolation in wells
US20110139465A1 (en) * 2009-12-10 2011-06-16 Schlumberger Technology Corporation Packing tube isolation device
CN101832121B (zh) * 2010-05-24 2013-02-27 大港油田集团有限责任公司 水平井循环砾石充填防砂装置
EP2652254A4 (en) 2010-12-16 2017-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore
AU2011341559B2 (en) * 2010-12-17 2016-08-11 Exxonmobil Upstream Research Company Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths
US8783348B2 (en) * 2010-12-29 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Secondary flow path module, gravel packing system including the same, and method of assembly thereof
US9157300B2 (en) 2011-01-19 2015-10-13 Baker Hughes Incorporated System and method for controlling formation fluid particulates
US8833445B2 (en) * 2011-08-25 2014-09-16 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for gravel packing wells
CN103874827B (zh) * 2011-10-12 2016-06-22 埃克森美孚上游研究公司 用于井眼的流体过滤装置和完成井眼的方法
US9010417B2 (en) 2012-02-09 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore
EP3461991B1 (en) * 2012-06-08 2019-11-27 Halliburton Energy Services Inc. Shunt tube assembly entry device
WO2013187878A1 (en) * 2012-06-11 2013-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Shunt tube connection assembly and method
EP3366881B1 (en) * 2012-06-11 2019-11-20 Halliburton Energy Services Inc. Shunt tube connection and distribution assembly and method
WO2014066071A1 (en) 2012-10-26 2014-05-01 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole flow control, joint assembly and method
US9638012B2 (en) * 2012-10-26 2017-05-02 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve
CA2899792C (en) 2013-03-15 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Sand control screen having improved reliability
US9638013B2 (en) 2013-03-15 2017-05-02 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for well control
US9416633B2 (en) * 2013-04-30 2016-08-16 Baker Hughes Incorporated Screen assembly
US9638011B2 (en) 2013-08-07 2017-05-02 Schlumberger Technology Corporation System and method for actuating downhole packers
US9708892B2 (en) * 2014-01-31 2017-07-18 Schlumberger Technology Corporation Gravel packing screen joints
US9562402B2 (en) * 2014-02-24 2017-02-07 Delta Screen & Filtration, Llc Shunt tube connector assembly and method
US9637999B2 (en) 2014-03-18 2017-05-02 Baker Hughes Incorporated Isolation packer with automatically closing alternate path passages
US10060198B2 (en) 2014-03-18 2018-08-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Isolation packer with automatically closing alternate path passages
US9670756B2 (en) * 2014-04-08 2017-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve
WO2017015192A1 (en) * 2015-07-22 2017-01-26 Weatherford Technology Holdings, LLC. Leak-off assembly for gravel pack system
GB2583671B (en) 2017-12-18 2022-08-24 Schlumberger Technology Bv Sliding sleeve shunt tube isolation valve system and methodology
CA3091830A1 (en) 2018-02-26 2019-08-29 Schlumberger Canada Limited Alternate path manifold life extension for extended reach applications
SG11202007185XA (en) * 2018-03-19 2020-08-28 Halliburton Energy Services Inc Systems and methods for gravel packing wells
CA3043754C (en) 2018-06-22 2021-01-26 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple shunt pressure assembly for gravel packing
CA3110636C (en) 2018-12-31 2023-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Shunt tube system for gravel packing operations
WO2020206211A1 (en) * 2019-04-05 2020-10-08 Schlumberger Technology Corporation Elevated erosion resistant manifold
CN110318713B (zh) * 2019-07-18 2021-08-17 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 充填装置及其充填方法

Family Cites Families (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2224630A (en) 1939-09-11 1940-12-10 Socony Vacuum Oil Co Inc Screen pipe with fragile lining
US3153451A (en) 1963-02-07 1964-10-20 Forrest E Chancellor Apparatus for completing a well
US3548935A (en) 1968-10-10 1970-12-22 Acie Darrel Harkins Apparatus for development and completion of wells
US3637010A (en) 1970-03-04 1972-01-25 Union Oil Co Apparatus for gravel-packing inclined wells
US3830294A (en) 1972-10-24 1974-08-20 Baker Oil Tools Inc Pulsing gravel pack tool
CA975291A (en) 1973-03-23 1975-09-30 Union Oil Company Of California Gravel packing tool and removable fluid diverting baffles therefor
US3963076A (en) 1975-03-07 1976-06-15 Baker Oil Tools, Inc. Method and apparatus for gravel packing well bores
US3999608A (en) 1975-09-22 1976-12-28 Smith Donald M Oil well gravel packing method and apparatus
US4018282A (en) 1976-02-26 1977-04-19 Exxon Production Research Company Method and apparatus for gravel packing wells
US4046198A (en) 1976-02-26 1977-09-06 Exxon Production Research Company Method and apparatus for gravel packing wells
US4018283A (en) 1976-03-25 1977-04-19 Exxon Production Research Company Method and apparatus for gravel packing wells
US4044832A (en) 1976-08-27 1977-08-30 Baker International Corporation Concentric gravel pack with crossover tool and method of gravel packing
US4127173A (en) 1977-07-28 1978-11-28 Exxon Production Research Company Method of gravel packing a well
US4192375A (en) 1978-12-11 1980-03-11 Union Oil Company Of California Gravel-packing tool assembly
US4253522A (en) 1979-05-21 1981-03-03 Otis Engineering Corporation Gravel pack tool
JPS5832275B2 (ja) 1980-12-11 1983-07-12 永岡金網株式会社 スクリ−ン
US4393932A (en) 1981-03-16 1983-07-19 Bodine Albert G Method and apparatus for uniformly packing gravel around a well casing or liner
US4418754A (en) 1981-12-02 1983-12-06 Halliburton Company Method and apparatus for gravel packing a zone in a well
US4469178A (en) 1983-04-29 1984-09-04 Solum James R Well gravel packing method
US4522264A (en) 1983-09-02 1985-06-11 Otis Engineering Corporation Apparatus and method for treating wells
US4570714A (en) 1983-12-22 1986-02-18 Geo Vann, Inc. Gravel pack assembly
US4553595A (en) 1984-06-01 1985-11-19 Texaco Inc. Method for forming a gravel packed horizontal well
US4558742A (en) 1984-07-13 1985-12-17 Texaco Inc. Method and apparatus for gravel packing horizontal wells
US4685519A (en) 1985-05-02 1987-08-11 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing and gravel packing method employing special sand control technique
US4681163A (en) 1985-11-12 1987-07-21 Well Improvement Specialists, Inc. Sand control system
JPS62156493A (ja) 1985-12-27 1987-07-11 永岡金網株式会社 二重筒スクリ−ン
US4700777A (en) 1986-04-10 1987-10-20 Halliburton Company Gravel packing apparatus and method
DE3614537A1 (de) 1986-04-29 1987-11-12 Otis Engineering Gmbh Filtereinrichtung fuer oelfoerdereinrichtungen
US4733723A (en) 1986-07-18 1988-03-29 Callegari Sr Stephen R Gravel pack assembly
US4858691A (en) 1988-06-13 1989-08-22 Baker Hughes Incorporated Gravel packing apparatus and method
US4915172A (en) 1988-03-23 1990-04-10 Baker Hughes Incorporated Method for completing a non-vertical portion of a subterranean well bore
US4856591A (en) 1988-03-23 1989-08-15 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for completing a non-vertical portion of a subterranean well bore
US4932474A (en) 1988-07-14 1990-06-12 Marathon Oil Company Staged screen assembly for gravel packing
US4915173A (en) 1988-12-07 1990-04-10 Dowell Schlumberger Incorporated Method for staged placement of gravel packs
US4969522A (en) 1988-12-21 1990-11-13 Mobil Oil Corporation Polymer-coated support and its use as sand pack in enhanced oil recovery
US4969523A (en) 1989-06-12 1990-11-13 Dowell Schlumberger Incorporated Method for gravel packing a well
US4945991A (en) 1989-08-23 1990-08-07 Mobile Oil Corporation Method for gravel packing wells
US4969524A (en) 1989-10-17 1990-11-13 Halliburton Company Well completion assembly
US4964464A (en) 1989-10-31 1990-10-23 Mobil Oil Corporation Anti-sand bridge tool and method for dislodging sand bridges
US5069279A (en) 1990-07-05 1991-12-03 Nagaoka Kanaami Kabushiki Kaisha Well structure having a screen element with wire supporting rods
US5082052A (en) 1991-01-31 1992-01-21 Mobil Oil Corporation Apparatus for gravel packing wells
US5113935A (en) 1991-05-01 1992-05-19 Mobil Oil Corporation Gravel packing of wells
JP2891568B2 (ja) 1991-08-09 1999-05-17 株式会社ナガオカ 水平井戸または斜傾井戸用保護枠付きスクリーン
US5161618A (en) 1991-08-16 1992-11-10 Mobil Oil Corporation Multiple fractures from a single workstring
US5161613A (en) 1991-08-16 1992-11-10 Mobil Oil Corporation Apparatus for treating formations using alternate flowpaths
JP2891583B2 (ja) 1991-12-27 1999-05-17 株式会社ナガオカ 選択的隔離スクリーンの製造方法
JP2891582B2 (ja) 1991-12-27 1999-05-17 株式会社ナガオカ 選択的隔離スクリーンの製造方法
US5333688A (en) 1993-01-07 1994-08-02 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for gravel packing of wells
US5333689A (en) 1993-02-26 1994-08-02 Mobil Oil Corporation Gravel packing of wells with fluid-loss control
US5390966A (en) 1993-10-22 1995-02-21 Mobil Oil Corporation Single connector for shunt conduits on well tool
US5419394A (en) 1993-11-22 1995-05-30 Mobil Oil Corporation Tools for delivering fluid to spaced levels in a wellbore
JPH07158124A (ja) 1993-12-02 1995-06-20 Nagaoka:Kk 均一外径を有する井戸用スクリーン
US5476143A (en) 1994-04-28 1995-12-19 Nagaoka International Corporation Well screen having slurry flow paths
US5417284A (en) 1994-06-06 1995-05-23 Mobil Oil Corporation Method for fracturing and propping a formation
US5435391A (en) 1994-08-05 1995-07-25 Mobil Oil Corporation Method for fracturing and propping a formation
US5515915A (en) 1995-04-10 1996-05-14 Mobil Oil Corporation Well screen having internal shunt tubes
US5560427A (en) 1995-07-24 1996-10-01 Mobil Oil Corporation Fracturing and propping a formation using a downhole slurry splitter
US5588487A (en) 1995-09-12 1996-12-31 Mobil Oil Corporation Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus
US5690175A (en) 1996-03-04 1997-11-25 Mobil Oil Corporation Well tool for gravel packing a well using low viscosity fluids
US5848645A (en) 1996-09-05 1998-12-15 Mobil Oil Corporation Method for fracturing and gravel-packing a well
US5842516A (en) 1997-04-04 1998-12-01 Mobil Oil Corporation Erosion-resistant inserts for fluid outlets in a well tool and method for installing same
US5868200A (en) 1997-04-17 1999-02-09 Mobil Oil Corporation Alternate-path well screen having protected shunt connection
US5890533A (en) 1997-07-29 1999-04-06 Mobil Oil Corporation Alternate path well tool having an internal shunt tube
EP0909875A3 (en) 1997-10-16 1999-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing well in unconsolidated subterranean zone
US6481494B1 (en) 1997-10-16 2002-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for frac/gravel packs
US6003600A (en) 1997-10-16 1999-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones
US6427775B1 (en) 1997-10-16 2002-08-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones
US6059032A (en) 1997-12-10 2000-05-09 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for treating long formation intervals
US6230803B1 (en) 1998-12-03 2001-05-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for treating and gravel-packing closely spaced zones
US6405800B1 (en) * 1999-01-21 2002-06-18 Osca, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow in a well
US6227303B1 (en) 1999-04-13 2001-05-08 Mobil Oil Corporation Well screen having an internal alternate flowpath
NO20003619L (no) 1999-07-27 2001-01-29 Halliburton Energy Serv Inc Fremgangsmåte og anordning for komplettering av brönner i ukonsoliderte soner under bakken
US6220345B1 (en) 1999-08-19 2001-04-24 Mobil Oil Corporation Well screen having an internal alternate flowpath
US6286598B1 (en) 1999-09-29 2001-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip perforating and fracturing/gravel packing
US6409219B1 (en) 1999-11-12 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Downhole screen with tubular bypass
US6298916B1 (en) 1999-12-17 2001-10-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits
US6302207B1 (en) 2000-02-15 2001-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing unconsolidated subterranean producing zones
US6464007B1 (en) * 2000-08-22 2002-10-15 Exxonmobil Oil Corporation Method and well tool for gravel packing a long well interval using low viscosity fluids
OA13131A (en) * 2000-09-20 2006-12-13 Sofitech Nv Method for gravel packing open holes fracturing pressure.
US6409211B1 (en) 2000-10-10 2002-06-25 Trw Vehicle Safety Systems Inc. Inflatable side curtain
US6557634B2 (en) 2001-03-06 2003-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
US6749023B2 (en) 2001-06-13 2004-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for gravel packing, fracturing or frac packing wells
US6516881B2 (en) 2001-06-27 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus 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
US6588507B2 (en) 2001-06-28 2003-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore
US6581689B2 (en) 2001-06-28 2003-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore
US6516882B2 (en) 2001-07-16 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
CN1311142C (zh) 2007-04-18
WO2002097237A1 (en) 2002-12-05
MY130882A (en) 2007-07-31
BR0209999B1 (pt) 2011-12-27
PE20030073A1 (es) 2003-03-05
AR033767A1 (es) 2004-01-07
DE60214181D1 (de) 2006-10-05
EP1402149A4 (en) 2005-03-16
CN1555454A (zh) 2004-12-15
NO20035203D0 (no) 2003-11-24
OA12603A (en) 2006-06-08
EP1402149B1 (en) 2006-08-23
EA200301296A1 (ru) 2004-04-29
US20020174984A1 (en) 2002-11-28
CA2447654C (en) 2010-06-22
NO335150B1 (no) 2014-09-29
EP1402149A1 (en) 2004-03-31
BR0209999A (pt) 2004-04-06
CA2447654A1 (en) 2002-12-05
ATE337468T1 (de) 2006-09-15
US6588506B2 (en) 2003-07-08
WO2002097237B1 (en) 2003-02-13
AU2002259298B2 (en) 2007-03-29
MXPA03010625A (es) 2004-05-05
DE60214181T2 (de) 2007-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005189B1 (ru) Способ и инструмент для гравийной набивки скважины
US6601646B2 (en) Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore
US20050082060A1 (en) Well screen primary tube gravel pack method
US6702019B2 (en) Apparatus and method for progressively treating an interval of a wellbore
US6749023B2 (en) Methods and apparatus for gravel packing, fracturing or frac packing wells
US4995456A (en) Gravel pack well completions
EA004566B1 (ru) Способ и скважинный инструмент для гравийной набивки скважины с использованием маловязких жидкостей
US6220345B1 (en) Well screen having an internal alternate flowpath
AU2002259298A1 (en) Method and apparatus for gravel packing a well
US20020189808A1 (en) Methods and apparatus for gravel packing or frac packing wells
US20040140089A1 (en) Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold
US20050028977A1 (en) Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes
US20050061501A1 (en) Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes
GB2369382A (en) Sand screen shroud having a communication conduit therein
GB2376486A (en) A gravel-inflatable element for sealing wells
EA005190B1 (ru) Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины
AU4347400A (en) Well screen having an internal alternate flowpath
GB2303654A (en) Fracturing and propping a formation using a downhole slurry splitter
AU2001283460A1 (en) Method and well tool for gravel packing a well using low viscosity fluids
US20050121192A1 (en) Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
US10487630B2 (en) High flow injection screen system with sleeves
RU2720207C1 (ru) Многошунтовый узел давления для гравийной набивки

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM