EA005190B1 - Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины - Google Patents

Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины Download PDF

Info

Publication number
EA005190B1
EA005190B1 EA200300207A EA200300207A EA005190B1 EA 005190 B1 EA005190 B1 EA 005190B1 EA 200300207 A EA200300207 A EA 200300207A EA 200300207 A EA200300207 A EA 200300207A EA 005190 B1 EA005190 B1 EA 005190B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
completion interval
completion
fracturing
perforated sections
along
Prior art date
Application number
EA200300207A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200300207A1 (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 EA200300207A1 publication Critical patent/EA200300207A1/ru
Publication of EA005190B1 publication Critical patent/EA005190B1/ru

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B7/00—Radio transmission systems, i.e. using radiation field
    • H04B7/02—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas
    • H04B7/10—Polarisation diversity; Directional diversity
    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/08—Screens or liners
    • E21B43/088—Wire screens
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01Q—ANTENNAS, i.e. RADIO AERIALS
    • H01Q21/00—Antenna arrays or systems
    • H01Q21/24—Combinations of antenna units polarised in different directions for transmitting or receiving circularly and elliptically polarised waves or waves linearly polarised in any direction
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01Q—ANTENNAS, i.e. RADIO AERIALS
    • H01Q3/00—Arrangements for changing or varying the orientation or the shape of the directional pattern of the waves radiated from an antenna or antenna system
    • H01Q3/26—Arrangements for changing or varying the orientation or the shape of the directional pattern of the waves radiated from an antenna or antenna system varying the relative phase or relative amplitude of energisation between two or more active radiating elements; varying the distribution of energy across a radiating aperture
    • H01Q3/2605—Array of radiating elements provided with a feedback control over the element weights, e.g. adaptive arrays
    • H01Q3/2611—Means for null steering; Adaptive interference nulling
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B7/00—Radio transmission systems, i.e. using radiation field
    • H04B7/02—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas
    • H04B7/04—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas
    • H04B7/08—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas at the receiving station
    • H04B7/0837—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas at the receiving station using pre-detection combining
    • H04B7/0842—Weighted combining
    • H04B7/0848—Joint weighting
    • H04B7/0857—Joint weighting using maximum ratio combining techniques, e.g. signal-to- interference ratio [SIR], received signal strenght indication [RSS]
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B7/00—Radio transmission systems, i.e. using radiation field
    • H04B7/02—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas
    • H04B7/04—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas
    • H04B7/08—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas at the receiving station
    • H04B7/0837—Diversity systems; Multi-antenna system, i.e. transmission or reception using multiple antennas using two or more spaced independent antennas at the receiving station using pre-detection combining
    • H04B7/0842—Weighted combining
    • H04B7/086—Weighted combining using weights depending on external parameters, e.g. direction of arrival [DOA], predetermined weights or beamforming

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
  • Separation Of Solids By Using Liquids Or Pneumatic Power (AREA)
  • Devices For Post-Treatments, Processing, Supply, Discharge, And Other Processes (AREA)
  • Underground Or Underwater Handling Of Building Materials (AREA)
  • Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
  • Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)

Abstract

Предложены способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания в скважине. Посредством спусковой колонны (14) спускают разрывающую колонну (15), состоящую из основной трубы (20), которая является сплошной за исключением перфорированных участков, отстоящих друг от друга вдоль ее длины. Поверх упомянутых участков можно расположить фильтр (31) для блокировки притока песка в основную трубу. Вдоль основной трубы проходит альтернативный проточный канал (например, шунтирующие трубы), имеющий одно или несколько выпускных отверстий (25), отстоящих друг от друга вдоль его длины. Обеспечивают протекание суспензии в кольцевое пространство, окружающее разрывающую колонну. По мере потери жидкости из суспензии песок из суспензии будет образовывать перемычки (45), которые работают как гравийные мини-фильтры у перфорированных участков, тем самым изолируя части кольцевого пространства. Затем суспензия протекает по шунтирующей трубе (шунтирующим трубам) (24) и выходит в изолированные части, образуя разрывы на различных уровнях в пределах интервала заканчивания.

Description

Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к вскрытию подземного пласта, а в одном из своих аспектов относится к способу и установке для образования гидравлических разрывов за одну операцию на различных уровнях интервала заканчивания подземного пласта (подземных пластов).
При заканчивании скважин, используемых для добычи углеводородов или аналогичных полезных ископаемых, обычно осуществляют «гидравлический разрыв», по меньшей мере, на некотором интервале продуктивного или нагнетательного пласта (продуктивных или нагнетательных пластов), чтобы улучшить протекание текучих сред в пласт и/или из него. Как известно в данной области техники, гидравлические разрывы обычно осуществляют путем спуска спусковой колонны в скважину и изоляции части ствола скважины, проходящей рядом с интервалом и подлежащей разрыву путем установки пакеров или аналогичных средств. После этого вниз по спусковой колонне в изолированный интервал закачивают текучую среду или суспензию разрыва (например, тяжелый гель, содержащий или не содержащий расклинивающие наполнители) под давлением, достаточным для разделения или «разрыва» пласта, вследствие чего внутри пласта образуются проницаемые каналы.
В тонких или относительно коротких интервалах, которые являются, в целом, гомогенными, стандартные способы образования гидравлических разрывов, подобные вышеописанным, обычно будут приводить к разрыву или разрывам по всей длине интервала заканчивания. Однако эти стандартные способы вызывают возникновение затруднений, когда используются при образовании гидравлических разрывов в пределах длинных или толстых интервалы, которые являются гетерогенными (т.е. состоят из нескольких уровней или зон, разрывы в которых происходят при различных давлениях). Например, трудно, если вообще возможно, образовать разрыв во второй зоне таких интервалов сразу же после начала образования разрыва в первой зоне. Суспензия разрыва будет продолжать течь в первоначальный разрыв и увеличивать его по мере увеличения давления в изолированной части ствола скважины, а не инициировать дополнительные разрывы в других зонах или на других уровнях интервала образования разрывов.
Кроме того, в типичном случае имеют место «потери» жидкости из суспензии разрыва в пласт, вследствие чего первоначальный разрыв вызывает оседание расклинивающих наполнителей, например, песка, из суспензии, и за счет этого образуется перемычка или пробка внутри ствола скважины рядом с первоначальным разрывом. Такие пробки препятствуют дальнейшему протеканию суспензии в другие зоны в ин тервале образования разрывов даже в случае, если в таких зонах уже произошло разрушение, т.е. образование разрывов. Это приводит к неудовлетворительному распределению разрывов по всему интервалу образования разрывов, поскольку зачастую лишь зона, имеющая наименьшее разрушающее давление, будет иметь надлежащие разрывы и должное количество расклинивающих наполнителей.
Ввиду этих затруднений, разрывы на длинном и/или гетерогенном интервале обычно создают, проводя серию отдельных обычных операций образования разрывов, таких, как описанные выше. То есть, образуют разрыв в первой зоне, затем переустанавливают спусковую колонну в стволе скважины и образуют разрыв во второй зоне, и т. д. до тех пор, пока разрывы не будут образованы на всем интервале. Конечно, специалисты в данной области техники осознают, что это повторение является и дорогим, и времяёмким, а также может оказать значительное негативное влияние на экономические характеристики в целом заканчиваемой скважины.
Чтобы преодолеть эти затруднения при образовании разрывов на длинных и/или гетерогенных интервалах, предложено несколько способов, при которых образование разрывов на таких интервалах можно реализовать за одну установку спусковой колонны с подачей суспензии разрыва одновременно к нескольким уровням или зонам в пределах интервала по альтернативным проточным каналам, например, так, как указано в патенте США № 5161618, выданном Джонсу (1опс5) и др. Другой подобный способ описан в патенте США № 5435391, выданном 25 июля 1995 г., а при его осуществлении чередующиеся пробки геля и суспензии с расклинивающим наполнителем перекачивают вниз по единственной спусковой колонне и через проточные каналы для осуществления разрыва и расклинивания на различных уровнях в пределах интервала образования разрывов.
Еще один подобный способ описан в патенте США № 5417284, выданном 23 мая 1995 г., при осуществлении этого способа гель разрыва закачивают вниз по спусковой колонне в один конец изолированного ствола скважины и при этом одновременно закачивают суспензию с расклинивающим наполнителем через кольцевое пространство скважины в другой конец изолированного кольцевого пространства для осуществления гидравлических разрывов на разных уровнях в пределах изолированного интервала. Если возникает пробка, то подачу геля и/или суспензии разрыва продолжают на всем интервале образования разрывов через альтернативные проточные каналы для заканчивания образования разрывов на этом интервале.
В патенте США № 5560427 описан способ, аналогичный предыдущему, за тем исключением, что внутри ствола скважины в спусковой колонне установлен делитель потока суспензии, посредством которого часть геля отделяют от суспензии и заставляют течь в нижнюю часть изолированного интервала для инициирования разрывов в пределах этого интервала. Остаток суспензии заставляют течь к верхнему концу изолированного интервала для расклинивания гидравлических разрывов по мере их образования. Чтобы гарантировать, что гель и/или суспензия будет подаваться к различным уровням в пределах интервала вне зависимости от того, возникает ли пробка в кольцевом пространстве скважины до заканчивания операции образования разрывов, используют альтернативные проточные каналы.
Сущность изобретения
В настоящем изобретении предложены способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания подземного пласта, пересеченного стволом скважины. Основная суть предложения заключается в том, что спусковую колонну, состоящую из трубы, имеющей переходное колено и разрывающую колонну, опускают в ствол скважины до тех пор, пока разрывающая колонна не окажется рядом с интервалом заканчивания, где следует образовать разрывы. Разрывающая колонна состоит из основной трубы, которая на большей части своей длины является, по существу, сплошной, за исключением множества перфорированных участков, которые отстоят друг от друга вдоль ее длины. Каждый перфорированный участок содержит множество отверстий (например, круглых отверстий, щелевидных отверстий, и т.д.), проходящих сквозь стенку основной трубы, которые отстоят друг от друга по в окружном направлении и выполнены по всей длине перфорированного участка. Длины соответствующих перфорированных участков могут изменяться (и составлять, например, от около 1 до около 300 футов), а перфорированные участки отстоят друг от друга вдоль основной трубы на изменяющиеся расстояния (например, от около 10 до около 1000 футов).
При образовании гидравлических разрывов в пластах, из которых наряду с пластовыми текучими средами получают некоторое небольшое или незначительное количество материала в форме твердых частиц, например, песка, отверстия на перфорированных участках могут быть просто незащищенными отверстиями, проходящими сквозь основную трубу и аналогичными щелевидным отверстиям в обычной «нижней трубе (хвостовике) обсадной колонны со щелевидными отверстиями». В пластах, из которых получают значительное количество песка, поверх отверстий на каждом перфорированном участке располагают фильтрующее средство, например, проволочную обмотку для обеспечения протекания текучей среды через упомянутые отверстия с одновременным пре дотвращением прохождения через них скольконибудь значительного количества песка. На разрывающей колонне предусмотрен, по меньшей мере, один альтернативный проточный канал (например, шунтирующие трубы), имеющий впускное отверстие и одно или несколько выпускных отверстий и проходящий в продольном направлении по всей длине основной трубы. Проволочная обмотка может быть намотана поверх шунтирующих труб на каждом перфорированном участке, или эти шунтирующие трубы могут быть изогнуты таким образом, что будут проходить поверх проволочной обмотки после размещения проволоки на основной трубе. Если шунтирующие трубы расположены снаружи проволочной обмотки, то поверх шунтов на каждом перфорированном участке может быть расположен перфорированный рукав или кожух для защиты шунтирующих труб во время установки.
Для осуществления способа образования гидравлических разрывов согласно настоящему изобретению, спусковую колонну располагают внутри ствола скважины таким образом, что разрывающая колонна будет проходить, по существу, через весь упомянутый интервал заканчивания и будет образовывать со стволом скважины «кольцевое пространство интервала заканчивания», которое, в свою очередь, будет изолировано от кольцевого пространства скважины, упоминавшегося выше. Суспензия разрыва, состоящая из жидкости разрыва (например, геля большой вязкости) и расклинивающих наполнителей (например, песка), протекает вниз по колонне насосно-компрессорных труб и выходит через переходное колено в верхнюю часть кольцевого пространства интервала заканчивания. Как обычно бывает при стандартных операциях образования гидравлических разрывов, если желательно, то можно будет закачивать прослойку текучей среды разрыва без расклинивающего наполнителя в кольцевое пространство интервала заканчивания перед тем, как суспензия инициирует образование разрывов пласта.
Как известно в данной области техники, когда забирают возвраты через кольцевое пространство скважины, жидкость из суспензии разрыва теряется как в пласт (пласты) в пределах упомянутого интервала заканчивания, так и в упомянутую основную трубу через отверстия на перфорированных участках вдоль основной трубы. Это вызывает выход расклинивающих наполнителей (песка) из суспензии, называемый «выпадением песка», в пределах кольцевого пространства интервала заканчивания у перфорированных участков с образованием песчаных перемычек, которые, в свою очередь, блокируют дальнейшее протекание суспензии вниз через кольцевое пространство интервала заканчивания.
Эти песчаные перемычки или пробки фактически действуют как пакеры, которые изоли руют части кольцевого пространства интервала заканчивания, находящиеся между соответствующими соседними перфорированными участками. Перекачивание суспензии в верхнюю часть кольцевого пространства интервала заканчивания продолжается, но теперь суспензия может течь в этом кольцевом пространстве только вниз через альтернативные проточные каналы, т.е. шунтирующие трубы. Суспензия попадает в верхние части этих труб и течет вниз, выходя через выпускные отверстия, отстоящие друг от друга, на различных уровнях в пределах кольцевого пространства интервала заканчивания, то есть, суспензия выходит в изолированные части кольцевого пространства интервала заканчивания. Продолжающееся перекачивание суспензии вызывает нарастание давления в пределах этих изолированных участков до тех пор, пока различные уровни в пределах интервала заканчивания не будут разорваны и расклинены расклинивающим наполнителем. Если на каком-либо уровне интервала заканчивания не должно быть разрыва, то на этом уровне не предусматривают выходные отверстия шунтирующих труб, следовательно, суспензия разрыва не сможет выйти в изолированную часть кольцевого пространства, которая находится рядом с уровнем, где не должно быть разрыва.
Когда возвраты через кольцевое пространство скважины не забирают, течение текучей среды в основную трубу или через нее блокируется, потому что основная труба и кольцевое пространство скважины оказываются заполненными несжимаемой текучей средой для заканчивания скважин. Поэтому не будет изначальных потерь значительного количества жидкости из суспензии разрыва через любые из перфорированных участков, а будут происходить потери только в пласт. В конце концов, пласт будет разорван на некотором уровне в пределах интервала заканчивания. Сразу же после образования такого разрыва, жидкость сможет течь не только в этот разрыв, но и в основную трубу через некоторые из перфорированных участков и обратно в кольцевое пространство интервала заканчивания через перфорированный участок, ближайший к первоначальному разрыву.
Это вызывает образование песчаных перемычек у перфорированных участков, где жидкость теряется из суспензии. Эти песчаные перемычки образуют «пакеры», которые, в свою очередь, изолируют части кольцевого пространства интервала заканчивания, которые находятся между этими пакерами. Теперь суспензия может течь только через альтернативные проточные каналы, которые обеспечивают подачу суспензии в изолированные части кольцевого пространства интервала заканчивания для завершения операции образования разрывов.
Сразу же после образования и расклинивания разрывов в пределах интервала заканчива ния, течение суспензии прекращают, а скважину вводят в эксплуатацию. Текучие среды из интервала заканчивания текут в кольцевое пространство интервала заканчивания, а вследствие разницы в вязкости жидкости суспензии (например, около 100 сП) и добываемых текучих сред (например, около 1 сП), добываемые текучие среды могут легко протекать сквозь песчаные перемычки и попадать в основную трубу через отверстия на перфорированных участках этой основной трубы. В случаях, когда наряду с пластовыми текучими средами получают значительное количество песка, отверстия на перфорированном участке будут оснащены фильтрующим средством (например, проволочной обмоткой), которое обеспечивает прохождение сквозь него добываемых текучих сред и одновременно блокирует сколько-нибудь значительный поток твердых частиц.
Краткое описание чертежей
Лучше понять действительную конструкцию, работу и очевидные преимущества настоящего изобретения можно будет обратившись к чертежам, которые не обязательно выполнены в масштабе и на которых одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы, при этом на чертежах показано следующее:
фиг. 1 представляет вертикальную проекцию, частично - в сечении, части ствола скважины, имеющей разрывающую колонну согласно настоящему изобретению, установленную в рабочем положении рядом с интервалом заканчивания, подлежащим разрыву, фиг. 2 представляет в увеличенном масштабе вертикальную проекцию, частично в сечении, части разрывающей колонны, показанной на фиг. 1;
на фиг. 3 представляет сечение по линии 33, показанной на фиг. 2;
фиг. 4 представляет вертикальную проекцию, частично в сечении, второго варианта осуществления разрывающей колонны согласно настоящему изобретению;
фиг. 5 представляет вертикальную проекцию третьего варианта осуществления разрывающей колонны согласно настоящему изобретению;
фиг. 6 представляет вертикальную проекцию, частично в сечении, части ствола скважины, имеющей разрывающую колонну согласно четвертому варианту осуществления настоящего изобретения, установленную в рабочем положении рядом с интервалом заканчивания, подлежащем разрыву.
Хотя изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами его осуществления, следует понять, что изобретение ими не ограничивается. Наоборот, изобретение следует рассматривать как охватывающее все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть заключены в рамках объема притя заний изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 изображена часть ствола 11 скважины, характерного для продуктивной и/или нагнетательной скважины 10. Ствол 11 скважины проходит от поверхности (не показана) через длинный интервал 12 заканчивания (т.е. продуктивный/нагнетательный интервал). Скважина 10 изображена имеющей вертикальный ствол, не закрепленный обсадными трубами, но специалистам в данной области техники ясно, что настоящее изобретение равно приемлемо для использования в обсаженных скважинах, которые перфорированы рядом с зонами, где нужно образовать разрывы, а также в наклонных и/или горизонтальных стволах скважин. Поскольку настоящее изобретение приемлемо для использования в горизонтальных и наклонных стволах скважин, а также в вертикальных стволах скважин, термины «верхний и нижний», «верхняя часть и нижняя часть» в том смысле, в каком они употребляются в данном описании, являются относительными терминами, употребляемыми применительно к соответствующим положениям внутри конкретного ствола скважины, тогда как термин «уровни» или «зоны» рассматривается как относящийся к соответствующим положениям, расположенным вдоль ствола скважины между оконечностями интервала 12 заканчивания.
Как показано на чертежах, интервал 12 заканчивания - это пласт (пласты), имеющий значительную длину или толщину, который проходит вдоль ствола 11 скважины и который состоит из множества различных уровней или зон (показаны три) 13А, 13В и 13С, которые, в свою очередь, могут быть гетерогенными (т.е. разрыв в каждой зоне может происходить при отличающемся давлении разрыва). В стволе 11 скважины расположена спусковая колонна 14, которая проходит от поверхности (не показана), по существу, через весь интервал 12 заканчивания. Как показано на чертежах, спусковая колонна 14 включает в себя разрывающую колонну 15, которая соединена посредством обычного «переходного колена» 16 с нижним концом колонны 17 насосно-компрессорных труб и которая, когда находится в рабочем положении, расположена рядом с интервалом 12 заканчивания.
Разрывающая колонна 15 состоит из отрезка основной трубы или трубопровода 20, который проходит, по существу, через весь интервал 12 заканчивания, подлежащий разрыву. Основная труба 20 является сплошной (неперфорированной) на большей части своей длины, за исключением множества отстоящих друг от друга перфорированных участков 21а, 21Ъ, 21с, 216, которые, в свою очередь, образованы посредством выполнения в них множества отверстий (например, дырок 22а на участке 21а, щелевидных отверстий 22Ъ на участке 21Ъ, как показано на фиг. 2), отстоящих друг от друга в радиальном направлении вокруг основной трубы и расположенных рядами на всех соответствующих отрезках Ь основной трубы 20. Отверстия 22 могут проходить непосредственно сквозь основную трубу 20 или каждый перфорированный участок, или могут быть выполнены в отдельной муфте или на отдельном отрезке трубы, который затем стыкуют с основной трубой 20 через интервалы надлежащей длины. В целях, описываемых ниже, отверстие 22 обеспечивает протекание текучих сред в основную трубу из окружающего кольцевого пространства 30а (фиг. 1) интервала заканчивания. Как отрезок Ь каждого перфорированного участка 21а, 21Ъ, 21с, 216 (составляющий, например, от около 1 до около 300 футов), так и продольный промежуток между перфорированными участками 21 (составляющий, например, от около 10 до около 1000 футов) могут изменяться в пределах одной основной трубы 20 в зависимости от характеристик конкретного интервала 12, на котором нужно образовать разрывы.
Одна или несколько (например, четыре, как показано на фиг. 3) шунтирующих труб 24 малого диаметра (например, диаметром от 1 до 1,5 дюйма или менее) отстоят друг от друга в радиальном направлении вокруг разрывающей колонны 15 и проходят в продольном направлении вдоль длины этой колонны. Форма поперечного сечения этих шунтирующих труб может быть круглой (например, как у труб 24а, показанных на фиг. 3) или иной (например, как у труб 24Ъ, показанных на фиг. 3). Каждая из шунтирующих труб 24 вдоль ее соответствующей длины имеет одно или несколько выпускных отверстий (например, отстоящих друг от друга отверстий 25), которые обеспечивают «альтернативные проточные каналы» для подачи текучих сред к различным уровням в пределах интервала 12 заканчивания, что подробнее рассмотрено ниже.
Каждая шунтирующая труба может быть открытой, по меньшей мере, на своем верхнем конце, для обеспечения прохождения в нее текучих сред, или, в случае наличия множества выпускных отверстий 25, можно предусмотреть протекание текучей среды через некоторые из отверстий 25 (например, через те, которые находятся близко к верхушке каждой трубы). Кроме того, хотя выпускные отверстия 25 в каждой шунтирующей трубе 24 могут открываться через переднюю сторону трубы, они также могут выходить сквозь каждую сторону шунтирующей трубы. Шунтирующие трубы этого типа использовались с целью обеспечения альтернативных проточных каналов для текучих сред во множестве различных операций, проводимых в скважинах, см. патенты США №№ 4945991, 5082052,5113935, 5161613 и 5161618.
Хотя отверстия 22 (фиг. 4) на каждом перфорированном участке предназначены для обеспечения протекания текучей среды в основную трубу 20, важно обеспечить блокировку прохождения через них материала в форме твердых частиц (например, расклинивающих наполнителей, песка, получаемого вместе с добываемыми полезными ископаемыми, и т.д.). Это нетрудно, когда из разорванного пласта наряду с пластовыми текучими средами получают незначительное количество материала в форме твердых частиц. Следовательно, можно предусмотреть в основной трубе 20 незащищенные отверстия (например, щелевидные отверстия 22с, показанные на фиг. 5), выполняя их таким же способом, каким выполняют малые щелевидные отверстия в хорошо известных и поставляемых промышленностью «нижних трубах (хвостовиках) обсадных колонн со щелевидными отверстиями». Однако в случаях, когда вместе с пластовыми текучими средами будут получать значительное количество материала в форме твердых частиц, предусматривают поверх отрезка Ь каждого перфорированного участка 21 фильтрующее средство, размеры которого обеспечивают протекание сквозь него текучих сред с одновременной блокировкой сколько-нибудь значительного потока твердых частиц, и это хорошо известно в области скважинных фильтров.
Фильтрующее средство может состоять из любого хорошо известного материала, который отфильтровывает материал в форме твердых частиц, одновременно обеспечивая пропускание текучих сред сквозь это средство. Например, как показано на фиг. 1-4, фильтрующее средство состоит из непрерывного отрезка намотанной проволоки 31, которая в свою очередь, может быть разрезана с получением поперечного сечения типа «замкового камня» (не показано). Проволока 31 намотана вокруг основной трубы 20, чтобы закрыть имеющиеся на соответствующем перфорированном участке 21 сквозные отверстия 22, и может быть приварена или иным образом прикреплена к этому участку. Каждый виток проволоки немного смещен от своих соседних витков, образуя за счет этого протоки (не показаны) между соответствующими витками. Это в основном тот же способ, который обычно реализуют при изготовлении многих коммерчески поставляемых фильтров с намотанной проволокой, используемых при заканчивании скважин. В одном конкретном варианте осуществления настоящего изобретения (фиг. 13), сначала проволоку 31 наматывают вокруг основной трубы 20 на каждом перфорированном участке 21 перед расположением шунтирующих труб и прикреплением их к основной трубе. Затем каждую шунтирующую трубу немного изгибают на каждом перфорированном участке 21 для согласования с внешней поверхностью намотанной проволоки 31 по мере прохождения по ней.
Кроме того, в этом конкретном варианте осуществления можно разместить поверх всего перфорированного участка 21 перфорированный рукав или кожух 33 (на фиг. 2 показан только один такой конструктивный элемент на участке 21Ь) для защиты шунтирующей трубы 24 во время установки в ствол 11 скважины и для функционирования в качестве центратора разрывающей колонны 15, если это необходимо. Кожух 33 может состоять из двух элементов, которые в этом случае приваривают друг к другу или скрепляют иным образом после установки этих элементов вокруг участка 21.
В другом конкретном варианте осуществления (фиг. 4), сначала располагают шунтирующие трубы 24 вокруг перфорированных участков 21, а затем наматывают проволоку 31 поверх основной трубы 20 и шунтирующих труб 24. В этом конкретном варианте осуществления проволока 31 защищает шунтирующие трубы на каждом перфорированном участке 21. Следует понять, что зазор (т.е. кольцевое пространство 30 скважины, показанное на фиг. 1) между стволом 11 скважины и разрывающей колонной 15, в частности у обмотанных проволокой перфорированных участков 21, будет малым (т.е. будет составлять от 1 до 1,5 дюймов) в большинстве случаев заканчивания скважин.
Во время работы (фиг. 1-2), если ствол 11 скважины проходит на некоторое расстояние до места, находящегося значительно ниже низа интервала 12 заканчивания, то рядом с нижним концом интервала 12 заканчивания ствол скважины закупоривается пробкой или пакером 34, что понятно на основании информации об известном уровне техники. Когда при введении скважины 10 в эксплуатацию предусматривается получение значительных количеств материала в форме твердых частиц наряду с пластовыми текучими средами из интервала 12 образования разрывов, спусковую колонну 14, показанную на фиг. 1, имеющую переходное колено 16 и разрывающую колонну 15 на своем нижнем конце, спускают в ствол 11 скважины, тем самым образуя кольцевое пространство 30 скважины между спусковой колонной 14 и стволом 11 скважины. Разрывающую колонну 15 располагают рядом с интервалом 12 заканчивания, а для изоляции остальной части кольцевого пространства 30 скважины устанавливают пакер 34, располагаемый на спусковой колонне. Как понятно на основании информации об известном уровне техники, ствол 11 скважины и спусковую колонну 14 заполнит текучая среда для заканчивания скважины, обычно присутствующая в стволе 11 скважины во время спуска в него спусковой колонны 14.
Расположив спусковую колонну 14 на нужном месте, перекачивают суспензию разрыва (как показано стрелками 40 на фиг. 1 и 2) вниз по спусковой колонне 14, т.е. вниз через насосно-компрессорные трубы 17, выходные отверстия 18 переходного колена 16 в верхнюю часть кольцевого пространства 30а интервала заканчивания. Суспензия разрыва может состоять из любых хорошо известных текучих средносителей (например, воды, и т.д.), обычно используемых для разрыва пластов, но текучей средой-носителем, которую предпочтительно используют в суспензии 40 разрыва согласно настоящему изобретению, является промышленно поставляемый «гель» большой вязкости (например, 100+ сП), относящийся к типу, как правило, используемому в обычных операциях образования разрывов (например, это может быть версагель (Ует8аде1) - продукт, поставляемый НаШЬийоп Сотрапу, Дункан, штат Оклахома, США). Конечно, как хорошо известно в области образования разрывов, при желании можно будет закачивать прослойку текучей среды разрыва (например, геля с расклинивающими наполнителями) в ствол скважины перед тем, как суспензия инициирует разрыв (разрывы) пласта.
Когда суспензия 40 разрыва течет в верхнюю часть кольцевого пространства 30а интервала заканчивания и вниз по этому кольцевому пространству, эта суспензия начинает терять жидкость как в интервал заканчивания (например, зону 13А), так и в основную трубу 20 на перфорированных участках 21. Жидкость из суспензии будет течь через протоки, образованные между витками проволоки 31, через отверстия 22 в основную трубу, через возвратную трубу 16а в переходном колене 16 и далее в кольцевое пространство 30 скважины, находящееся выше пакера 34. Чтобы гарантировать быструю потерю текучей среды через каждый из перфорированных участков 21, кольцевое пространство 30 скважины, находящееся выше переходного колена 16, открыто на поверхности, чтобы обеспечить прием возвратов из основной трубы 20 через кольцевое пространство 30 скважины.
По мере потери жидкости из суспензии, будут происходить последовательные «выпадения песка», т.е. будут последовательно образовываться песчаные перемычки или пробки 45 у каждого из перфорированных участков. Эти пробки будут образовываться быстро ввиду утечки жидкости из суспензии как в зоны интервала заканчивания, так и в основную трубу 20. Эти перемычки образуют эффективные перегородки, которые предотвращают протекание за эти места в кольцевом пространстве 30а интервала заканчивания. То есть, вследствие большой вязкости геля (например, 100+ сантипуазов) жидкость из суспензии не может легко протекать, если вообще может протекать, сквозь песчаные перемычки 45 сразу же после их образования. Лишь небольшие количества жидкости из суспензии будут проходить, если вообще пройдут, сквозь соответствующую песчаную перемычку, вследствие чего размер этой песчаной перемычки медленно увеличивается.
Поскольку в сплошной основной трубе 20 нет отверстий, за исключением перфорированных участков 21, и поскольку жидкость из суспензии больше не будет течь вдоль кольцевого пространства 30а сразу же после образования песчаной перемычки 45 у соответствующего перфорированного участка, теперь суспензия 40 сможет течь только через шунтирующие трубы 24. Суспензия проходит в верхние части труб 24 и течет внутри них вниз, выходя на разных уровнях в кольцевом пространстве 30а интервала заканчивания. В конкретных вариантах осуществления, показанных на фиг. 1-5, суспензия выходит через множество отстоящих друг от друга в вертикальном направлении выпускных отверстий 25 в шунтирующих трубах 24, которые проложены между соседними перфорированными участками 21. В конкретном варианте осуществления, показанном на фиг. 6, каждая шунтирующая труба 24с имеет отличающуюся длину, а также единственное выпускное отверстие внизу трубы, и через эти отверстия суспензия выходит на различные уровни в пределах интервала 12 заканчивания.
Песчаные перемычки 45, по существу, работают как пакеры, которые, в свою очередь, изолируют соответствующие части кольцевого пространства 30а интервала заканчивания, расположенные между ними. Непрерывное перекачивание суспензии через шунтирующие трубы 24с и выпуск ее на соответствующие уровни кольцевого пространства 30а интервала заканчивания будет вызывать нарастание давления суспензии в пределах соответствующих изолированных частей кольцевого пространства 30а до тех пор, пока в соответствующей зоне (соответствующих зонах) заканчивания не будет инициирован разрыв 50. После разрыва в любой конкретной изолированной части кольцевого пространства 30а и «выпадений песка» и/или в случае, если давление в этой изолированной части вырастает до уровня давления в шунтирующих трубах, суспензия затем отводится ниже по течению через шунты, и процесс повторяется до тех пор, пока не будет завершена операция образования разрывов. Поэтому разрывы во всех желаемых зонах заканчивания можно получить, по существу, по всем их соответствующим длинам путем простого перекачивания суспензии разрыва до тех пор, пока все желаемые зоны в интервале заканчивания не окажутся разорванными и расклиненными.
В некоторых случаях заканчивания скважин может оказаться желательным оставить конкретную зону или конкретные зоны (например, зону 13В, показанную на фиг. 1) без разрывов. В таких случаях заканчивания часть длины каждой шунтирующей трубы 24 оставляют сплошной или неперфорированной (т.е. не имеющей выполненных в ней отверстий 25), причем сплошная часть шунтирующих труб будет пролегать рядом с зоной 13В, когда разрывающая колонна 15 окажется в рабочем положении внутри ствола скважины. Песчаные перемычки 45 по-прежнему будут образовываться у перфорированных участков 21, как описано выше, но теперь суспензия 40 сможет течь только в изолированные части кольцевого пространства 30а, которые находятся рядом с зонами 13А и 13С, а не в зону 13В, вследствие чего зона 13В остается без разрывов.
Во многих случаях может оказаться желательным не забирать никакие возвраты через кольцевое пространство 30 скважины во время операции образования разрывов.
На фиг. 6 изображено кольцевое пространство 30 скважины, закрытое на поверхности, а ствол 11 скважины и спусковая колонна 14 заполнены несжимаемой текучей средой для заканчивания скважин, которая обычно присутствует после заканчивания бурения ствола 11 скважины. Суспензия 40 разрыва течет вниз по насосно-компрессорным трубам 17 и выходит через переходное колено 16 в верхнюю часть кольцевого пространства 30а интервала заканчивания. Поскольку поток жидкости из суспензии не может протекать через перфорированные участки 21, он может протекать только вниз по кольцевому пространству 30а интервала заканчивания в пласт, оказываясь на «наиболее слабом» или наиболее проницаемом уровне пласта. Протекая в пласт, этот поток увлекает в упомянутый пласт, по меньшей мере, некоторую часть текучей среды для заканчивания, находящейся выше места протекания в кольцевом пространстве 30а.
Сразу же после инициирования разрыва 50 (фиг. 6) в пласте (этот разрыв может находиться на любом уровне в пределах интервала 12 заканчивания), как жидкость из суспензии 40, так и текучая среда для заканчивания (показанная стрелками 55 на фиг. 6), поступающая изнутри кольцевого пространства 30а интервала заканчивания, текут в разрыв из-за приложения давления суспензии разрыва, перекачиваемой в кольцевое пространство 30а. Поскольку текучая среда 55 для заканчивания покидает кольцевое пространство 30а, жидкость 40 из суспензии теперь начинает попадать в основную трубу 20 через перфорированные участки (например, 21а, 21Ь и 216). отдаленные от разрыва 50. Когда жидкость 40 попадает в основную трубу 20, она увлекает текучую среду 55 для заканчивания, заставляя ее выходить наружу через перфорированный участок (например, 21с), ближайший к разрыву 50. Продолжающаяся потеря жидкости из суспензии 40 через эти перфорированные участки теперь будет вызывать образование песчаных перемычек у соответствующих перфорированных участков, вследствие чего произойдет изоляция частей кольцевого пространства 30а, как описано выше. Сразу же после об разования этих песчаных перемычек, суспензия 40 может течь только через шунтирующие трубы 24 и подается в изолированные части кольцевого пространства 30а через соответствующие шунтирующие трубы, завершая образование разрывов на интервале 12 заканчивания.
Сразу же после образования разрывов в желаемых зонах, можно вводить скважину в эксплуатацию. Колонну 17 насосно-компрессорных труб и переходное колено можно извлечь и заменить колонной лифтовых труб для добычи (не показана), которая может быть «забита» в разрывающую колонну 15 или соединена с ней иным образом, причем последнюю обычно оставляют на месте. Текучие среды потекут из продуктивной зоны (продуктивных зон) в пределах интервала 12 заканчивания в кольцевое пространство 30а интервала заканчивания. Хотя песчаные перемычки 45, по существу, непроницаемы для потока жидкостей большой вязкости (например, геля разрыва, имеющего вязкость около 100+ сантипуазов), эти перемычки оказываются легко проницаемыми для добываемых текучих сред гораздо меньшей вязкости (например, для нефти и газа, имеющих вязкости около ±1 сП). Поэтому добываемые текучие среды могут свободно протекать сквозь песчаные перемычки 45, которые теперь работают как гравийные мини-фильтры, сквозь фильтры с намотанной проволокой (если они есть), отверстия 22 на перфорированных участках 21 в основную трубу 20 и далее на поверхность для извлечения из скважины.

Claims (19)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания подземного пласта, пересеченного стволом скважины, заключающийся в том, что располагают в стволе скважины спусковую колонну, содержащую переходное колено и разрывающую колонну, проходящую, по существу, через весь интервал заканчивания и образующую кольцевое пространство интервала заканчивания со стволом скважины, когда спусковая колонна находится в рабочем положении внутри ствола скважины, при этом разрывающая колонна содержит колонну сплошной основной трубы, имеющей множество перфорированных участков, отстоящих друг от друга вдоль ее длины, и по меньшей мере один альтернативный проточный канал, проходящий вдоль основной трубы, образование пробок в пределах кольцевого пространства интервала заканчивания у перфорированных участков за счет протекания суспензии разрыва, состоящей из жидкости разрыва и расклинивающих наполнителей, в кольцевое пространство интервала заканчивания, и при этом протекании часть жидкости из суспензии разрыва теряется в интервал заканчивания и в основную трубу через перфорирован ные участки, тем самым обеспечивая эффективную изоляцию этих частей кольцевого пространства заканчивания, расположенных между соответствующими соседними перфорированными участками, и образование разрывов на различных, по меньшей мере, некоторых из изолированных уровней интервала заканчивания за счет продолжения протекания суспензии разрыва, по меньшей мере, к некоторым изолированным уровням и подачи суспензии разрыва через по меньшей мере один альтернативный проточный канал, вызывая за счет этого образование разрывов на различных уровнях интервала заканчивания, расположенных рядом, по меньшей мере, с некоторыми изолированными уровнями кольцевого пространства интервала заканчивания.
  2. 2. Способ по п.1, при котором текучая среда разрыва представляет собой гель большой вязкости, а расклинивающие наполнители в суспензии представляют собой песок.
  3. 3. Способ по п.1, при котором в интервал заканчивания нагнетают гель большой вязкости без расклинивающих наполнителей перед нагнетанием суспензии разрыва.
  4. 4. Способ по п.3, при котором изолируют кольцевое пространство заканчивания от остальной части кольцевого пространства скважины перед перекачиванием упомянутой суспензии разрыва в кольцевое пространство интервала заканчивания и открывают остальную часть кольцевого пространства скважины на поверхности для протекания.
  5. 5. Способ по п.3, при котором обеспечивают протекание суспензии разрыва вниз по спусковой колонне и вытекание через переходное колено в верхнюю часть кольцевого пространства интервала заканчивания.
  6. 6. Способ по п.1, при котором по меньшей мере один альтернативный проточный канал состоит из шунтирующих труб, расположенных вокруг разрывающей колонны, отстоящих от нее в радиальном направлении и проходящих, по существу, по всему интервалу заканчивания, причем каждая из шунтирующих труб имеет впускное отверстие и множество выпускных отверстий, отстоящих друг от друга вдоль ее длины.
  7. 7. Способ по п.1, при котором по меньшей мере один альтернативный проточный канал состоит из шунтирующих труб, расположенных вокруг разрывающей колонны, отстоящих от нее в радиальном направлении и имеющих разные длины, проходя в интервал заканчивания, причем каждая из шунтирующих труб имеет впускное отверстие и по меньшей мере одно выпускное отверстие, отстоящие друг от друга вдоль ее длины.
  8. 8. Способ по п.1, при котором прекращают протекание суспензии разрыва в кольцевое пространство интервала заканчивания, когда на различных уровнях интервала заканчивания образованы разрывы, и эксплуатируют скважину путем обеспечения протекания добываемых текучих сред из интервала заканчивания в кольцевое пространство интервала заканчивания и в основную трубу через перфорированные участки.
  9. 9. Установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания подземного пласта, пересеченного стволом скважины, содержащая спусковую колонну, содержащую колонну насосно-компрессорных труб, переходное колено, подсоединенное к нижнему концу колонны насоснокомпрессорных труб, и разрывающую колонну, соединенную с переходным коленом и содержащую отрезок сплошной основной трубы, имеющей множество перфорированных участков, отстоящих друг от друга вдоль ее длины, причем каждый из перфорированных участков имеет множество отверстий, проходящих сквозь основную трубу и выполненных вдоль части отрезка основной трубы, при этом перфорированные участки отстоят друг от друга вдоль основной трубы на расстояние от примерно 10 футов до примерно 1000 футов, и по меньшей мере один альтернативный проточный канал, проходящий вдоль отрезка основной трубы и имеющий одно впускное отверстие и по меньшей мере одно выпускное отверстие, выполненные в нем.
  10. 10. Установка по п.9, содержащая фильтрующее средство, расположенное на основной трубе поверх множества отверстий на каждом из перфорированных участков, для обеспечения протекания текучих сред в основную трубу через перфорированные участки и одновременного предотвращения протекания материала в форме твердых частиц в основную трубу сквозь фильтрующее средство.
  11. 11. Установка по п.9, в которой альтернативный проточный канал содержит шунтирующую трубу, проходящую в продольном направлении вдоль основной трубы.
  12. 12. Установка по п.9, в которой альтернативный проточный канал содержит множество шунтирующих труб, расположенных вокруг разрывающей колонны, отстоящих от нее в радиальном направлении и проходящих в продольном направлении вдоль основной трубы.
  13. 13. Установка по п.9, в которой длина каждого из перфорированных участков вдоль основной трубы составляет от около 1 до около 300 футов.
  14. 14. Установка по п.9, в которой длина каждого из перфорированных участков вдоль основной трубы составляет от около 5 до около 30 футов.
  15. 15. Установка по п.10, в которой фильтрующее средство содержит проволоку, намотанную вокруг основной трубы и поверх отверстий на перфорированных участках, при этом между витками проволоки имеются зазоры для образования протоков, через которые могут проходить текучие среды, но которые блокируют прохождение через них твердых частиц.
  16. 16. Установка по п.15, в которой проволока намотана поверх по меньшей мере одной шунтирующей трубы по меньшей мере на одном из перфорированных участков.
  17. 17. Установка по п.15, в которой по меньшей мере одна шунтирующая труба проходит поверх проволоки по меньшей мере на одном из перфорированных участков.
  18. 18. Установка по п.17, содержащая перфорированный рукав, расположенный поверх по меньшей мере одной шунтирующей трубы и проволоки по меньшей мере на одном из перфорированных участков.
  19. 19. Установка по п.10, в которой часть отрезка шунтирующей трубы является сплошной без выпускного отверстия, расположенного вдоль сплошной части упомянутой шунтирующей трубы, вследствие чего на протяжении всей сплошной части отрезка шунтирующей трубы отсутствует вытекание из шунтирующей трубы.
EA200300207A 2000-07-31 2001-07-23 Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины EA005190B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/629,203 US6644406B1 (en) 2000-07-31 2000-07-31 Fracturing different levels within a completion interval of a well
PCT/US2001/023045 WO2002010554A1 (en) 2000-07-31 2001-07-23 Fracturing different levels within a completion interval of a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200300207A1 EA200300207A1 (ru) 2003-12-25
EA005190B1 true EA005190B1 (ru) 2004-12-30

Family

ID=24522018

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200300207A EA005190B1 (ru) 2000-07-31 2001-07-23 Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины

Country Status (15)

Country Link
US (2) US6644406B1 (ru)
EP (1) EP1305503B1 (ru)
CN (1) CN1263940C (ru)
AR (1) AR030078A1 (ru)
AU (2) AU2001278984B2 (ru)
BR (1) BR0112934B1 (ru)
CA (1) CA2417431C (ru)
DE (1) DE60125545T2 (ru)
EA (1) EA005190B1 (ru)
MX (1) MXPA03000915A (ru)
MY (1) MY128907A (ru)
NO (1) NO336380B1 (ru)
OA (1) OA12341A (ru)
PE (1) PE20020242A1 (ru)
WO (1) WO2002010554A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2558560C2 (ru) * 2010-08-25 2015-08-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Доставка зернистого материала под землю

Families Citing this family (78)

* 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
US6644406B1 (en) * 2000-07-31 2003-11-11 Mobil Oil Corporation Fracturing different levels within a completion interval of a well
WO2002025058A1 (en) * 2000-09-20 2002-03-28 Sofitech N.V. Method for gravel packing open holes above fracturing pressure
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
US6516881B2 (en) 2001-06-27 2003-02-11 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
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
US6516882B2 (en) 2001-07-16 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus 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
US6702019B2 (en) 2001-10-22 2004-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for progressively treating an interval of a wellbore
US6907936B2 (en) 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7032665B1 (en) * 2001-11-21 2006-04-25 Berrier Mark L System and method for gravel packaging a well
US6899176B2 (en) 2002-01-25 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US6719051B2 (en) 2002-01-25 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US7207383B2 (en) 2002-02-25 2007-04-24 Schlumberger Technology Corporation Multiple entrance shunt
US6715545B2 (en) 2002-03-27 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Transition member for maintaining for fluid slurry velocity therethrough and method for use of same
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
US8167047B2 (en) 2002-08-21 2012-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
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
US6814144B2 (en) * 2002-11-18 2004-11-09 Exxonmobil Upstream Research Company Well treating process and system
US6857476B2 (en) 2003-01-15 2005-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same
US6886634B2 (en) 2003-01-15 2005-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same
US20040140089A1 (en) * 2003-01-21 2004-07-22 Terje Gunneroed Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold
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
US7464752B2 (en) * 2003-03-31 2008-12-16 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore apparatus and method for completion, production and injection
US7870898B2 (en) 2003-03-31 2011-01-18 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
US6994170B2 (en) 2003-05-29 2006-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same
US7140437B2 (en) 2003-07-21 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval
EA008643B1 (ru) * 2003-12-03 2007-06-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и способ для гравийной набивки ствола скважины
US6991037B2 (en) * 2003-12-30 2006-01-31 Geosierra Llc Multiple azimuth control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments
US7066266B2 (en) * 2004-04-16 2006-06-27 Key Energy Services Method of treating oil and gas wells
US7243723B2 (en) * 2004-06-18 2007-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing and gravel packing a borehole
WO2006014951A2 (en) * 2004-07-30 2006-02-09 Key Energy Services, Inc. Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well
US7721801B2 (en) * 2004-08-19 2010-05-25 Schlumberger Technology Corporation Conveyance device and method of use in gravel pack operation
US20060037752A1 (en) * 2004-08-20 2006-02-23 Penno Andrew D Rat hole bypass for gravel packing assembly
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US8505632B2 (en) 2004-12-14 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices
US7322417B2 (en) * 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US7926571B2 (en) * 2005-03-15 2011-04-19 Raymond A. Hofman Cemented open hole selective fracing system
US7267172B2 (en) 2005-03-15 2007-09-11 Peak Completion Technologies, Inc. Cemented open hole selective fracing system
US7461695B2 (en) * 2005-04-01 2008-12-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for creating packers in a wellbore
NO325506B1 (no) * 2005-12-27 2008-05-26 Rune Freyer Fremgangsmate og anordning for stimulering av en undergrunnsbronn
US7661476B2 (en) * 2006-11-15 2010-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Gravel packing methods
US8127847B2 (en) * 2007-12-03 2012-03-06 Baker Hughes Incorporated Multi-position valves for fracturing and sand control and associated completion methods
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US7819193B2 (en) 2008-06-10 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Parallel fracturing system for wellbores
BRPI0803646B1 (pt) * 2008-08-29 2019-05-14 Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras Sistema de despressurização de anulares entre revestimentos em poços produtores
WO2010050991A1 (en) 2008-11-03 2010-05-06 Exxonmobil Upstream Research Company Well flow control systems and methods
CN102395748B (zh) 2009-04-14 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 用于在井中提供层位封隔的系统和方法
US8297358B2 (en) 2010-07-16 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Auto-production frac tool
US8662177B2 (en) * 2011-02-28 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracture diverter apparatus and method thereof
US8869898B2 (en) 2011-05-17 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores
US9574433B2 (en) * 2011-08-05 2017-02-21 Petrohawk Properties, Lp System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore
US8448705B2 (en) 2011-10-03 2013-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing premature fracturing of a subterranean formation using a sheath
WO2013052033A1 (en) * 2011-10-03 2013-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing premature fracturing of a subterrranean formation using a sheath
MY167992A (en) 2011-10-12 2018-10-10 Exxonmobil Upstream Res Co Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore
US9238953B2 (en) 2011-11-08 2016-01-19 Schlumberger Technology Corporation Completion method for stimulation of multiple intervals
EP2607616A1 (en) * 2011-12-23 2013-06-26 Welltec A/S Production system for producing hydrocarbons from a well
CN104364463B (zh) * 2012-06-11 2018-12-14 哈利伯顿能源服务公司 分流管连接和分配组件及方法
BR112014030926B1 (pt) * 2012-06-11 2021-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. montagem de tubo de derivação e método para formar um acoplamento de tubo de derivação
US9650851B2 (en) 2012-06-18 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Autonomous untethered well object
CN104755697B (zh) * 2012-10-26 2017-09-12 埃克森美孚上游研究公司 利用砾石储备进行防砂的井筒装置和方法
AU2013335098B2 (en) 2012-10-26 2016-05-05 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole flow control, joint assembly and method
CA2901982C (en) 2013-03-15 2017-07-18 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for well control
WO2014149395A2 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Sand control screen having improved reliability
SG11201506416SA (en) * 2013-03-26 2015-09-29 Halliburton Energy Services Inc Exterior drain tube for well screen assemblies
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US9441455B2 (en) * 2013-09-27 2016-09-13 Baker Hughes Incorporated Cement masking system and method thereof
US9670756B2 (en) * 2014-04-08 2017-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve
CN105484721B (zh) * 2016-01-14 2018-03-13 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种水平井高效压裂施工工艺管柱及压裂施工工艺
US10415382B2 (en) * 2016-05-03 2019-09-17 Schlumberger Technology Corporation Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations
CN110617046B (zh) * 2019-10-17 2021-07-30 中国石油大学(华东) 一种用于水平井多级分段压裂物理模拟实验的井筒装置
CN111963111A (zh) * 2020-07-08 2020-11-20 中国海洋石油集团有限公司 疏松低渗裸眼水平井充填防砂和分段压裂一体化工艺方法
CN113431560A (zh) * 2021-07-09 2021-09-24 中国地质科学院地质力学研究所 一种适用于水压致裂地应力测量的等径双通路压裂器

Family Cites Families (96)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US125007A (en) * 1872-03-26 Improvement in metallic fasteners for leather
US700A (en) * 1838-04-21 Photo-litho
US10496A (en) * 1854-02-07 batoheldee
US699A (en) * 1838-04-21 stone
US189809A (en) * 1877-04-17 Improvement in burial-caskets
US701A (en) * 1838-04-21 Seth gkaham
US66560A (en) * 1867-07-09 Dbxtbe h
US702A (en) * 1838-04-21 Improved process of dyeing wool
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
US4046198A (en) 1976-02-26 1977-09-06 Exxon Production Research Company Method and apparatus for gravel packing wells
US4018282A (en) 1976-02-26 1977-04-19 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
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
US4915172A (en) 1988-03-23 1990-04-10 Baker Hughes Incorporated Method 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
US6355715B1 (en) 1995-06-07 2002-03-12 Acushnet Company Multi-layered golf ball and composition
US5875843A (en) * 1995-07-14 1999-03-02 Hill; Gilman A. Method for vertically extending a well
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
US6427775B1 (en) 1997-10-16 2002-08-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones
EP0909875A3 (en) 1997-10-16 1999-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing well in unconsolidated subterranean zone
US6003600A (en) 1997-10-16 1999-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones
US6481494B1 (en) 1997-10-16 2002-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for frac/gravel packs
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
US6644406B1 (en) * 2000-07-31 2003-11-11 Mobil Oil Corporation Fracturing different levels within a completion interval of a well
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
US6581689B2 (en) 2001-06-28 2003-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Screen assembly and method for gravel 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
US6516882B2 (en) 2001-07-16 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2558560C2 (ru) * 2010-08-25 2015-08-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Доставка зернистого материала под землю
US9388334B2 (en) 2010-08-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground

Also Published As

Publication number Publication date
DE60125545D1 (de) 2007-02-08
EP1305503B1 (en) 2006-12-27
US7108060B2 (en) 2006-09-19
PE20020242A1 (es) 2002-05-07
AU2001278984B2 (en) 2006-07-27
OA12341A (en) 2006-05-15
EP1305503A1 (en) 2003-05-02
CN1457382A (zh) 2003-11-19
WO2002010554A1 (en) 2002-02-07
NO20030470L (no) 2003-03-11
NO336380B1 (no) 2015-08-10
EA200300207A1 (ru) 2003-12-25
MY128907A (en) 2007-02-28
BR0112934B1 (pt) 2009-12-01
US6644406B1 (en) 2003-11-11
AR030078A1 (es) 2003-08-13
CA2417431A1 (en) 2002-02-07
CA2417431C (en) 2008-09-30
MXPA03000915A (es) 2003-06-24
NO20030470D0 (no) 2003-01-30
US20040050551A1 (en) 2004-03-18
BR0112934A (pt) 2004-06-08
CN1263940C (zh) 2006-07-12
DE60125545T2 (de) 2007-10-04
AU7898401A (en) 2002-02-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005190B1 (ru) Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины
RU2138632C1 (ru) Способ для разрыва и расклинивания трещин подповерхностного пласта
RU2103495C1 (ru) Способ получения множественных разрывов в стволе буровой скважины
CA2471599C (en) Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells
AU2001278984A1 (en) Fracturing different levels within a completion interval of a well
AU768432B2 (en) Well screen having an internal alternate flowpath
US20050082060A1 (en) Well screen primary tube gravel pack method
US6749023B2 (en) Methods and apparatus for gravel packing, fracturing or frac packing wells
US4945991A (en) Method for gravel packing wells
EP0774042B1 (en) Method of fracturing and propping a formation
US5947200A (en) Method for fracturing different zones from a single wellbore
US6601646B2 (en) Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore
US6702019B2 (en) Apparatus and method for progressively treating an interval of a wellbore
US5848645A (en) Method for fracturing and gravel-packing a well
US6516881B2 (en) Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
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
GB2303654A (en) Fracturing and propping a formation using a downhole slurry splitter
WO2006023307A1 (en) Rat hole bypass for gravel packing assembly

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 BY KG MD TJ TM

MK4A Patent expired

Designated state(s): AZ KZ RU