EA012893B1 - Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин - Google Patents
Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA012893B1 EA012893B1 EA200800621A EA200800621A EA012893B1 EA 012893 B1 EA012893 B1 EA 012893B1 EA 200800621 A EA200800621 A EA 200800621A EA 200800621 A EA200800621 A EA 200800621A EA 012893 B1 EA012893 B1 EA 012893B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- wells
- formation
- inflow
- treatment
- Prior art date
Links
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 110
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 39
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 34
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 167
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 167
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 134
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 134
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 67
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 17
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 claims description 16
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 claims description 16
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 230000010267 cellular communication Effects 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 6
- 235000004507 Abies alba Nutrition 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000013349 risk mitigation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/255—Methods for stimulating production including the injection of a gaseous medium as treatment fluid into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Electrotherapy Devices (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Способ и устройство для добычи углеводородов. В одном варианте осуществления изобретения способ описывает соединение множества скважин с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт с помощью манифольда системы закачки. Манифольд системы закачки регулируется для создания первого пути притока в скважину от системы закачки текучей среды для воздействия на пласт в первую скважину. Затем первая обработка пласта для интенсификации притока осуществляется в первой скважине. Одновременно с первой обработкой пласта для интенсификации притока вторая скважина готовится ко второй обработке пласта для интенсификации притока.
Description
Данный раздел знакомит читателя с различными аспектами уровня техники, которые можно отнести к примеру вариантов осуществления технологий, описанных и/или заявленных ниже. Предполагается, что данное описание полезно специалистам, обеспечивая их информацией, способствующей лучшему пониманию частных аспектов настоящих технологий. Соответственно, следует понимать, что данные сведения должны быть истолкованы в этом свете, а не считаться признанными фактами известного уровня техники.
Добыча таких углеводородов, как нефть и газ, ведется много лет. Для добычи углеводородов на месторождении обычно бурится одна или несколько скважин к подземным промысловым объектам, которые в общем называются находящимися в недрах земли пластами, коллекторами или залежами. Процесс добычи углеводородов из подземных пластов обычно включает в себя бурение одной или нескольких скважин для обеспечения доступа к подземным пластам. После бурения скважин могут применяться мероприятия или операции по заканчиванию скважин и интенсификации притока для добычи таких углеводородов, как нефть и газ, из подземных пластов.
Поскольку для получения доступа к различным областям подземных пластов может применяться одиночная скважина, бурение многочисленных скважин с одного места, такого как наземная площадка или морская платформа, может быть выгодным для некоторых областей применения. Например, при морском применении скважины обычно бурятся с одиночных морских платформ вследствие значительной стоимости установки платформы и операционных расходов. Также, бурение многочисленных скважин с единственной наземной площадки снижает нарушения поверхности земли и воздействие на окружающую среду, возникающие при строительстве скважин. Дополнительно мероприятиями по строительству для многочисленных скважин на одном месте можно эффективно управлять при наличии таких наземных ограничивающих условий, как топография, близость к другим сооружениям, существующие наземные проходы и проезды. Поэтому скважины, располагаемые на одиночной наземной площадке, могут применяться для уменьшения стоимости и увеличения эффективности операций.
Несмотря на выгодность бурения кустовых скважин на одиночной площадке, присутствие многочисленных скважин может усложнить, ограничить или воспрепятствовать выполнению некоторых комплексов операций. То есть при выполнении операций заканчивания на одной из скважин, проведение операций на других скважинах ограничивается. Например, при обработке пласта для интенсификации притока на наземной площадке с многочисленными скважинами операции по интенсификации притока обычно выполняются только на одиночной скважине. При обработке пласта для интенсификации притока оборудование и персонал вынуждены ждать, так как операции интенсификации ведутся последовательно, и начало дополнительных подготовительных операций в стволе скважины может быть задержано до завершения операций по обработке пласта для интенсификации притока. Поэтому оборудование и персонал применяются на наземной площадке недостаточно эффективно.
Следовательно, существует необходимость в способе, устройстве и системе для повышения эффективности операций на многочисленных скважинах на наземной площадке, чтобы сократить затраты времени и расходы, связанные с обработкой пласта для интенсификации притока. В частности, существует необходимость в новом устройстве, способе и системе, обеспечивающих надежное и экономичное выполнение одновременных операций по подготовке ствола скважины и интенсификации притока в стволах многочисленных скважин, расположенных на одиночной наземной площадке.
Дополнительная информация приведена в Аттег с1 а1. Газ, добыча которого нерентабельна: Неиспользованные запасы газа и потребность в технологиях, Са8Т1Р§, осень 2004 г., стр.22-26; патентах США №№ 5890536, 6186230, 6394184, 6520255, 6543538, 6575247, 6672405, 2003/007/5335 и/или патентах Великобритании № 1243062, 2028400.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии: соединение множества скважин с системой первой закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы;
проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине из множества скважин; и подготовка второй скважины из множества скважин для второй обработки пласта для интенсификации притока, осуществляемая одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.
Способ может включать регулирование манифольда системы закачки для создания первого пути притока от системы закачки текучей среды к первой скважине содержит задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для создания пути притока к первой скважине и задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для изоляции первой обработки пласта для интенсификации притока от входа во вторую скважину.
Способ может дополнительно содержать регулировку манифольда системы закачки текучей среды для создания второго пути притока от указанной системы ко второй скважине при изоляции первой скважины от второй скважины и системы закачки текучей среды.
Способ может дополнительно содержать осуществление второй обработки пласта для интенсифи
- 1 012893 кации притока во вторую скважину при выполнении по меньшей мере одной операции на первой скважине, отличающейся от обработки пласта для интенсификации притока.
Способ может дополнительно содержать регулировку манифольда системы первой закачки текучей среды для создания первого пути притока от указанной системы к первой скважине из множества скважин, изоляцию второй скважины из множества скважин от указанной системы, первого пути притока и первой скважины до проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине, при этом указанные регулировка, изоляция, нагнетание и подготовка повторяются на по меньшей мере одной дополнительной скважине из множества скважин, и добычу углеводородов из по меньшей мере одной из скважин.
Способ может дополнительно содержать соединение третьей скважины и четвертой скважины с системой второй закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы, регулировку манифольда системы первой закачки для проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и изоляции второй скважины для других операций, регулировку манифольда системы второй закачки для проведения второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине и изоляции четвертой скважины, проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.
Способ может дополнительно содержать подготовку второй скважины к третьей обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока, и подготовку четвертой скважины к четвертой обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением второй обработки пласта для интенсификации притока.
Подготовка второй скважины может содержать помещение во вторую скважину по меньшей мере одного инструмента, выбранного из инструмента для своевременной перфорации, инструмента, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу, перфорирующего инструмента ограниченного входа, инструмента с шариковым уплотнением, изолирующего элемента и их комбинации.
Текучая среда для первой обработки пласта для стимуляции притока может закачиваться в первую скважину через первый трубопровод, соединенный с манифольдом системы первой закачки, и подготовка второй скважины содержит одновременную закачку текучей среды для второй обработки пласта для интенсификации притока во второй скважине через второй трубопровод, соединенный с манифольдом системы второй закачки.
Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: гидроразрыв расклинивающим агентом, кислотный гидроразрыв, структурную кислотную обработку или любые их сочетания.
Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: своевременную перфорацию, использование кольцевой гибкой насоснокомпрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, ограниченного входа, шарикового уплотнения, модифицированного ограниченного входа, отклонителя наведенного напряжения или одну или несколько одноэтапных обработок пласта для интенсификации притока, отделенных пакерами или любые их комбинации.
Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: многозонную своевременную перфорацию, гидроразрыв с расклинивающим агентом для интенсификации притока и их комбинации.
Подготовка второй скважины может содержать по меньшей мере одну из следующих операций: бурение второй скважины, установку насосно-компрессорной трубы во вторую скважину, установку или удаление изолирующего элемента из второй скважины, обратный приток из второй скважины, очистку второй скважины, удаление насосно-компрессорной трубы из второй скважины, перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материала на наземную площадку, осуществление радиосвязи или связи по сотовому телефону, закачку текучей среды во вторую скважину, манипуляцию задвижками, выполнение операций на каротажном кабеле во второй скважине, выполнение операций с гибкими трубами во второй скважине, установку или извлечение перфораторов во второй скважине, выполнение каротажных операций во второй скважине, добычу углеводородов из второй скважины, сброс газа на наземной площадке, сжигание газа на факеле на наземной площадке, доставку оборудования и материалов на наземную площадку, удаление оборудования и материалов с наземной площадки и их комбинации.
Способ может дополнительно содержать добычу углеводородов из множества скважин или бурение множества скважин с одной наземной площадки. Множество скважин может быть размещено на одной наземной площадке, расположено в непосредственной близости друг от друга на одной или нескольких наземных площадках или платформах.
Способ может дополнительно содержать установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в каждую из множества скважин.
Способ может дополнительно содержать выполнение по меньшей мере одной операции по безопасности одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготов
- 2 012893 кой второй скважины, причем операция по безопасности выполняется для изоляции стадий первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовки второй скважины друг от друга.
Согласно изобретению создана также система для интенсификации притока из скважин, содержащая основную задвижку, связанную с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт, множество скважинных задвижек, каждая из которых связана с одной из множества скважин, и трубопровод, соединяющий основную задвижку с множеством скважинных задвижек.
Система может дополнительно содержать множество нефтепромысловых фонтанных елок, каждая из которых связана с одной из множества скважин, при этом основная задвижка, множество скважинных задвижек и трубопровод соединены для образования манифольда системы закачки текучей среды для воздейтвия на пласт, соединяющего указанную систему закачки с множеством промысловых фонтанных елок.
Система может дополнительно содержать плотномер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
Множество скважинных задвижек может содержать по меньшей мере одну из шаровой задвижки, шиберной задвижки и их комбинаций.
Система может дополнительно содержать по меньшей мере одну регулирующую задвижку манифольда, соединенную с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один манометр, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один расходомер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один инжектор уплотняющих шариков, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
Манифольд указанной системы закачки может обеспечить путь потока из системы закачки в по меньшей мере одну из множества скважин и изолировать по меньшей мере одну невыбранную скважину из множества скважин от системы закачки.
Множество скважин может быть связано с единственной наземной площадкой или с по меньшей мере одной наземной площадкой.
Система может дополнительно содержать систему хранения текучей среды для воздействия на пласт.
В данной системе по меньшей мере две из множества скважины могут проходить через углеводородосодержащие пласты.
Система закачки текучей среды и манифольд указанной системы могут обеспечить многозонную обработку для интенсификации притока многозонных углеводородосодержащих пластов, через которые проходят по меньшей мере две из множества скважины.
Система закачки текучей среды может быть выбрана из по меньшей мере одной из системы для гидроразрыва с расклинивающим агентом, системы для кислотной обработки и их комбинации, системы своевременной перфорации, системы с кольцевой гибкой трубой и их комбинации.
Система может дополнительно содержать множество дополнительных фонтанных елок, расположенных на по меньшей мере одной наземной площадке, каждая из которых связана с по меньшей мере одной из множества дополнительных скважин, дополнительную систему закачки текучей среды для интенсификации притока, и манифольд указанной системы, соединяющий систему с множеством дополнительных фонтанных елок.
Система может дополнительно содержать систему подачи текучей среды для воздействия на пласт к системе закачки. Эта система может содержать по меньшей мере одно из следующих устройств: измерительного устройства, устройства для регулирования потока, отверстий для введения текучей среды, отверстия для вывода текучей среды, отверстий для ввода материала, отверстий для вывода материала и их комбинации.
По меньшей мере часть системы подачи текучей среды может быть соединена с системой закачки текучей среды ниже по потоку от системы закачки между системой закачки и манифольдом системы закачки или выше по потоку от системы закачки.
По меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт , системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольд системы закачки может быть выполнено с возможностью избирательной подачи текучей среды для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины.
Система может осуществлять одновременную подачу текучей среды для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины.
По меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольд системы закачки может быть выполнено с возможностью избирательной подачи по меньшей мере двух различных текучих сред для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины.
Краткое описание чертежей
Вышеупомянутые и другие преимущества настоящего изобретения станут более понятными из следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:
- 3 012893 фиг. 1 показывает вариант системы добычи, состоящей из множества скважин, расположенных на наземной площадке, согласно изобретению;
фиг. 2 - вариант наземной площадки с оборудованием и скважинами, которые используются с системой добычи фиг. 1, согласно настоящему изобретению;
фиг. 3 - вариант блок-схемы последовательности операций, выполняемых на скважинах, которые расположены на наземной площадке фиг. 1, согласно настоящему изобретению;
фиг. 4-6 - частичные изображения скважин, задействованных в одновременных операциях, связанных с обработкой пласта для интенсификации притока в способе фиг. 3 согласно настоящему изобретению.
Подробное описание
В следующем подробном описании будут описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления изобретения. Однако до того уровня, до какого следующее описание является конкретным для особенного варианта или особенного случая использования настоящих технологий, оно направлено на то, чтобы быть только иллюстративным, и дает краткое описание вариантов осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а наоборот включает в себя все альтернативы, видоизменения и эквиваленты, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения.
Настоящая технология относится к бурению, обработке, заканчиванию скважин и добыче углеводородов, таких как нефть и газ из подземных пластов таким способом, который уменьшает общую стоимость для обеспечения экономной добычи углеводорода. В частности, настоящие технологии описывают устройство и способ для сокращения или исключения непродуктивного времени и использование ресурсов для бурения, интенсификации притока и заканчивания многочисленных скважин с одной наземной площадки или буровой. То есть, настоящие технологии создают механизмы улучшения экономики добычи, обеспечивая одновременные или параллельные операции по интенсификации притока из многочисленных скважин способом, который сокращает непродуктивное время для оборудования, материалов и/или персонала. Таким образом, настоящие технологии могут сократить стоимость и время, связанное с производством работ по обработке пластов для интенсификации притока скважин.
Соответственно, настоящие технологии могут практически применяться на наземных скважинах, когда две или более скважин размещаются на одной наземной площадке и/или на скважинах в море, когда две или более скважин размещаются на одной буровой платформе. Настоящие технологии используют технологические процессы и оборудование, которые обеспечивают увеличение эффективности обработки пласта для интенсификации притока. В частности, настоящие технологии включают соединение двух и более скважин с системой закачки текучей среды воздействия на пласт с помощью системы соединения скважин, такой как манифольд системы закачки. Манифольд системы закачки содержит множество задвижек для обеспечения закачки текучей среды на пласт в любую выбранную скважину, в то время, как другие остающиеся скважины являются гидравлически изолированными от давления и энергии, создаваемой системой закачки текучей среды воздействия на пласт. При изоляции других скважин, другие операции и действия, такие как подготовка следующей скважины, к интенсификации притока, могут выполняться на других скважинах. В результате, настоящие технологии улучшают процесс интенсификации притока для множества скважин, размещенных на одной площадке, такой как наземная площадка.
На фиг. 1 показан вариант системы 100 добычи, имеющей многочисленные скважины, размещенные на одной наземной площадке, согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В системе 100 добычи наземная площадка 102 имеет две или более скважин 104а-104п. Каждая из скважин 104а-104п имеет нефтепромысловую фонтанную елку 106а-106п, размещенную над стволами 108а-108п скважин, и расположена в конкретном положении. Стволы 108а-108п скважин проходят по конкретным траекториям, которые достигают одной или нескольких конкретных зон или областей 110а-110п подземного пласта 112. Стволы 108а-108п скважин вместе с применяемыми обсадными колоннами и колоннами насоснокомпрессорных труб могут создавать пути притока углеводородов, таких как нефть и газ из соответствующих областей 110а-110п к одной из фонтанных елок 106а-106п. Внутри стволов 108а-108п скважин могут быть размещены обсадные колонны и колонны насосно-компрессорных труб (не показаны) для поддержания стенок стволов 108а-108п скважин. Следует понимать, что «п» может быть любым номером таких установок, которые могут применяться. Дополнительно следует отметить, что система 100 добычи иллюстрируется как пример, и настоящие технологии могут быть полезны в добыче флюидов с любой площадки, что может включать в себя практическое применение на суше и на море а также иное оборудование.
Поскольку скважины 104а-104п могут быть пробурены в разнообразных направлениях с разными траекториями, бурение стволов 108а-108п скважин с одной площадки может обеспечить доступ к различным местам по горизонтали и вертикали, таким как области 110а-110п подземного пласта 112. Фактически, стволы 108а-108п скважин могут проходить в подземный пласт 112 в специфических местах или областях 110а-110п, которые отходят на значительные расстояния вбок от наземной площадки 102.
- 4 012893
Площадь эффективного дренирования, связанная с областями 110а-110п, может различаться, поскольку на извлечение запасов влияет ряд факторов, таких как число пробуренных скважин, расположения скважин, свойства коллектора, тип обработки пласта для интенсификации притока и его эффективность. Например, наклонно-направленные скважины могут буриться на глубины более 20000 футов с боковым отходом более 5000 футов. Поэтому одна наземная площадка 102 может включать в себя скважины 104а104п, которые достигают и эффективно дренируют углеводородные коллекторы, такие как подземный пласт 112, который может иметь площадь более 640 акров.
Для некоторых типов подземных пластов, такихкак газовые пласты низкой проницаемости («плотные»), может применяться различная обработка пласта для интенсификации притока, чтобы получить доступ к интервалам или зонам в стволах 108а-108п скважин. Эти технологии или обработки пласта для интенсификации притока могут включать в себя технологии заканчивания и обработки пласта для интенсификации притока гидроразрывом с расклинивающим агентом, чтобы обеспечить коммерческую разработку подземных пластов такого типа. Например, способы и оборудование для этих способов многозонной интенсификации притока и заканчивания описаны в патентах США №№ 6394184, 6520255, 6543538, 6575247, 6672405, которые включены в данное описание посредством ссылок и описывают технологию и инструменты для интенсификации притока из подземных пластов, включающих множество углеводородных объектов, при сниженной стоимости в сравнении с обычными подходами обработки одной зоны. Как раскрывается в патентах, технологии, способы и устройства своевременной перфорации и гидроразрыва с кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубой обеспечивают обработку пласта для интенсификации притока многочисленных объектов подземных пластов в одиночном стволе скважины. В частности, указанные технологии обеспечивают интенсификацию притока множества зон или областей разработки за одно развертывание скважинного оборудования, избирательное приложение каждой обработки пласта для интенсификации притока для каждой индивидуальной зоны, чтобы улучшить продуктивность скважины, создают разделение между зонами, чтобы гарантировать, что каждая зона обработана по проекту и зоны, обработанные ранее, неумышленно не повреждены и предусматривают закачку для обработки пласта для интенсификации притока с большой интенсивностью притока, чтобы способствовать экономичной и эффективной интенсификации притока. В результате, эти технологии интенсификации притока из множества зон разработаны для улучшения извлечения углеводородов из подземных пластов, включающих множество расположенных друг над другом подземных интервалов углеводородов в пределах областей скважины.
Вместе с тем, проведение интенсификации притока может включать в себя диапазон вспомогательных операций, которые заранее исключают закачку в скважину, во время выполнения вспомогательных операций. Например, операции, исключающие закачку, обычно выполняются, когда применяются эти многозонные технологии интенсификации притока, к скважинам, на которых проводится интенсификация притока более одного или больше дней.
Соответственно, при выполнении этих операций могут предпочесть установить пакер-пробки, или пакеры гидроразрыва между группами интервалов, обрабатываемых для интенсификации притока. Установка этих пакеров может занять существенное время, такое как два часа или больше, в зависимости от глубины скважины и скорости работы оборудования, спускаемого на каротажном кабеле. Во время установки пакера невозможно проводить в скважине работы по закачке для обработки для интенсификации добычи, которые являются дорогостоящей частью работ по интенсификации добычи. В результате, для скважин, содержащих много зон, время, связанное с работами, исключающими закачку, может в результате, дать значительные дополнительные издержки вследствие структуры стоимости, связанной с повременной оплатой оборудования и бригад.
Как конкретный пример, девять скважин могут быть пробурены с единственной наземной площадки, такой как наземная площадка 102, которая является участком земли в шесть акров. Каждая из девяти скважин может буриться рядом с фонтанными елками, размещенными в два ряда на наземной площадке 102 и разделенными друг от друга примерно пятнадцатью футами. Таким образом, скважины могут образовывать куст на сравнительно малом участке наземной площадки 102 для обеспечения дополнительного пространства для другого оборудования, которое может быть использовано для обработки пласта для интенсификации добычи. Восемь скважин могут быть пробурены с 8-образными траекториями ствола, а одна из скважин может иметь вертикальный ствол. Каждая из этих скважин может заканчиваться в месте забоя, которое обеспечивает дренирование для подземного пласта для номинальной площади дренирования на скважину 20 акров. Следовательно, девять скважин могут обеспечить извлечение со 180 акров с одной наземной площадки в шесть акров.
Для улучшения процессов интенсификации притока, заканчивания и добычи этих скважин, операции, выполняемые на отдельных скважинах могут координироваться и может использоваться механизм для эффективного выполнения этих операций. Соответственно, на фиг. 2 показана конфигурация наземной площадки с различным оборудованием, которое может применяться для обработки пласта для интенсификации притока, согласно настоящим технологиям. На фиг. 3 показан пример схемы последовательности операций, который описывает возможные параллельные операции, которые могут выполняться для улучшения скважинных операций для скважин фиг. 1 и 2.
- 5 012893
Фиг. 4-6 показывают скважины с выполнением различных операций в скважинах, согласно способу фиг. 3. Соответственно, с применением настоящих технологий, одновременные или параллельные операции, включающие в себя интенсификацию притока из двух или больше скважин, расположенных на одной наземной площадке, могут выполняться наиболее эффективно.
На фиг. 2 показан пример конфигурации наземной площадки с оборудованием и скважинами для использования системы 100 добычи, показанной на фиг. 1, в соответствии с некоторыми аспектами настоящих технологий. На фиг. 2 показана конфигурация наземного оборудования, задействованного в обработках пласта для интенсификации притока, с помощью обработок пласта для интенсификации притока гидроразрывом с расклинивающим агентом ЛТР на трех скважинах 104а-104с на наземной площадке 102. В частности, для поддержки операций интенсификации притока своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом, оборудование на наземной площадке 102 может включать в себя, например, систему 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт, систему 204 хранения текучей среды для воздействия на пласт, систему соединения скважин, такую как манифольд 206 системы закачки и манифольды 230а-230с обратного притока из скважин. Однако следует понимать, что система интенсификации притока со своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом дается только для примера, поскольку могут также применяться иные типы систем для интенсификации притока, включающие в себя и системы с множеством этапов интенсификации притока, и системы с одним этапом интенсификации притока.
В общем, скважины 104а-104с добывают углеводороды через систему трубопроводов 228а-228с, которые соединяют между собой соответствующие нефтепромысловые фонтанные елки 106а-106с и манифольды 230а-230с обратного притока из скважин. Система трубопроводов 228а-228с может включать в себя линии трубопроводов высокого давления, применяемые для промыслов. Манифольды 230а-230с обратного притока из скважин могут также соединяться с одним или больше трубопроводами 234а-234с, 236а-236с и 238а-238с соответственно. Эти трубопроводы 234а-234с, 236а-236с и 238а-238с могут соединяться с емкостями обратного притока из скважин, блоками испытания притока, трубопроводами товарной продукции, резервуарными парками, установками сепарации и подготовки нефти/воды/газа или другими подобными устройствами. Таким образом, углеводороды из скважин 104а-104с обычно протекают через манифольды 230а-230с обратного притока из скважин для дополнительной подготовки или сдачи.
Для обеспечения обработки пласта для интенсификации притока система со своевременной перфорацией может включать в себя систему 202 закачки жидкости для воздействия на пласт и систему 204 хранения жидкости для воздействия на пласт. Система 202 закачки жидкости для воздействия на пласт соединяется с системой 204 хранения жидкости для воздействия на пласт системой 203 трубопроводов, которая может быть стальными трубопроводами высокого давления или шлангами низкого давления, в зависимости от конкретных особенностей применения. Система 204 хранения жидкости для воздействия на пласт представляет собой сосуд, который содержит достаточный объем жидкости для планируемых обработок пласта для интенсификации притока. Отмечается, что система 204 хранения жидкости для воздействия на пласт может включать в себя емкости, размещенные на наземной площадке 102 и/или пруд, озеро, реку или сооружение для хранения воды, расположенные поблизости от наземной площадки 102.
Для соединения системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт с фонтанными елками 106а-106с применяется манифольд 206 системы закачки. Манифольд 206 системы закачки может включать в себя различные составляющие элементы, применяемые для управления доступом к скважинам 104а-104с от системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Например, манифольд 206 системы закачки может включать в себя набор 208 труб для соединения каждой из фонтанных елок 106а-106с с системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Для управления путями притока через трубы 208 основная задвижка 210 манифольда и регулирующая задвижка 212 манифольда могут размещаться рядом с системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт, в то время как первая скважинная задвижка 214 манифольда, вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут соответственно размещаться рядом с каждой из фонтанных елок 106а-106с. Каждая из фонтанных елок 106а-106с может соединяться с первой скважинной задвижкой 214 манифольда, второй скважинной задвижкой 216 манифольда и третьей скважинной задвижкой 218 манифольда соответственно, или применять другие устройства, чтобы соединяться с фонтанными елками 106а-106с. Задвижки 210, 214, 216 и 218 могут быть задвижками любого типа, включая те, которые стандартно применяются в нефтепромысловой практике, такими как шиберные задвижки или шаровые задвижки, в то время как регулирующая задвижка 212 манифольда может быть выполнена с возможностью пропускать поток текучей среды от системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт, но чтобы предотвращать обратный приток текучих сред в систему 202 для воздействия на пласт. Эти задвижки 210, 214, 216 и 218 могут приводиться в действие или устанавливаться в полностью открытое или полностью закрытое положение для обеспечения гидравлической изоляции между отдельными скважинами 104а-104с и системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Хотя полезно уплотнить задвижки 210, 212, 214, 216, 218 в «вакуумплотном» положении, в некоторых случаях практического применения может быть приемлемым проводить работы с неплотными гидравлическими уплотнениями. Вдобавок, манифольд
- 6 012893
206 системы закачки может включать в себя плотномер 220, манометр 222 инжектор 224 уплотняющих шариков и/или расходомер 226, которые могут соединяться с системой 208 трубопроводов рядом с основной задвижкой 210 манифольда. Однако следует понимать, что особая конфигурация составляющих элементов, описанная для манифольда 206 системы закачки, дается для примера, и могут применяться другие конфигурации и размещение составляющих элементов для выполнения дополнительных функций.
Соединением задвижек 210, 212, 214, 216, 218 могут создаваться пути притока через манифольд 206 системы закачки. Поскольку первая скважинная задвижка 214 манифольда, вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут быть установлены в открытое или закрытое положение, текучая среда для воздействия на пласт может закачиваться в одну или несколько скважин 104а-104с, в то время как другие скважины 104а-104с могут быть изолированы с помощью по меньшей мере одной из задвижек 214-218 от системы 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Для повышения надежности может быть предпочтительным, чтобы две задвижки из задвижек 214218 и задвижка (не показана) на фонтанной елке 106а-106с закрывались во время любой изоляции от других скважин. Вдобавок, также может быть предпочтительным, чтобы по меньшей мере одна или несколько задвижек устанавливались на фонтанных елках 106а-106с и эти задвижки маркировались во время операций по интенсификации притока.
Дополнительно, иное оборудование также может применяться на наземной площадке 102. Например, может применяться первый кран 240 и второй кран 242 для подвешивания оборудования интенсификации притока, такое как система лубрикатора со своевременной перфорацией. Эти краны 240 и 242 могут размещаться неподвижно с доступом к любой из скважин 104а-104с или могут быть подвижными, чтобы обеспечить доступ к любой из скважин 104а-104с. Также может использоваться первый подъемник 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле и второй подъемник 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле для развертывания и приведения в действие перфорационного инструмента 248, такого, как перфораторы и инструменты 250 для установки пакеров, которые могут включать в себя пакеры, в скважинах 104а-104с. Вдобавок, установка с гибкой насосно-компрессорной трубой и/или буровая установка 252 капитального ремонта скважин могут применяться для удаления пакеров и установки эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в скважинах. Использование оборудования интенсификации притока дополнительно объясняется ниже на фиг. 3.
Фиг. 3 является примером схемы 300 последовательности операций, которые могут выполняться на скважинах 104а-104с, размещенных на наземной площадке 102 фиг. 1, согласно аспектам настоящих технологий. Эта схема последовательности операций, снабженная, может быть лучше понята при совместном рассмотрении с фиг. 1 и 2. По этой схеме 300 последовательности операций различные операции могут выполняться на скважинах 104а-104п параллельно или, по существу, одновременно для сокращения стоимости и затрат времени, связанных с интенсификацией притока из скважин. Для примера, эти операции могут быть конкретными для операций интенсификации притока со своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом, которые могут включать в себя оборудование, описанное на фиг. 2. Однако следует опять отметить, что другие технологии интенсификации притока или другие операции могут выполняться при настоящей технологии.
Схема последовательности операций начинается со стадии 302. На стадии 304 бурятся скважинах 104а-104с на наземной площадке 102. Буровые работы могут включать в себя установку эксплуатационной обсадной колонны и цементирование обсадной колонны в стволе скважины 108а-108с. Буровые работы могут также включать в себя установку фонтанных елок 106а-106с. Затем могут идентифицироваться зоны добычи, которые подлежат обработке для интенсификации притока в пределах интервала заканчивания, как показано на стадии 306. Идентификация продуктивных зон может проводиться с использованием каротажных диаграмм открытого ствола и/или обсаженного ствола, чтобы идентифицировать зоны, которые включают в себя углеводороды.
После того как идентифицированы продуктивные зоны, могут выполняться операции по интенсификации притока на стадиях 308-318. Для начала, следует отметить, что эти операции по интенсификации притока могут включать в себя различные действия, такие как операции по закачке, операции с помощью инструмента, спускаемого на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и другие операции логистической координации. Операции по закачке могут включать в себя закачку с высоким давлением; срабатывание шарика и создание давления; смягчение негативного воздействия выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва, манипулирование задвижками манифольда закачки, задвижками фонтанной елки устья скважины и/или задвижками обратного притока. Операции с помощью инструмента, спускаемого на каротажном кабеле могут включать в себя осуществление беспроводной и проводной радиосвязи, снаряжение перфораторов и инструмента установки пакеров, подъем и разборку перфораторов и инструмента установки пакеров, спуск каротажных кабелей в ствол скважины и подъем из ствола скважины, вытягивание каротажного кабеля, чтобы освободить прихваченные инструменты, установку и извлечение перфораторов, подъем и спуск подъемников с персоналом, для доступа к оборудованию, находящемуся вне наземной площадки 102. Операции обратного притока из скважин могут включать в себя получение обратного притока из скважины, манипулирование задвижка
- 7 012893 ми штуцерного манифольда, добычу газа в трубопровод добываемой продукции, и/или сброс газа в атмосферу, и сжигание на факеле. Операции логистической координации могут включать в себя закачку и фильтрацию воды рециркуляции, доставку расклинивающего агента, доставку химреагентов, доставку воды и/или осуществление связи с бригадами по сотовому телефону или радиосвязи.
Вдобавок, другие операции, связанные с бурением, заканчиванием и добычей могут выполняться на другой или второй скважине. Например, другие операции могут включать в себя бурение другой скважины, установку насосно-компрессорной трубы в другую скважину, установку пакера в другую скважину, очистку другой скважины, удаление пробки в другой скважине, установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в другой скважине, удаление насосно-компрессорной трубы из другой скважины; перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материалов на наземную площадку; закачку текучей среды в другую скважину, манипулирование задвижками, выполнение операций с гибкой насосно-компрессорной трубой в другой скважине, выполнение каротажных операций в другой скважине, добычу углеводородов из другой скважины, доставку оборудования или материалов на наземную площадку и/или удаление оборудования или материалов с наземной площадки.
Соответственно, на стадии 308 наземная площадка 102 подготовлена к операциям по интенсификации притока. Подготовка может включать в себя соединение системы 228а-228с трубопроводов, задвижек 230а-230с манифольда и сборных трубопроводов 234а-234с и 236а-236с и 238а-238с между собой и соединение манифольда 206 системы закачки с фонтанными елками 106а и 106с и системой 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Манифольд 206 системы закачки может соединяться с любым числом скважин с подходящими задвижками, расходомерами и устройствами управления притоком. Когда оборудование на месте, манифольд 206 системы закачки может быть отрегулирован для подготовки конкретной скважины к обработке для интенсификации притока, в то время как другие скважины изолированы для обработки пласта для интенсификации притока, как показано на стадии 310. Как пример, для обеспечения обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине 104а основная задвижка 210 манифольда и первая скважинная задвижка 214 манифольда должны быть установлены в открытое положение, в то время как вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут быть поставлены в закрытое положение для изоляции второй и третьей скважины 104Ь и 104с.
После того как манифольд 206 системы закачки отрегулирован, обработка пласта для интенсификации притока может осуществляться в одной из скважин, как показано на стадии 312. Одновременно с обработкой пласта для интенсификации притока в одной из скважин, другая скважина может подготавливаться к обработке пласта для интенсификации притока, как показано на стадии 314, в то время как другие операции могут выполняться в остающихся скважинах, как показано на стадии 316. Подготовка может включать в себя использование крана 240 и подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле, чтобы устанавливать и спускать инструменты 248 перфорации и инструменты 250 установки пакера в другую скважину, выполнение операций обратного притока из скважин, проведение других операций на каротажном кабеле, закачку текучих сред или материалов и проведение операций по удалению пакера и/или других операций, как дополнительно рассматривается ниже. При подготовке другой скважины параллельно с интенсификацией притока первой скважины другая скважина может быть готова к обработке для интенсификации притока, когда обработка для интенсификации притока на первой скважине завершена. Таким образом, выполнение одновременных операций, проводимых на других скважинах может сократить время «исключающее закачку» между первой обработкой пласта для интенсификации притока первой скважины и второй обработкой пласта для интенсификации притока другой скважины и сократить время и стоимость операции по интенсификации притока.
После того, как первая обработка пласта для интенсификации притока завершена, выполняется анализ, завершены ли запланированные обработки пласта для интенсификации притока в скважинах, как показано на стадии 318. Если запланированные обработки пласта для интенсификации притока в скважинах не завершены, тогда манифольд 206 системы закачки может регулироваться для подготовки к следующей скважине. То есть, задвижки в манифольде 206 системы закачки ставятся в надлежащие открытые и закрытые положения, чтобы обеспечить закачку текучей среды для воздействия на пласт в другую скважину, которой надлежит получить вторую обработку пласта для интенсификации притока. Опять параллельные, или одновременные операции, такие как спуск в скважину на каротажном кабеле инструментов 248 своевременной перфорации и инструментов 250 установки пакера и/или операции обратного притока из скважин могут быть выполнены, если надлежит провести третью обработку пласта для интенсификации притока. Эти одновременные операции проводятся для подготовки других скважин для обработки пласта для интенсификации притока с сокращенным временем, исключающим закачку между каждой обработкой пласта для интенсификации притока. Выше упомянутый процесс последовательного манипулирования задвижками манифольда системы закачки, как показано на стадии 310, и обработок пласта для интенсификации притока в скважинах, с одновременным проведением операций по подготовке других скважин к дополнительной обработке пласта для интенсификации притока может повторяться, пока каждая из запланированных обработок пласта для интенсификации притока не будет завершена.
- 8 012893
Если запланированные обработки пласта для интенсификации притока скважин завершены, оборудование, связанное с обработкой пласта для интенсификации притока, может быть демонтировано и перемещено с наземной площадки 102, как показано на стадии 320. Затем на наземной площадке 102 может быть размещена буровая установка капитального ремонта или установка 252 с гибкой насоснокомпрессорной трубой, чтобы разбурить пакеры и спустить эксплуатационную насосно-компрессорную трубу в каждую скважину, как показано на стадии 322. С установленной эксплуатационной насоснокомпрессорной трубой скважины могут применяться для добычи углеводородов, как показано на стадии 324. Соответственно процесс заканчивается на стадии 326.
Настоящая технология эффективно сокращает время, связанное с интенсификацией притока многочисленных скважин на наземной площадке выполнением параллельных операций на двух или более скважинах. Также с помощью экономии времени настоящая технология сокращает стоимость выполнения интенсификации притока этих скважин. Дополнительно, использование манифольда системы закачки сокращает или исключает возможные риски для безопасности и дополнительные потери времени, связанные с монтажом/демонтажом линий трубопроводов высокого давления от системы закачки текучей среды для воздействия на пласт к отдельным скважинам, что может происходить много раз в течение многих дней с использованием обычных способов. Особым примером настоящей технологии является процесс, описанный ниже и с большими подробностями на фиг. 4-6.
Фиг. 4-6 являются частичным изображением скважин 104а-104с, которые используются, чтобы выполнять параллельные операции интенсификации притока согласно технологическому процессу фиг. 3 согласно некоторых аспектов настоящей технологии. Частичные виды на фиг. 4-6, которые имеют ссылочные позиции 400, 500 и 600, соответственно, могут быть лучше поняты при параллельном рассмотрении фиг. 1 и 2. На этих видах 400, 500, 600 три скважины 104а-104с наземной площадки 102 показаны с параллельным, или, по существу, одновременным выполнением разных операций на каждой из скважин 104а-104с.
Для примера, операции, выполняемые на фиг. 4-6, могут быть конкретными операциями для интенсификации притока своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов, которая может относиться к обработке пласта для интенсификации притока или к обработке гидроразрывом. Соответственно, каждый этап своевременной перфорации и гидроразрыва включает в себя разные подэтапы. Эти подэтапы следующие:
(а) 5000 галлонов 5% водного раствора хлорида калия;
(б) 2000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 1 фунт на галлон;
(в) 3000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 2 фунта на галлон;
(г) 10000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 3 фунта на галлон;
(д) 3000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе с содержанием расклинивающего агента 4 фунта на галлон, так что 50000 фунтов расклинивающего агента и 23 галлонов (примерно 547 баррелей) жидкости для воздействия на пласт используются на каждом этапе своевременной перформации и гидроразрыве.
Затем выполняется закачка со средней интенсивностью 20 баррелей/мин. В результате, время закачки для каждого этапа может занять приблизительно 2 ч и 15 мин для каждой скважины. Следующие частичные виды 400, 500 и 600 описываются более подробно для каждой из фиг. 4-6 ниже.
Сначала, как показано на фиг. 4, первая скважина 104а может обрабатываться для интенсификации притока с использованием своевременной перформации и гидроразрыва. Следует отметить, что для этой обработки для интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и первая скважинная задвижка 214 манифольда находятся в открытом положении в то время, как вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока к первой скважине. Также, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 402, который может быть одним из перфорационных инструментов 248, подвешен на кабеле 403 в стволе 108а скважины с использованием первого крана 240. Этот перфоратор 402 приводится в действие и управляется от первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. В первой скважине 104а гидроразрыв 404 с расклинивающим агентом размещен в области 110а подземного пласта 112. Текучая среда для воздействия на пласт закачивается вниз по стволу 108а скважины для создания гидроразрыва 406 расклинивающим агентом.
Параллельно могут выполняться подготовительные операции во второй скважине 104Ь. Во второй скважине 104Ь развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 408, который может другим перфорационным инструментом 248, и система 410 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 409 гидроразрыва, который является одним из инструментов 250 установки пакера, может развертываться на каротажном кабеле 411 внизу второго ствола 108Ь с помощью второго крана 242 и второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Вторая скважина 104Ь могла иметь предыдущую обработку для интенсификации притока, результатом чего стали гидроразрывы 412, 414,
- 9 012893
416, 418, 420 с расклинивающим агентом в области 110Ь подземного пласта 112. Поскольку эти гидроразрывы 412, 414, 416, 418, 420 были ранее созданы в подземном пласте 112, операции во второй скважине 104Ь могут состоять в размещении композитного пакера 409 гидроразрыва в стволе 108Ь скважины над гидроразрывами 412, 414, 416, 418, 420.
Вдобавок к параллельным операциям, которые выполняются во второй скважине 104Ь, другие операции могут также выполняться в третьей скважине 104с. Например, в третьей скважине 104с гидроразрывы 422, 424, 426, 428, 430 с использованием расклинивающего агента могли быть ранее созданы в области 110с подземного пласта 112. Поскольку эти гидроразрывы 422, 424, 426, 428, 430 были ранее созданы, могут быть выполнены операции обратного притока из скважин для закрытия гидроразрывов 422, 424, 426, 428, 430 и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованной для создания гидроразрывов 422, 424, 426, 428, 430 и добычи углеводородов в трубопровод добываемой продукции.
На фиг. 5 показаны скважины 104а-104с после завершения операций, указанных на фиг. 4. Как показано на частичном виде 500, гидроразрывы 404, 406, 502, 504, 506 были созданы с проведением своевременной перфорации в пять этапов на фиг. 4.
Однако на фиг. 5 скважина 104а работает обратным притоком после создания гидроразрывов 404, 406, 502, 504, 506 на площади 110а подземного пласта 112 для закрытия гидроразрывов 404, 406, 502, 504, 506 и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованный для создания гидроразрывов 404, 406, 502, 504, 506 и добычи углеводородов в трубопровод продукции.
Параллельно во второй скважине 104Ь может осуществляться своевременная перфорация с гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов. Следует отметить, что для этой операции интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и вторая скважинная задвижка 216 манифольда находятся в открытом положении, в то время как первая скважинная задвижка 214 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока второй скважины. Как обсуждалось со ссылкой на фиг. 4, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 408 и система 410 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на кабеле 411 в стволе 108Ь скважины с использованием второго крана 242, которые также приводятся в действие и управляются со второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Однако на этом виде композитный пакер 409 установлен над гидроразрывом 420 с расклинивающим агентом. Когда композитный пакер 409 установлен, осуществляется своевременная перфорация с гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов с закачкой текучей среды воздействия на пласт вниз по стволу 108Ь скважины для создания гидроразрыва 510 с расклинивающим агентом.
Другая параллельная операция также проводится в третьей скважине 104с. В этой скважине завершена операция обратного притока из скважины, и скважина 104с закрыта. Соответственно для подготовки к следующей обработке пласта для интенсификации притока, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 512, который является одним из перфорационных инструментов 248, и система 514 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 516, который является одним из инструментов 250 установки пакера, развертываются внизу ствола 108с скважины. Перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 403 в стволе 108с скважины с использованием первого крана 240, приводятся в действие и управляются от первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва могут затем использоваться для обработки для интенсификации притока своевременной перфорацией и созданием дополнительного гидроразрыва с расклинивающим агентом над гидроразрывом 430 с расклинивающим агентом.
Фиг. 6 показывает скважины 104а-104с после завершения выполнения операций, показанных на фиг. 5. Как показано на частичном виде 600, операция обратного притока из скважины завершена, и первая скважина 104а остановлена. На этом виде развернутый на каротажном кабеле перфоратор 601, который является одним из перфорационных инструментов 248, и система 602 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 603 гидроразрыва, который является одним из инструментов 250 установки пакера, развертываются внизу ствола 108а скважины. Перфоратор 601 и система 602 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 411 в стволе 108а скважины с использованием второго крана 242, приводятся в действие и управляются со второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Система 602 установки пакера гидроразрыва может применяться для установки композитного пакера 603 гидроразрыва, в то время как перфоратор 601 может применяться в следующей обработке из пяти этапов, чтобы создать разрыв расклинивающим агентом над разрывами 506 расклинивающим агентом во время следующей обработки для интенсификации притока.
Параллельно завершаются обработки для интенсификации притока во второй скважине 104Ь, и разрывы 510, 604, 606, 608, 610 расклинивающим агентом уже созданы в области 110Ь подземного пласта 112. Соответственно, вторая скважина 104Ь работает обратным притоком после создания разрывов 510, 604, 606, 608, 610 с расклинивающим агентом для закрытия разрывов и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованной для создания разрывов и добычи углеводородов в трубопроводы продукции.
Также в другой параллельной операции композитный пакер 516 гидроразрыва установлен в третьей
- 10 012893 скважине 104с в процесс обработки из пяти этапов создания гидроразрывов 614 и 616 с: расклинивающим агентом. Следует заметить, что для этой обработки для интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в открытом положении, в то время, как первая скважинная задвижка 214 манифольда и вторая скважинная задвижка 216 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока текучей среды в третью скважину. Как указывалось для фиг. 5, развернутые на каротажном кабеле перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 403 в стволе 108с скважины с использованием первого крана 240, которые также приводятся в действие и управляются с первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. На этом изображении композитный пакер 516 гидроразрыва установлен над гидроразрывом 430 с расклинивающим агентом. С установкой этого композитного пакера 516 гидроразрыва выполняется своевременная перфорация и гидроразрыв с расклинивающим агентом для создания гидроразрывов 614 и 616 с помощью закачки текучей среды для воздействия на пласт вниз по стволу 108с скважины.
В этом варианте выполнения преимуществом является то, что параллельные операции улучшают процесс обработки для интенсификации притока. Например, если скорость спуска каротажного кабеля составляет приблизительно 150-300 футов/мин для предполагаемой глубины скважины приблизительно 12000 футов, то время как для осуществления в общей сложности пятнадцати обработок гидроразрыва расклинивающим агентом составит приблизительно десять часов. Соответственно, каждая скважина, подвергаемая обработке для интенсификации притока, может работать обратным притоком в ночное время в течение нескольких часов извлечения текучей среды для воздействия на пласт и на трубопровод продукции. Таким образом, обработки для интенсификации притока для множества скважин могут выполняться эффективно, что снижает затраты времени и стоимость.
Для дополнительного пояснения преимуществ настоящих технологий описывается другой вариант. В этом варианте девять скважин могут быть пробурены на одной наземной площадке площадью приблизительно шесть акров. Эти скважины могут нацеливаться на объекты добычи газа в коллекторе, такие как песчаные горизонты внутри подземного пласта, и рассчитываются на дренирование площади приблизительно 20 акров. Для этих скважин глубины могут находиться в диапазоне приблизительно от 12000 до 15000 футов с боковыми отходами относительно наземной площадки приблизительно от 1400 футов до 2000 футов. Размер и расположение наземной площадки могут задаваться характеристиками геологии и коллектора, правительственными постановлениями, топографией поверхности и рельефом и соображениями требований экологии или нормативными требованиями, которые идентифицируются в процессе выбора/размещения площадки. Характерными признаками подземного пласта могут быть запасы газа во множестве (т.е. 20+-40+) низкопроницаемых («плотных») газонасыщенных песчаников ограниченного площадного распространения, распределенных по большой вертикальной секции интервала толщиной приблизительно 4000-6000 футов. Соответственно, каждая скважина включает в себя до сорока и более объектов или зон в коллекторе.
Для получения доступа к этим продуктивным зонам скважины обрабатываются для интенсификации притока с использованием своевременной перфорации и гидроразрыва, причем на каждой из пяти этапов устанавливается пакер. Операция установки пакера на каротажном кабеле может продолжаться от двух до четырех часов в зависимости от глубины скважины, скорости и времени спуска и времени монтажа/демонтажа буровой установки, и может быть завершена, пока на другой скважине проводятся операции обработки пласта для интенсификации притока. Операции обработки пласта для интенсификации притока для пяти зон могут быть завершены приблизительно за 3 ч. Соответственно, обработка пласта может быть выполнена в пятнадцати-двадцати зонах за каждый рабочий день, что в результате дает приблизительно два или три рабочих дня для завершения операций обработки для интенсификации притока сорока зон. Таким образом, параллельным выполнением операций обработки для интенсификации притока, итоговые приблизительно один или два рабочих дня, связанных с временем «исключающим закачку» могут быть сэкономлены на каждой скважине во время обработок для интенсификации притока.
Вдобавок, следует отметить, что эти операции обработки пласта для интенсификации притока могут включать в себя различные действия. Например, как отмечено выше, операции обработки для интенсификации притока могут включать в себя операции закачки, операции на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и операции логистической координации. Поскольку эти операции обработки пласта для интенсификации притока могут выполняться параллельно или одновременно на разных скважинах на одной наземной площадке, может присутствовать несколько рисков, связанных с разными операциями. Соответственно, некоторые операции обработки для интенсификации притока могут выполняться параллельно для уменьшения риска и поддержания операционной целостности одновременных операций.
Для начала, при выполнении параллельных операций обработки пласта для интенсификации притока могут выполняться операции закачки, операции на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и операции логистической координации в разных сочетаниях на разных скважинах с некоторыми процедурами контроля. Процедуры контроля могут включать в себя использование лица, ответственного за некоторые операции, световую или звуковую тревожную сигнализацию, получение разреше
- 11 012893 ния супервайзера на некоторые операции, осуществление связи между персоналом, установку меток и маркирование положений задвижек, следование процедурам блокировки и опломбирования и другие аналогичные процессы. Например, когда выполняются операции обработки пласта для интенсификации притока на первой скважине, на второй скважине могут выполняться такие операции, как доставка расклинивающего агента, доставка химреагентов и/или воды на отведенных для этого площадях и с использованием ответственного лица, что рассматривается ниже. Другой пример, разрешение супервайзера может быть получено перед сбросом газа в атмосферу, когда операции на другой скважине включают в. себя закачку высокого давления, манипулирование задвижками манифольда/гидроразрыва и газа в операциях подачи на трубопровод товарной продукции. Дополнительно, когда операции на первой скважине включают в себя создание высокого давления, операции на второй скважине такие, как снаряжение перфоратора или установки инструмента или подъема или разборки перфоратора или инструмента установки, может применяться освещение и сообщения по громкоговорящей связи. Наконец могут предпочесть не проводить некоторые операции параллельно. Например, если операции на первой скважине включают в себя создание высокого давления или шарикового уплотнения, манипулирование скважинными задвижками манифольда и задвижками фонтанной елки устьевого оборудования скважины не следует выполнять параллельно. Также, если операции на первой скважине включают в себя осуществление сотовой связи и радиосвязи, эти операции не следует проводить параллельно со снаряжением перфораторов и установочного инструмента.
Другой способ снижения риска может включать в себя назначение персонала для руководства операциями, например, если кран, такой как краны 240 и 242 фиг. 2, используется, как часть операций для интенсификации притока, может быть предпочтительным, чтобы персонал, работающий с краном, включал в себя предварительно назначенное ответственное лицо, чтобы помогать крановым операциям. Дополнительно, кран может размещаться так, чтобы уменьшить возможность столкновения с другим оборудованием на наземной площадке. Также на основании возможностей гидравлически нагруженных линий связанных с закачкой и обратным притоком из скважин, может быть предпочтительным, что один человек из персонала, связанного с системой обработки пласта для интенсификации притока, управляет положением задвижек закачки для интенсификации притока и положением задвижек обратного притока из скважин, когда выполняются параллельные операции.
В другом варианте осуществления изобретения может быть предпочтительным включить в него оборудование контроля на наземной площадке 102 фиг. 2, которое может обнаруживать газы, такие как углеводородные газы. Например, наземная площадка 102 и/или персонал могут обеспечиваться портативными детекторами нижнего предела взрывоопасной концентрации. Соответственно, во время операций обратного притока указанные детекторы могут постоянно контролировать наземную площадку 102 на предмет присутствия опасных уровней концентрации газа. Если регистрируются опасные уровни концентрации газа, операции обратного притока из скважин могут быть прекращены и могут быть выполнены надлежащие действия, чтобы разрешить любые проблемы оборудования. Также может быть предпочтительным установить указатели направления ветра в различных точках и высотах на наземной площадке 102 для определения направления ветра.
Дополнительно, в другом альтернативном варианте осуществления изобретения может быть эффективным иметь автоматизированные устройства, такие как устройства на основе компьютерного процессора, которые применяются для операций для интенсификации притока. Например, система 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт может быть автоматизированной и управляться устройством на основе компьютерного процессора, таким как компьютерная система. С компьютерной системой, графики обработки для интенсификации притока для каждой индивидуальной обработки пласта для интенсификации притока могут быть заранее введены в компьютерную систему. Манифольд 206 системы закачки также может включать в себя устройство на основе процессора, такое как компьютерная система. Компьютерная система манифольда 206 системы закачки может включать в себя механизмы регулирования задвижек 210, 214, 216 и 218 между открытыми и закрытыми положениями и осуществлять связь с различными измерительными устройствами 220, 222 и 226 и инжектором 224 уплотняющих шариков. Фактически, компьютерные системы для системы 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт и манифольда 206 системы закачки могут быть выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом для управления обработкой пласта для интенсификации притока для множества скважин 104а-104с.
В третьем альтернативном варианте осуществления изобретения назначение конктретных площадей для некоторых операций для работы со связанными инструментами и оборудованием может выполняться между ступенями 306 и 318 фиг. 3. То есть процесс может включать в себя назначение разных площадей, таких, как площадь закачки высокого давления, площади каротажного кабеля/крана и площади обратного притока из скважин на наземной площадке 102 фиг. 2 для предотвращения входа постороннего персонала в запрещенные зоны. Назначение рабочих зон может включать в себя создание подробных чертежей системы трубопроводов, задвижек и устройств управления/измерения притока для операций в каждой площади проведения работ и в скважинах. Например, если используются краны 240 и 242 и подъемники 244 и 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле фиг. 2, может быть предпочтительным, что назначенная площадь спуска на каротажном кабеле/кранов была расположена вокруг каждого из
- 12 012893 кранов 240 и 242. Также предпочтительно, чтобы оборудование для интенсификации притока, такое как система 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт, система 204 хранения текучей среды для воздействия на пласт и манифольд 206 системы заканчивания (фиг. 2) располагались на наземной площадке 102 с проходами или путями вокруг наружного периметра площади создания высокого давления для обеспечения доступа для перегрузки материалов и снабжения для интенсификации притока. Дополнительно предпочтительно, чтобы система трубопроводов и задвижек идентифицировалась с использованием разной уникальной цветной маркировки или разных этикеток для каждой из скважин, обеспечивая визуальное наблюдение и определение путей притока и точек привязки оборудования.
Также в четвертом альтернативном варианте осуществления изобретения может быть предпочтительным осуществление связи между стадиями 306 и 318, фиг. 3. Например, при исполнении одновременных операций на каротажном кабеле, если используются перфораторы выборочного отстрела, может быть предпочтительным, чтобы использовались устройства беспроводной связи, такие как радио и другие сотовые устройства выключались и/или хранились на центральной площадке, когда перфоратор снаряжается и помещается в ствол скважины или извлекается из ствола скважины. Альтернативно, может быть предпочтительным использование проводной радиосвязи и устройств связи, как основных устройств связи с беспроводными устройствами связи, применяемыми только как резервное оборудование. Дополнительно, тревожная сигнализация проблескового света и/или система громкоговорящей связи может использоваться, чтобы обеспечить индикацию положения со снаряжением перфораторов и глубины спуска перфораторов в процессе проведения операций.
Следует отметить, что манифольд 206 системы закачки (фиг. 2) может не включать в себя каждый из составляющих элементов, описанных выше. Действительно, в альтернативных вариантах осуществления изобретения дополнительные измерительные приборы, приборы управления притоком, отверстия закачки и удаления текучей среды могут включаться в состав манифольда 206 системы закачки и/или вверху или внизу по потоку от манифольда 206 системы закачки.
Дополнительно к этому следует отметить, что на количество скважин и геометрию наземной площадки могут влиять несколько факторов, чтобы отвечать требованиям правил и другим факторам. Соответственно, скважины могут иметь вертикальную, наклонно-направленную, 8-образную и/или горизонтальную траекторию. Например, эти траектории могут быть нацелены на множество объектов, содержащих углеводороды, которые бурятся, обрабатываются для интенсификации притока и заканчиваются с площадью дренирования на скважину 5/8 акра в нефтяных месторождениях с низкой проницаемостью; с площадью дренирования на скважину приблизительно 10-40 акров в плотных газовых месторождениях; и с приблизительно 40 акровыми, 80 акровыми и/или 160 акровыми площадями дренирования на скважину, связанную с процессами уплотняющего бурения. Скважины могут заканчиваться с обсадной колонной или открытым стволом. Вдобавок, настоящие технологии могут включать в себя единственную уникальную наземную область (т.е. площадку) или две или больше наземных площадок достаточно близкого расположения для выполнения бурения, интенсификации притока и добычи. Возможное использование скважин двух или больше наземных площадок может задаваться на основании географических условий, путей снабжения материалами и/или общей инфраструктуры месторождения, особых операционных требований и/или соображений экономики.
Как отмечалось выше, настоящие технологии могут также использоваться для обработок пласта для интенсификации притока, включающих гидроразрыв и кислотную обработку в добывающих или нагнетательных скважинах. Гидроразрыв может включать в себя закачку текучих сред в пласт при высоком давлении и производительности, которые раскалывают породу коллектора и гранулированный расклинивающий материал, такой как песок, керамическая дробь или другие материалы, которые закачиваются, чтобы держать трещину(трещины) открытой. Увеличенная продуктивность коллектора или приемистость является результатом пути притока, остающимся между гранулами расклинивающего агента в разрыве (разрывах). В химической обработке для интенсификации притока, такой как структурные кислотные обработки или кислотные обработки гидроразрыва, приток улучшается растворением материалов в пласте или другим изменением свойств пласта.
Более того, настоящие технологии могут использоваться для обработок пласта для интенсификации притока, включающих в себя многочисленные этапы, или обработок в один этап. Многоэтапные обработки для интенсификации притока могут включать в себя способы обработки своевременной перформации или гидроразрыва с гибкой насосно-компрессорной трубой, которые рассмотрены выше. Вдобавок многоэтапные обработки для интенсификации притока могут включать в себя другие многоэтапные обработки, такие как обработки для интенсификации притока, раскрытые в патентах США 5890536 и 6186230, которые включены в настоящее описание путем ссылки. Также другие способы, применяемые в операциях с нефтью и газом, такие как многоэтапные обработки «ограниченного входа» с отклонением, с кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, многоэтапные обработки с уплотняющими шариками, модифицированные многоэтапные обработки ограниченного входа, обработки с наведением напряжений с отклонением или множество одноэтапных обработок, разделенных пакерами, или любое сочетание обработок может также применяться с настоящей технологией.
Наземная площадка такая, как наземная площадка 102, может включать в себя две или более систе
- 13 012893 мы закачки текучей среды для воздействия на пласт. Например, наземная площадка может включать в себя две системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, которые являются системами 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Такая конфигурация наземной площадки может также включать в себя две системы 204 хранения для интенсификации притока, два манифольда 206 системы закачки и связанную с ними систему трубопроводов. Каждая из систем хранения для интенсификации притока, манифольдов системы закачки и связанной с ними системы трубопроводов может быть связана с двумя разными группами или наборами скважин. Таким образом, две скважины могут обрабатываться для интенсификации притока параллельно или одновременно. То есть одна скважина, связанная с каждой из систем закачки текучей среды для воздействия на пласт, может получать обработки пласта для интенсификации притока, в то время как другие скважины из групп скважин могут готовиться к обработкам пласта для интенсификации притока.
Хотя настоящие технологии изобретения могут быть подвержены разнообразным модификациям и альтернативным формам, пример варианта осуществления изобретения, описанный выше, показывается в виде примера. Вместе с тем, следует опять понимать, что изобретение не ограничивается вариантами осуществления изобретения, раскрытыми в этом описании. На самом деле, настоящим технологиям изобретения надлежит покрывать все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под сущность и объем изобретения, как это определяется следующей прилагаемой формулой изобретения.
Claims (43)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии:соединение множества скважин с системой первой закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы;проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине из множества скважин и подготовка второй скважины из множества скважин для второй обработки пласта для интенсификации притока, осуществляемая одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.
- 2. Способ по п.1, включающий регулирование манифольда системы закачки для создания первого пути притока от системы закачки текучей среды к первой скважине, содержит задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для создания пути притока к первой скважине и задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для изоляции первой обработки пласта для интенсификации притока от входа во вторую скважину.
- 3. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы закачки текучей среды для создания второго пути притока от указанной системы ко второй скважине при изоляции первой скважины от второй скважины и системы закачки текучей среды.
- 4. Способ по п.3, который дополнительно содержит осуществление второй обработки пласта для интенсификации притока во вторую скважину при выполнении по меньшей мере одной операции на первой скважине, отличающейся от обработки пласта для интенсификации притока.
- 5. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы первой закачки текучей среды для создания первого пути притока от указанной системы к первой скважине из множества скважин, изоляцию второй скважины из множества скважин от указанной системы, первого пути притока и первой скважины до проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине, при этом указанные регулировка, изоляция, нагнетание и подготовка повторяются по меньшей мере на одной дополнительной скважине из множества скважин, и добычу углеводородов по меньшей мере из одной из скважин.
- 6. Способ по п.1, который дополнительно содержит соединение третьей скважины и четвертой скважины с системой второй закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы, регулировку манифольда системы первой закачки для проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и изоляции второй скважины для других операций, регулировку манифольда системы второй закачки для проведения второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине и изоляции четвертой скважины, проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.
- 7. Способ по п.6, который дополнительно содержит подготовку второй скважины к третьей обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовку четвертой скважины к четвертой обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением второй обработки пласта для интенсификации притока.
- 8. Способ по одному из пп.1, 5, 7, в котором подготовка второй скважины содержит помещение во вторую скважину по меньшей мере одного инструмента, выбранного из инструмента для своевременной перфорации, инструмента, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу, перфорирующего ин- 14 012893 струмента ограниченного входа, инструмента с шариковым уплотнением, изолирующего элемента и их комбинации.
- 9. Способ по п.1, в котором текучая среда для первой обработки пласта для стимуляции притока закачивается в первую скважину через первый трубопровод, соединенный с манифольдом системы первой закачки, и подготовка второй скважины содержит одновременную закачку текучей среды для второй обработки пласта для интенсификации притока во второй скважине через второй трубопровод, соединенный с манифольдом системы второй закачки.
- 10. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: гидроразрыв расклинивающим агентом, кислотный гидроразрыв, структурную кислотную обработку или любые их сочетания.
- 11. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: своевременную перфорацию, использование кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, ограниченного входа, шарикового уплотнения, модифицированного ограниченного входа, отклонителя наведенного напряжения или одну или несколько одноэтапных обработок пласта для интенсификации притока, отделенных пакерами, или любые их комбинации.
- 12. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: многозонную своевременную перфорацию, гидроразрыв с расклинивающим агентом для интенсификации притока и их комбинации.
- 13. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором подготовка второй скважины содержит по меньшей мере одну из следующих операций: бурение второй скважины, установку насосно-компрессорной трубы во вторую скважину, установку или удаление изолирующего элемента из второй скважины, обратный приток из второй скважины, очистку второй скважины, удаление насосно-компрессорной трубы из второй скважины, перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материала на наземную площадку, осуществление радиосвязи или связи по сотовому телефону, закачку текучей среды во вторую скважину, манипуляцию задвижками, выполнение операций на каротажном кабеле во второй скважине, выполнение операций с гибкими трубами во второй скважине, установку или извлечение перфораторов во второй скважине, выполнение каротажных операций во второй скважине, добычу углеводородов из второй скважины, сброс газа на наземной площадке, сжигание газа на факеле на наземной площадке, доставку оборудования и материалов на наземную площадку, удаление оборудования и материалов с наземной площадки и их комбинации.
- 14. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит добычу углеводородов из множества скважин.
- 15. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит бурение множества скважин с одной наземной площадки.
- 16. Способ по одному из пп. 1, 5, 6, 9, в котором множество скважин размещено на одной наземной площадке.
- 17. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором множество скважин расположено в непосредственной близости друг от друга на одной или нескольких наземных площадках или платформах.
- 18. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в каждой из множества скважин.
- 19. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит выполнение по меньшей мере одной операции по безопасности одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовкой второй скважины, причем операция по безопасности выполняется для изоляции стадий первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовки второй скважины друг от друга.
- 20. Система для интенсификации притока из скважин, содержащая основную задвижку, связанную с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт, множество скважинных задвижек, каждая из которых связана с одной из множества скважин, и трубопровод, соединяющий основную задвижку с множеством скважинных задвижек.
- 21. Система по п.20, которая дополнительно содержит множество нефтепромысловых фонтанных елок, каждая из которых связана с одной из множества скважин, при этом основная задвижка, множество скважинных задвижек и трубопровод соединены для образования манифольда системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, соединяющего указанную систему закачки с множеством промысловых фонтанных елок.
- 22. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит плотномер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
- 23. Система по п.20 или 21, в которой множество скважинных задвижек содержит по меньшей мере одну из шаровой задвижки, шиберной задвижки и их комбинаций.
- 24. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере одну регулирующую задвижку манифольда, соединенную с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
- 25. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один манометр, со- 15 012893 единенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
- 26. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один расходомер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
- 27. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один инжектор уплотняющих шариков, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.
- 28. Система по п.21, в которой манифольд указанной системы закачки способен обеспечить путь потока из системы закачки по меньшей мере в одну из множества скважин и изолировать по меньшей мере одну невыбранную скважину из множества скважин от системы закачки.
- 29. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано с единственной наземной площадкой.
- 30. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано по меньшей мере с одной наземной площадкой.
- 31. Система по п.20 или 21, дополнительно содержащая систему хранения текучей среды для воздействия на пласт.
- 32. Система по п.20 или 21, в которой по меньшей мере две из множества скважин проходят через углеводородсодержащие пласты.
- 33. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды и манифольд указанной системы способны обеспечить многозонную обработку для интенсификации притока многозонных углеводородсодержащих пластов, через которые проходят по меньшей мере две из множества скважин.
- 34. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы для гидроразрыва с расклинивающим агентом, системы для кислотной обработки и их комбинации.
- 35. Система по п.20 или 21, в которой система для закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы своевременной перфорации, системы с кольцевой гибкой трубой и их комбинации.
- 36. Система по п.21, дополнительно содержащая множество дополнительных фонтанных елок, расположенных по меньшей мере на одной наземной площадке, каждая из которых связана по меньшей мере с одной из множества дополнительных скважин, дополнительную систему закачки текучей среды для интенсификации притока и манифольд указанной системы, соединяющий систему с множеством дополнительных фонтанных елок.
- 37. Система по п.21, дополнительно содержащая систему подачи текучей среды для воздействия на пласт к системе закачки.
- 38. Система по п.37, в которой система подачи текучей среды содержит по меньшей мере одно из следующих устройств: измерительное устройство, устройство для регулирования потока, отверстия для введения текучей среды, отверстия для вывода текучей среды, отверстия для ввода материала, отверстия для вывода материала и их комбинации.
- 39. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки текучей среды ниже по потоку от системы закачки между системой закачки и манифольдом системы закачки.
- 40. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки выше по потоку от системы закачки.
- 41. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.
- 42. Система по п.41, выполненная с возможностью одновременной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.
- 43. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи по меньшей мере двух различных текучих сред для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US70958605P | 2005-08-19 | 2005-08-19 | |
| PCT/US2006/028608 WO2007024383A2 (en) | 2005-08-19 | 2006-07-24 | Method and apparatus associated with stimulation treatments for wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800621A1 EA200800621A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA012893B1 true EA012893B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=35660402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800621A EA012893B1 (ru) | 2005-08-19 | 2006-07-24 | Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8490685B2 (ru) |
| EP (1) | EP1929123B1 (ru) |
| CN (1) | CN101243240A (ru) |
| AU (1) | AU2006284417B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0614312B1 (ru) |
| CA (1) | CA2618277C (ru) |
| DK (1) | DK1929123T3 (ru) |
| EA (1) | EA012893B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008001435A (ru) |
| NO (1) | NO335837B1 (ru) |
| UA (1) | UA100837C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007024383A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704402C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-28 | Отто Гуйбер | Установка для хранения и дозированной подачи рабочих агентов в продуктивный пласт |
Families Citing this family (74)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2412072C (en) | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US8167047B2 (en) | 2002-08-21 | 2012-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US7841394B2 (en) | 2005-12-01 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for centralized well treatment |
| US7836949B2 (en) | 2005-12-01 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling the manufacture of well treatment fluid |
| US7740072B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for well stimulation using multiple angled fracturing |
| US7711487B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for maximizing second fracture length |
| US7946340B2 (en) | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
| US20070201305A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for centralized proppant storage and metering |
| US7931082B2 (en) | 2007-10-16 | 2011-04-26 | Halliburton Energy Services Inc., | Method and system for centralized well treatment |
| WO2009108413A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating flow in a wellbore |
| US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| WO2009142798A2 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for regulating flow in multi-zone intervals |
| US20110030963A1 (en) * | 2009-08-04 | 2011-02-10 | Karl Demong | Multiple well treatment fluid distribution and control system and method |
| CA3077883C (en) | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
| WO2011149597A1 (en) | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir using autonomous tubular units |
| EA029863B1 (ru) | 2010-12-17 | 2018-05-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Автономная система подачи в зону забоя скважины |
| SG10201510416WA (en) | 2010-12-17 | 2016-01-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
| US9903192B2 (en) | 2011-05-23 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
| AU2011372831B2 (en) * | 2011-07-08 | 2015-08-20 | Fmc Technologies, Inc. | Manifold trailer with multiple articulating arm assemblies |
| RU2629182C9 (ru) * | 2011-07-08 | 2017-11-29 | ЭфЭмСи ТЕКНОЛОДЖИЗ, ИНК. | Прицеп с манифольдом с несколькими шарнирными компоновками отводов |
| US8978763B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-03-17 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
| US9068450B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-06-30 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
| CN103174401B (zh) * | 2011-12-21 | 2016-01-20 | 中国海洋石油总公司 | 射孔压裂测试系统的地面装置 |
| US8839867B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-23 | Cameron International Corporation | Integral fracturing manifold |
| CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
| US9322239B2 (en) | 2012-11-13 | 2016-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
| US11476781B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-10-18 | U.S. Well Services, LLC | Wireline power supply during electric powered fracturing operations |
| US9995218B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-06-12 | U.S. Well Services, LLC | Turbine chilling for oil field power generation |
| US10407990B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment |
| US10232332B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-03-19 | U.S. Well Services, Inc. | Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system |
| US9745840B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-08-29 | Us Well Services Llc | Electric powered pump down |
| US9893500B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-02-13 | U.S. Well Services, LLC | Switchgear load sharing for oil field equipment |
| US11449018B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-09-20 | U.S. Well Services, LLC | System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing |
| US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
| US9546534B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9085958B2 (en) | 2013-09-19 | 2015-07-21 | Sas Institute Inc. | Control variable determination to maximize a drilling rate of penetration |
| US9163497B2 (en) | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Sas Institute Inc. | Fluid flow back prediction |
| EP3201429B1 (en) * | 2014-10-03 | 2018-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| CN105822279B (zh) * | 2015-01-05 | 2019-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 压裂方法和系统 |
| US10370829B2 (en) * | 2015-11-05 | 2019-08-06 | Timothy Al Andrzejak | Articles comprising a surface spreading agent, oilfield water storage systems employing the same, and methods of managing the oilfield water storage systems |
| US10323475B2 (en) | 2015-11-13 | 2019-06-18 | Cameron International Corporation | Fracturing fluid delivery system |
| US12078110B2 (en) | 2015-11-20 | 2024-09-03 | Us Well Services, Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| CN106050212B (zh) * | 2016-08-17 | 2018-10-26 | 中石化四机石油机械有限公司 | 一种压裂船作业系统 |
| US10837267B2 (en) * | 2016-11-29 | 2020-11-17 | Saudi Arabian Oil Company | Well kickoff systems and methods |
| US11181107B2 (en) | 2016-12-02 | 2021-11-23 | U.S. Well Services, LLC | Constant voltage power distribution system for use with an electric hydraulic fracturing system |
| RU178513U1 (ru) * | 2017-03-13 | 2018-04-06 | Антон Павлович Щербак | Блок манифольдов трейлерного типа с манифольдом низкого давления, выполненного в качестве рамы, предназначенный для гидравлического разрыва пласта |
| CA3084607A1 (en) | 2017-12-05 | 2019-06-13 | U.S. Well Services, LLC | High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system |
| US10598258B2 (en) | 2017-12-05 | 2020-03-24 | U.S. Well Services, LLC | Multi-plunger pumps and associated drive systems |
| US10808512B2 (en) | 2018-06-14 | 2020-10-20 | Bobby Lee Koricanek | Manifold assembly for delivery of fracture fluid |
| US10648270B2 (en) | 2018-09-14 | 2020-05-12 | U.S. Well Services, LLC | Riser assist for wellsites |
| CA3115650A1 (en) | 2018-10-09 | 2020-04-23 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
| WO2020145978A1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulfrac pulsed treatment |
| US10612355B1 (en) | 2019-02-11 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating u-shape wellbores |
| US11035212B2 (en) * | 2019-02-11 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulating U-shape wellbores |
| US11578577B2 (en) | 2019-03-20 | 2023-02-14 | U.S. Well Services, LLC | Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing |
| US11280164B2 (en) * | 2019-04-01 | 2022-03-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Real time productivity evaluation of lateral wells for construction decisions |
| US10858902B2 (en) | 2019-04-24 | 2020-12-08 | Oil States Energy Services, L.L.C. | Frac manifold and connector |
| US11091993B2 (en) | 2019-06-17 | 2021-08-17 | Oil States Energy Services, L.L.C. | Zipper bridge |
| US10570692B1 (en) | 2019-06-17 | 2020-02-25 | Oil States Energy Services, L.L.C. | Zipper bridge |
| CA3139970A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications |
| WO2020251978A1 (en) | 2019-06-10 | 2020-12-17 | U.S. Well Services, LLC | Integrated fuel gas heater for mobile fuel conditioning equipment |
| US11459863B2 (en) | 2019-10-03 | 2022-10-04 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger fracturing pump |
| US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
| US11530601B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-12-20 | Safoco, Inc. | Fluid conduit connector system |
| US11384876B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-07-12 | Safoco, Inc. | Fluid conduit connector system |
| US11519536B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-12-06 | Safoco, Inc. | Fluid conduit connector system |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11649702B2 (en) | 2020-12-03 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore shaped perforation assembly |
| US12071814B2 (en) | 2020-12-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore notching assembly |
| US11506032B1 (en) | 2021-06-23 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to reduce peak treatment constituents in simultaneous treatment of multiple wells |
| US11619127B1 (en) | 2021-12-06 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead acoustic insulation to monitor hydraulic fracturing |
| US20240141761A1 (en) * | 2022-06-03 | 2024-05-02 | Borehole Seismic, Llc. | Monitoring and Perforating System and Method Combining Plug and Perforation Operation with Distributed Acoustic Sensing |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4339002A (en) * | 1979-08-09 | 1982-07-13 | Halliburton Company | Sea buoy discharge manifold system |
| US5555934A (en) * | 1995-06-12 | 1996-09-17 | R. E. Wright Environmental, Inc. | Multiple well jet pump apparatus |
| US6745838B2 (en) * | 2001-09-24 | 2004-06-08 | Richard R. Watson | Chemical injection control system and method for multiple wells |
| US6851444B1 (en) * | 1998-12-21 | 2005-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3444927A (en) | 1967-11-21 | 1969-05-20 | Exxon Production Research Co | Servicing of wells |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| GB2028400B (en) * | 1978-08-16 | 1982-08-11 | Otis Eng Corp | Production from and servicing of wells |
| US4616700A (en) | 1984-09-18 | 1986-10-14 | Hydril Company | Automatic well test system and method |
| US5589642A (en) * | 1994-09-13 | 1996-12-31 | Agar Corporation Inc. | High void fraction multi-phase fluid flow meter |
| US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| US5531270A (en) | 1995-05-04 | 1996-07-02 | Atlantic Richfield Company | Downhole flow control in multiple wells |
| US5680899A (en) | 1995-06-07 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electronic wellhead apparatus for measuring properties of multiphase flow |
| WO1998015712A2 (en) * | 1996-10-08 | 1998-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming wellbores from a main wellbore |
| WO1999010623A1 (en) | 1997-08-26 | 1999-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stimulation of lenticular natural gas formations |
| ATE445761T1 (de) * | 1998-03-30 | 2009-10-15 | Kellogg Brown & Root Inc | System zur rückführung von leitungen grosser länge zur produktionsplattform |
| US6186230B1 (en) | 1999-01-20 | 2001-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completion method for one perforated interval per fracture stage during multi-stage fracturing |
| US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| CA2349234C (en) * | 2001-05-31 | 2004-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
| AU2002344808A1 (en) | 2001-06-19 | 2003-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Perforating gun assembly for use in multi-stage stimulation operations |
| US6575247B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
-
2006
- 2006-07-24 MX MX2008001435A patent/MX2008001435A/es active IP Right Grant
- 2006-07-24 CA CA2618277A patent/CA2618277C/en active Active
- 2006-07-24 DK DK06788265.4T patent/DK1929123T3/da active
- 2006-07-24 WO PCT/US2006/028608 patent/WO2007024383A2/en active Search and Examination
- 2006-07-24 UA UAA200803424A patent/UA100837C2/ru unknown
- 2006-07-24 US US11/990,480 patent/US8490685B2/en active Active
- 2006-07-24 BR BRPI0614312A patent/BRPI0614312B1/pt active IP Right Grant
- 2006-07-24 EA EA200800621A patent/EA012893B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-24 EP EP06788265A patent/EP1929123B1/en active Active
- 2006-07-24 AU AU2006284417A patent/AU2006284417B2/en active Active
- 2006-07-24 CN CNA2006800301214A patent/CN101243240A/zh active Pending
-
2008
- 2008-03-13 NO NO20081335A patent/NO335837B1/no unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4339002A (en) * | 1979-08-09 | 1982-07-13 | Halliburton Company | Sea buoy discharge manifold system |
| US5555934A (en) * | 1995-06-12 | 1996-09-17 | R. E. Wright Environmental, Inc. | Multiple well jet pump apparatus |
| US6851444B1 (en) * | 1998-12-21 | 2005-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| US6745838B2 (en) * | 2001-09-24 | 2004-06-08 | Richard R. Watson | Chemical injection control system and method for multiple wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704402C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-28 | Отто Гуйбер | Установка для хранения и дозированной подачи рабочих агентов в продуктивный пласт |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8490685B2 (en) | 2013-07-23 |
| AU2006284417A1 (en) | 2007-03-01 |
| AU2006284417B2 (en) | 2011-05-26 |
| CN101243240A (zh) | 2008-08-13 |
| NO20081335L (no) | 2008-05-16 |
| NO335837B1 (no) | 2015-03-02 |
| UA100837C2 (ru) | 2013-02-11 |
| CA2618277C (en) | 2013-08-20 |
| BRPI0614312B1 (pt) | 2017-04-25 |
| WO2007024383A3 (en) | 2007-12-27 |
| BRPI0614312A2 (pt) | 2012-11-20 |
| EP1929123B1 (en) | 2013-01-02 |
| EP1929123A2 (en) | 2008-06-11 |
| EA200800621A1 (ru) | 2008-06-30 |
| WO2007024383A2 (en) | 2007-03-01 |
| MX2008001435A (es) | 2008-04-04 |
| CA2618277A1 (en) | 2007-03-01 |
| US20090114392A1 (en) | 2009-05-07 |
| EP1929123A4 (en) | 2011-03-09 |
| DK1929123T3 (da) | 2013-04-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012893B1 (ru) | Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин | |
| US20140096950A1 (en) | Hydraulic Fracturing Process for Deviated Wellbores | |
| US4595239A (en) | Oil recovery mining apparatus | |
| US7735559B2 (en) | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| EA004100B1 (ru) | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации | |
| RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU185859U1 (ru) | Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию | |
| RU2632836C1 (ru) | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии | |
| RU2594235C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа | |
| RU2459945C1 (ru) | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин | |
| Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
| US10544663B2 (en) | Method of well completion | |
| RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2713026C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи | |
| RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2819884C1 (ru) | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления | |
| RU2708747C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2551612C1 (ru) | Способ кислотной обработки нефтяного пласта | |
| Rodvelt | 13 Enhanced hydrofracturing | |
| Rodvelt | Enhanced hydrofracturing | |
| Michaelovich | HYDRAULIC FRACTURING IN OIL INDUSTRY | |
| RU2190088C1 (ru) | Способ беспакерной эксплуатации газовых скважин |
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 |