EA013276B1 - Способы и устройства избирательного отвода текучих сред в скважине с использованием волокон - Google Patents
Способы и устройства избирательного отвода текучих сред в скважине с использованием волокон Download PDFInfo
- Publication number
- EA013276B1 EA013276B1 EA200800339A EA200800339A EA013276B1 EA 013276 B1 EA013276 B1 EA 013276B1 EA 200800339 A EA200800339 A EA 200800339A EA 200800339 A EA200800339 A EA 200800339A EA 013276 B1 EA013276 B1 EA 013276B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- composition
- fibers
- zone
- formation
- Prior art date
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 16
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 claims description 11
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 2
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 7
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 12
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 12
- -1 benzoic acid flakes Chemical compound 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 7
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 7
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 7
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 7
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 6
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 4
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003176 water-insoluble polymer Polymers 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical class CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N Acetic anhydride Chemical compound CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 150000002482 oligosaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 3
- 229920002037 poly(vinyl butyral) polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 3
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N benzaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1 HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920001542 oligosaccharide Polymers 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N (R)-camphor Chemical compound C1C[C@@]2(C)C(=O)C[C@@H]1C2(C)C DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N 0.000 description 1
- 150000000180 1,2-diols Chemical class 0.000 description 1
- OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 100676-05-9 Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(O)C(O)C(OC2C(OC(O)C(O)C2O)CO)O1 OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-3,3-difluoroprop-1-ene Chemical compound FC(F)(Br)C=C GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropionic acid Chemical compound OCCC(O)=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000723346 Cinnamomum camphora Species 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- ZAQJHHRNXZUBTE-NQXXGFSBSA-N D-ribulose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)C(=O)CO ZAQJHHRNXZUBTE-NQXXGFSBSA-N 0.000 description 1
- ZAQJHHRNXZUBTE-UHFFFAOYSA-N D-threo-2-Pentulose Natural products OCC(O)C(O)C(=O)CO ZAQJHHRNXZUBTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N Maltose Natural products O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 229920006311 Urethane elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N alpha-D-mannose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930008380 camphor Natural products 0.000 description 1
- 229960000846 camphor Drugs 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229920006229 ethylene acrylic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000006261 foam material Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002243 furanoses Chemical class 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229940060367 inert ingredients Drugs 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920003145 methacrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N para-ethylbenzaldehyde Natural products CCC1=CC=C(C=O)C=C1 QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- KHIWWQKSHDUIBK-UHFFFAOYSA-N periodic acid Chemical compound OI(=O)(=O)=O KHIWWQKSHDUIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 150000003214 pyranose derivatives Chemical class 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 description 1
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 description 1
- 239000006188 syrup Substances 0.000 description 1
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 150000004043 trisaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
-
- 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)
- Earth Drilling (AREA)
- Apparatus Associated With Microorganisms And Enzymes (AREA)
- Spinning Methods And Devices For Manufacturing Artificial Fibers (AREA)
- Closures For Containers (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Предлагаются способы и устройства для избирательного отвода текучих сред на основе использования волокон в углеводородсодержащих скважинах. Один вариант осуществления способа в соответствии с изобретением содержит этапы обработки первой зоны в скважине; спуска в скважину инструмента, являющегося носителем композиции, содержащей волокна, и приведения инструмента в действие для размещения достаточного количества композиции для формирования волокнистой пробки и, по меньшей мере, частичного закупоривания первой зоны. Инструмент может представлять собой желонку нагнетательного объемного типа, и устройство в соответствии с изобретением содержит желонку нагнетательного объемного типа, при этом желонка имеет отсек для вмещения композиции, содержащей волокна для формирования волокнистых пробок в скважине, который частично ограничен и взаимодействует с объемно-нагнетательным участком для вытеснения и избирательного размещения композиции в скважине для формирования по меньшей мере одной волокнистой пробки в скважине.
Description
Настоящее изобретение обеспечивает эффективные способы и устройства избирательного отвода текучих сред в углеводородосодержащих скважинах, с использованием волокон. В частности, настоящее изобретение обеспечивает эффективные способы и устройства для обработки нескольких зон в углеводородных скважинах посредством применения избирательного отвода текучих сред с использованием волокон.
2. Обзор состояния техники
Общеизвестная технология достижения изоляции зон, применяемой для обработки и/или заканчивания скважин, содержащих несколько продуктивных зон, состоит в применении размещаемой на кабеле мостовой пробке, например, описанной в патенте США № 6708768. Недостаток мостовых пробок состоит в том, что они нуждаются в схватывании и выбуривании при использовании по меньшей мере для двух зон, что увеличивает как время, так и эксплуатационные затраты.
Порядок работы описан на примере описанной ниже последовательности с детальным описанием этапов, выполняемых для обработки и заканчивания скважины с несколькими продуктивными интервалами, с применением мостовых пробок. В нижеописанном примере мостовая пробка является пробкой «пропускающего» типа, которая действует как обратный клапан, обеспечивающий принудительную гидроизоляцию, когда текучие среды нагнетают в направлении вниз, но допускает проход через нее текучей среды в направлении вверх при их добыче из пласта. Операции выполняют, например, в следующем порядке:
1) спуск в скважину на кабеле перфораторов и перфорация требуемых интервалов;
2) подъем из скважины спущенных на кабеле и отработанных скважинных перфораторов;
3) гидроразрыв перфорированных интервалов;
4) создание обратного потока в течение приблизительно 1 ч для размещения минимального количества расклинивающего наполнителя в стволе скважины;
5) спуск в скважину мостовой пробки и перфораторов для второго интервала;
6) установка мостовой пробки выше зон, подвергнутых гидроразрыву на этапе 3;
7) перфорация интервалов для второй стадии гидроразрыва;
8) подъем из скважины отработанных скважинных перфораторов и кабеля;
9) гидроразрыв перфорированных интервалов;
10) повторение этапов 4-9 необходимое число раз.
После окончания закачивания на последней стадии гидроразрыва работы приостанавливаются на несколько суток или даже недель для обратного потока как можно большего количества закаченной жидкости для гидроразрыва. По окончании периода обратного потока следующим этапом является вырезание мостовых пробок с использованием установки для ремонта скважин или гибких насоснокомпрессорных труб. Эксплуатационную насосно-компрессорную колонну опускают в ствол скважины и скважину подсоединяют к выкидной линии для начала добычи нефти и/или газа.
Следовательно, в отрасли добычи углеводородов давно существует еще не удовлетворенная потребность в усовершенствованных способах и устройствах для обработки и/или заканчивания скважины, содержащей несколько продуктивных зон.
Сущность изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, предлагаются способы и устройства для выполнения процесса обработки скважин с несколькими продуктивными интервалами.
Одним аспектом изобретения являются способы для опускания и селективного размещения волокнистых пробок в скважинах, при этом один вариант осуществления включает следующие стадии:
(а) обработка первой зоны в скважине;
(б) спуск в скважину инструмента, служащего носителем композиции, содержащей волокна;
(в) приведение в действие инструмента для размещения достаточного количества композиции для формирования волокнистой пробки и, по меньшей мере, частичного закупоривания первой зоны.
Способы в соответствии с изобретением включают повторение этапов (а)-(в) по меньшей мере для еще одной зоны, и способы, в которых обработка заключается в том, что направляют поток жидкости для воздействия на пласт по меньшей мере через одну ранее сформированную перфорацию в каналы. Другие способы в соответствии с изобретением содержат способы, заключающиеся в том, что нагнетают жидкость для воздействия на пласт под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, пересекаемого скважиной, способы, в которых спускание инструмента в скважину заключается в спускании желонки, и способы, в которых желонка является желонкой нагнетательного объемного типа. В некоторых вариантах осуществления желонка может соединяться с дистальным концом скважинного перфоратора и размещаться на данном конце.
Способы в соответствии с изобретением особенно подходят для установки волокнистых пробок, в которых волокна композиции выбраны из разрушающихся волокон, неразрушающихся волокон, волокон, содержащих разрушающийся участок и неразрушающийся участок, и их смесей и комбинаций. Волокна могут быть органическими, неорганическими или их комбинацией. В поперечном сечении волокна
- 1 013276 могут иметь форму любого известного или возможного поперечного сечения. Волокна могут быть двухкомпонентными с оболочкой, однорядной конфигурации, извитыми, неизвитыми и т.п. По длине волокна могут быть штапельными, более длинными, чем штапельные волокна, или их смесью.
В некоторых способах композиция может содержать неволоконные макрочастицы. Подходящие неволоконные макрочастицы могут быть выбраны из органических материалов, металлоорганических материалов, неорганических материалов и их комбинаций и смесей. Подходящие неорганические материалы могут быть выбраны из песка, керамики, солей и их комбинаций и смесей. Подходящие органические макрочастицы включают в себя полимерные макрочастицы, например термопластики, термореактивные пластики, термопластичные эластомеры, адгезивные частицы и т.п. В некоторых вариантах осуществления композиция может содержать по меньшей мере два вида макрочастиц, имеющих разные средние крупности частиц, или просто разные размеры, которые обычно повышают тампонажные свойства композиций. В некоторых вариантах осуществления возможно применение конфигурации со стопором/корзиной для укладки волокнистой композиции в скважине. Стопор/корзина также может состоять из разрушающихся материалов. В целях настоящего описания термин «разрушающийся» означает, что материал, упомянутый в конкретном случае, может растворяться, расплавляться или иначе становиться неспособным к поддерживанию давления или удерживанию вакуума. «Растворенный» и «растворимый» означает растворимый в кислотах, щелочах и/или воде. Неограничивающие примеры композиций, которые могут растворяться кислотой, включают в себя материалы, выбранные из магния, алюминия и т.п.
Другие варианты способа в соответствии с изобретением включают в себя спуск инструмента, который содержит останов инструмента вблизи первой зоны, и формирование волокнистой пробки в скважине вблизи перфораций с использованием композиции, содержащей волокна, обладающие тампонажными характеристиками.
Другим аспектом изобретения являются устройства для многозонной обработки скважин, содержащее желонку нагнетательного объемного типа, имеющую отсек для вмещения композиции, содержащей волокна для формирования волокнистых пробок в скважине, который частично ограничен и взаимодействует с объемно-нагнетательным участком для вытеснения и избирательного размещения композиции в скважине для формирования по меньшей мере одной волокнистой пробки в скважине.
Устройства в соответствии с изобретением содержат устройства, в которых желонка нагнетательного объемного типа соединена с концом скважинного перфоратора. В других вариантах устройства желонка нагнетательного объемного типа может быть присоединена к кабелю, гибким насоснокомпрессорным трубам или гидроструйному устройству.
В целях настоящего описания фраза «композиция, содержащая волокна» означает ньютоновскую или неньютоновскую жидкость, которая может вытекать или вытесняться из отсека желонки нагнетательного объемного типа. Неограничивающий перечень композиций, подходящих для применения в изобретении, может включать в себя взвеси, гели, жидкости, пенные материалы и т.п. Подходящая композиция может различаться от скважины к скважине, в зависимости от таких параметров, как время года, географическое местоположение скважины, глубина, давление и/или температура зоны или зон, подлежащих обработке, композиции скважинных флюидов; требования заказчика; законы и правила и т.п. В некоторых вариантах осуществления волокна могут диспергировать в растворах на водной основе для заканчивания скважин и жидкостях на водной основе для воздействия на скважину. Кроме того, следует понимать, что термин «волокнистая пробка» охватывает все пробки на волоконной основе и композиции, содержащие волокна, обладающие тампонажными характеристиками. Как поясняется ниже, волокнистые композиции могут дополнительно содержать материалы, которые улучшают закупоривание, например, частицы различной крупности из органических или неорганических материалов, например карбоната кальция, хлопьев бензойной кислоты, песка и керамических расклинивающих наполнителей.
В настоящем описании термины «обрабатывать» или «обработка» следует понимать, как охватывающие все известные технологии и жидкости для гидроразрыва или воздействия на скважину. «Обработка» может включать в себя воздействие на формацию органическими или неорганическими композициями, химическими, физическими, механическими и другими условиями или их комбинациями, причем либо одновременно, либо последовательно.
В настоящем описании фраза «приведение инструмента в действие» включает в себя, но без ограничения, приведение в действие или включение с помощью проводных соединений, беспроводной телеметрической системы, волоконно-оптических кабелей, взрывного импульса и т.п.
Устройства и способы в соответствии с изобретением позволяют спускать желонку в скважину вместе со скважинными перфораторами, обеспечивают возможность хранения достаточно волокнистой закупоривающей композиции для закупоривания нескольких зон, возможность постановки нескольких волокнистых пробок для перекрывания пластов, ранее подвергнутых гидроразрыву, и возможность перезагрузки волокнистым закупоривающим агентом на месте работы.
Устройства и способы в соответствии с изобретением станут более очевидными после прочтения нижеследующих подробного описания изобретения и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Подход, посредством которого можно достигнуть целей изобретения и других требуемых характе
- 2 013276 ристик, поясняется в нижеследующем подробном описании и прилагаемыми чертежами, на которых изображено следующее:
фиг. 1А - схематичный вид сбоку с удаленными частями варианта осуществления желонки нагнетательного объемного типа в соответствии с настоящим изобретением, которая может доставлять волокнистую пробку сверху стопорной корзины, как показано на фиг. 1В;
фиг. 2-6 - примерная последовательность операций в соответствии со способами по настоящему изобретению;
фиг. 7 - блок-схема операций способа в соответствии с изобретением.
Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи даны не в масштабе и поясняют только типичные варианты осуществления настоящего изобретения и поэтому не подлежат интерпретации как ограничивающие объем изобретения, так как изобретение может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.
Подробное описание
В нижеследующем описании приведены многочисленные детали для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что настоящее изобретение может быть практически реализовано без данных деталей, и что возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления.
В описании и прилагаемой формуле изобретения термины «соединяться», «соединение», «соединенный», «в соединении с» и «соединяющийся» применяют в значении «непосредственно соединенный с» или «соединенный через другой элемент»; и термин «набор» применяют в значении «один элемент» или «по меньшей мере два элемента». В целях настоящего описания термины «наверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «направленный кверху» и «направленный книзу», «расположенный выше по ходу» и «расположенный ниже по ходу», «над» и «под» и другие подобные термины, указывающие относительные положения выше или ниже данной точки или элемента, применяются в настоящем описании для более четкого описания некоторых вариантов осуществления изобретения. Однако в применении к оборудованию и способам для применения в скважинах, которые отклоняются от горизонтали, упомянутые термины могут означать слева направо, справа налево или другие подходящие взаимоотношения.
При бурении, обслуживании и заканчивании скважин существует много специальных случаев, сопряженных с необходимостью изоляции конкретных зон в скважине. В некоторых специальных случаях, например в условиях обсаженных скважин, в скважину для изоляции зон спускают традиционные мостовые пробки, например модели Т, N1, N01, Р1 или 8 размещаемых на кабеле мостовых пробок корпорации Вакег Нидйек. Мостовые пробки могут быть временными или постоянными; назначение пробок состоит в простой изоляции некоторого участка скважины от другого участка скважины. В некоторых случаях перфорации в скважине на одном участке требуется изолировать от перфораций в другом участке скважины. В других ситуациях может существовать потребность в применении мостовой пробки для изоляции низа скважины от устья скважины. Существуют также ситуации, в которых данные пробки применяют не обязательно для изоляции, а применяют для создания цементной пробки в стволе скважине, которая может служить для постоянной ликвидации скважины. В других случаях применения мостовая пробка с цементом поверх нее может служить в качестве отворачивающей пробки для зарезки бокового ствола в скважине. Мостовые пробки могут быть разбуриваемыми или извлекаемыми. Разбуриваемые мостовые пробки должны выбуриваться и потому изготавливаются из хрупкого металла, например литейного чугуна, который можно выбуривать. Однако так как время бурения обычно оплачивается по часам, то выгодно исключать любое выбуривание мостовых пробок.
Способы и устройства в соответствии с настоящим изобретением полезны для эффективной обработки нескольких зон в нефтяных или газовых скважинах с использованием волокнистой пробки, которую точно устанавливают с использованием желонки нагнетательного объемного типа. В одном варианте осуществления желонку нагнетательного объемного типа закрепляют к концу скважинного перфоратора. Преимуществом устройства по изобретению является устранение необходимости в пробках с металлической конструкцией, например мостовых пробках, для обеспечения изоляции зон с целью их эффективной обработки. Устранение необходимости в пробках с металлической конструкцией сокращает как время, так и затраты на заканчивание путем исключения схватывании и выбуривании мостовых пробок.
Волокнистые пробки в соответствии с настоящим изобретением могут содержать, по меньшей мере, волокнистый материал, который можно использовать сам по себе или в сочетании с макрочастицами; в некоторых вариантах осуществления макрочастицы могут содержать по меньшей мере два вида макрочастиц, имеющих разные средние крупности частиц или просто разные размеры. Макрочастицы не обязательно должны иметь какую-то конкретную форму и могут иметь случайные или неслучайные формы. Макрочастицы могут быть круглыми, овоидными, в форме кубиков, в форме таблеток, с покрытиями, без покрытия, пористыми, непористыми и т.п. Пробки могут быть выполнены по меньшей мере с одним видом макрочастиц, и композицию упомянутых макрочастиц можно выбирать из неорганических материалов, например песка, керамики и солей, и органических материалов, например хлопьев бензойной кислоты, термопластичных полимеров, термореактивных полимеров, эластомерных полимеров и т.п., и поли
- 3 013276 меров, сочетающих упомянутые свойства, термопластических эластомеров. В некоторых вариантах осуществления для минимизации нарушения эксплуатационных качеств пласта можно использовать разрушающиеся материалы. Разрушающиеся материалы содержат разрушающиеся волокна, термопластики и твердые кислоты. В целях настоящего описания термины «полимер» и «полимерный» охватывают термопластичные, эластомерные и в некоторых условиях термореактивные смолы. Термин охватывает полимеры, олигомеры, сополимеры и т.п., которые могут или не могут иметь сшитую структуру. Полимеры могут быть карбоцепными полимерами, гетероцепными полимерами, их комбинациями (сополимерами) и их физическими смесями. При использовании по меньшей мере двух полимеров они могут быть физически смешанными и могут быть сшитыми ковалентными связями, ионными связями или как ковалентными, так и ионными связями. Полимеры могут существовать в виде связующего для отверждающего средства или другого активного химического вещества, в виде связующего для относительно инертных ингредиентов, например заполнителей, или обоих упомянутых типов связующего.
На фиг. 1А представлен один вариант осуществления желонки 10 объемного нагнетательного типа в соответствии с настоящим изобретением. Желонка 10 в данном варианте осуществления является желонкой объемного нагнетательного типа и содержит в качестве своего основного компонента корпус 12 желонки и поршень 14. В данном варианте осуществления корпус 12 желонки ограничивает два внутренних отсека 16 и 18. Отсек 16 может содержать гидравлическую жидкость или другую рабочую жидкость, тогда как отсек 18 предназначен для размещения композиции, которая вводится по меньшей мере через одно отверстие 20, 22, для формирования волокнистой пробки в соответствии с изобретением. Волокнистые пробки в соответствии с изобретением можно точно располагать около перфораций в обсадной трубе 8 (как показано на фиг. 2-6). Желонка 10 может также содержать резьбовое соединение 24 для прикрепления перфорирующего инструмента (не показанного на фиг. 1А) и кабеля 26. В некоторых вариантах осуществления может быть полезно применение конфигурации со стопором/корзиной, как показано на фиг. 1В для поддержки размещенной волокнистой пробки. Корзину 6 можно спускать в скважину с использованием кабеля 26. Как показано, корзина 6 уплотняется к внутренней поверхности обсадной трубы 8 в точках 7 и 9 (возможно наличие нескольких точек уплотнения). Композиция из отверстий 20, 22 желонки может подаваться в корзину и может накапливаться до высоты, задаваемой конкретной ситуацией. Применение корзины является возможным вариантом и зависит от характеристик схватывания композиции, используемых для формирования волокнистых пробок. Если, например, композиция имеет рецептуру с удельным весом, равным или немного меньшим, чем удельный вес флюида в скважине, композиция может «всплывать» в скважинном флюиде и накапливать массу волокон, при желании, с макрочастицами, которые создают пробку в стволе скважины. Данный вопрос подробно поясняется в дальнейшем.
Желонку 10 объемного нагнетательного типа можно спускать вместе с скважинными перфораторами, и отсек 18 может иметь такой размер, чтобы содержать достаточно волокнистого материала для постановки нескольких волокнистых пробок для закупоривания зон, ранее подвергнутых гидроразрыву. Поршень 14 желонки 10 объемного нагнетательного типа можно перемещать несколько раз для обеспечения постановки пробок в нескольких зонах. Кроме того, желонку 10 объемного нагнетательного типа можно предварительно загружать волокнистым материалом на месте использования оборудования.
На фиг. 2-6 изображена примерная последовательность операций для способов в соответствии с настоящим изобретением. Как показано на фиг. 2, на первой стадии зоны перфорируются и обрабатываются, при этом перфорации 32 предварительно создают скважинным перфоратором 28, содержащим множество перфорирующих зарядов 29, которые могут избирательно подрываться оператором. Область распространения жидкости для гидроразрыва в продуктивный пласт схематически представлена факелами 30а, 30Ь, 30с и т.п. Пробки 31, 31а, 31Ь, 31с, 31й из волокнистого материала и т.п. размещают с использованием желонки 10 объемного нагнетательного типа для временного закупоривания обработанных зон. Протяженность Ь первой стадии может быть в диапазоне от приблизительно 50 до 200 футов, или от 100 до 200 футов, или от 125 до 175 футов, или, в некоторых вариантах осуществления, может быть в диапазоне от 140 до 160 футов, или от 148 до 152 футов. На фиг. 2, 3, 4 и 5 изображены одна, две, три и четыре волокнистые пробки соответственно, поставленные в обсадной трубе 28 вблизи перфораций 32. После того как все зоны первой стадии Ь закупорены пробками, процесс повторяется для второй стадии обработки. Затем скважинный перфоратор 28 можно извлечь, как показано на фиг. 6. Следует понимать, что в варианте осуществления, показанном на фиг. 2-6, возможно, не всегда необходимо поднимать колонну скважинных перфораторов из скважины, если желонку объемного нагнетательного типа не требуется повторно загрузить дополнительным волокнистым материалом. Например, колонна скважинных перфораторов может содержать несколько перфораторов, выполненных с возможностью избирательного подрыва, при нахождении в конкретных зонах; что снимает необходимость подъема из скважины между каждой зоной или ярусом.
Рабочая последовательность одного способа в соответствии с настоящим изобретением схематически представлена в виде блок-схемы на фиг. 7. Первый этап заключается в том, что спускают в скважину на кабеле скважинных перфораторов и перфорации требуемых интервалы, затем поднимают из скважины кабель, подвергают гидроразрыву перфорированные интервалы, создают обратный поток в течение
- 4 013276 приблизительно 1 ч, чтобы обеспечить размещения минимального количества расклинивающего наполнителя в стволе скважины, спускают в скважину спускаемые на кабеле желонку объемного нагнетательного типа и перфораторы для второго интервала, устанавливают волокнистую пробку перед или выше каждого интервала, ранее подвергнутого гидроразрыву, перфорируют горизонты для второй стадии гидроразрыва, поднимают из скважины кабель и подвергают гидроразрыву перфорированные интервалы. Волокнистая пробка будет поставлена перед перфорациями для предотвращения любого повторного гидроразрыва. Этапы можно повторять столько раз, сколько потребуется, или пока не закончится композиция в желонке. После окончания закачивания на последнем ярусе гидроразрыва скважину можно подсоединить на откачивание в течение нескольких суток или даже недель для обратного потока как можно большего количества закаченной жидкости для гидроразрыва. Затем можно проводить очистку ствола скважины установкой для ремонта скважин или гибкими насосно-компрессорными трубами с использованием гидроструйной установки. Далее спускают эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в ствол скважины.
Что касается операции перфорации, обычно применяют перфорацию кумулятивными зарядами, при которой кумулятивные заряды обычно устанавливают в скважинные перфораторы, которые опускают в скважину на талевом канате, кабеле, насосно-компрессорных трубах или на несущем устройстве другого типа. Затем скважинные перфораторы подрывают для создания отверстий в обсадной трубе и распространения перфораций в виде перфорационных отверстий в пласте. В некоторых случаях скважины могут содержать набивку, содержащую композицию с окислителем, и перфорация может продолжаться сквозь набивку. Описанные методы можно применять раздельно или вместе с кумулятивными зарядами, которые содержат окислитель в самом заряде. Применим скважинный перфоратор любого типа. Например, к первому типу относится ленточный перфоратор, который содержит ленточное несущее устройство, на котором могут быть установлены капсюльные кумулятивные заряды. Капсюльные кумулятивные заряды содержатся в герметизированных капсюлях для защиты кумулятивных зарядов от воздействия скважинной среды. К другому типу перфоратора относится герметизированный перфоратор с полым несущим устройством, который содержит полое несущее устройство, в котором могут быть установлены некапсюльные кумулятивные заряды. Кумулятивные заряды могут быть установлены на зарядной трубке или зарядной ленте внутри полого несущего устройства. В стенке стакана полого несущего устройства могут быть сформированы участки тонкого сечения (именуемые выемками) для облегчения перфорации пробивными струями подорванных кумулятивных зарядов. К другому типу перфоратора относится селективный перфоратор с герметизированным полым несущим устройством, который содержит множество сегментов перфораторов с полым несущим устройством, в каждом из которых может быть смонтирован один некапсюльный кумулятивный заряд.
Другие скважинные перфорирующие механизмы описаны в патенте США № 6543538. Альтернативные перфорирующие устройства содержат водо- и/или абразивно-струйное перфорирование, химическое растворение и лазерное перфорирование с целью создания пути движения текучих сред между стволом скважины и окружающим пластом. Каждый отдельный перфоратор может иметь длину порядка 2-8 футов в длину и содержать порядка 8-20 перфорирующих зарядов, размещенных вдоль трубы перфоратора; до 15-20 отдельных перфораторов может быть состыковано один над другим так, что общая длина колонны перфораторов может составлять около 80-100 футов. Колонну перфораторов с такой суммарной длиной можно размещать в стволе скважины с использованием наземных крановых и лубрикаторных систем. Перфораторы с большей длиной также применимы, но, как правило, требуют дополнительного или специального оборудования. Перфорирующие устройства можно спускать в скважину различными средствами, например системами, подаваемыми электрическим шнуром, кабелем, талевым канатом, обычными насосно-компрессорными трубами, гибкими насосно-компрессорными трубами и обсадными трубами. Перфорирующее устройство может оставаться в скважине после перфорирования первой зоны и затем устанавливаться в следующей зоне до, во время или после обработки первой зоны. Известны многочисленные другие патенты, описывающие перфорацию, требующую либо механическое устройство (например, скользящую муфту), перекачивающее текучую среду через гидроструйное устройство, скважинные перфораторы, либо другие скважинные устройства.
В альтернативном варианте скважина или ее участки могут быть обсажены с использованием предварительно перфорированной обсадной трубы и секций обсадных труб, как описано в заявке на патент США № 11/769284, одновременно рассматриваемой с настоящей заявкой и поданной автором настоящей заявки 27 июня 2007 г., в описании которой предлагается множество секций обсадных труб и множество соединений обсадных труб для стыковки секций обсадных труб, при этом соединения обсадных труб содержат множество пропускающих каналов сквозь данные соединения, временно закупоренных композицией, при этом композицию независимо подбирают для каждого соединения обсадной трубы, формируют колонну обсадных труб, содержащую секции обсадных труб и соединения обсадных труб, и спускают колонну обсадных труб в скважину, создают в первом соединении обсадных труб колонны обсадных труб условия, достаточные для вытеснения композиции из пропускающих каналов в первом соединении обсадных труб, закачивают жидкость для воздействия на пласт в пласт через пропускающие каналы в первом соединении обсадных труб, закупоривают пропускающие каналы в первую секцию обсад
- 5 013276 ных труб и создают во втором соединении обсадных труб колонны обсадных труб условия, достаточные для вытеснения композиции из пропускающих каналов в втором соединении обсадных труб. Пропускающие каналы могут быть сформированы любыми известными методами, например вырезанием, выпиливанием, сверлением, опиливанием и т.п. Процесс формирования пропускающих каналов может быть ручным, автоматизированным или комбинацией данных процессов. Размеры и формы пропускающих каналов могут составлять любое множество размеров и форм, например круглых, овальных, прямоугольных, прямоугольных с полукругами с каждой стороны, прорезей, включая прорези, наклоненные к продольной оси обсадной трубы, и т. п. Пропускающие каналы могут окружать обсадную трубу или соединение обсадных труб со сдвигом по углу 60° (или другому углу). Сдвиг по углу может составлять 5, 10, 20, 30, 60, 75, 90, 120°. В некоторых вариантах осуществления, возможно, потребуется максимально увеличить площадь пропускающего поток сечения, и тогда прямоугольные пропускающие каналы могут быть оптимальным вариантом; однако, данные формы могут быть более сложными для изготовления и могут создавать проблемы в отношении механической прочности короткого резьбового патрубка. Круглые пропускающие каналы были бы наиболее удобными для изготовления, но тогда уменьшается площадь пропускающего поток сечения из-за кривизны обсадной трубы. В некоторых вариантах осуществления можно применять прорези и пропилы, которые позволяют перекрыть «выпускное отверстие», сформированное пульсацией в насосно-компрессорных трубах, при пескоструйной резке. Прорези в обсадной трубе, в случае их применения, могут также находиться под углом к обсадной трубе (но не вдоль ее продольного направления). В некоторых вариантах осуществления можно применить от 4 до 6 наклонных прорезей на одной глубине вокруг обсадной трубы. При этом повышается вероятность получения отверстия в обсадной трубе, которое будет совмещено с плоскостью гидроразрыва пласта. Что касается композиции для временного наполнения пропускающих каналов до обработки скважины, то возможно применение неорганических материалов, органических материалов, смесей органических и неорганических материалов и т.п. В целях настоящего описания термин «наполнение» пропускающих каналов может включать в себя растворимый «пластырь» над пропускающими каналами (на внутренней или внешней поверхности трубы). Неограничивающие примеры композиций, которые могут растворяться кислотой, включают в себя материалы, выбранные из магния, алюминия и т.п. Можно также применять химически активные металлы, редкоземельные металлы, композиты, керамики и т.п. Композиция должна быть в состоянии выдерживать давление до абсолютного давления приблизительно 6000 фунтов/кв.дюйм [41 МПа], в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 7000 фунтов/кв.дюйм [48 МПа], в других вариантах осуществления до приблизительно 8000 фунтов/кв.дюйм [55 МПа], в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 9000 фунтов/кв.дюйм [62 МПа] и в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 10000 фунтов/кв.дюйм [68 МПа].
Подходящие разрушающиеся материалы могут быть органическими, неорганическими или их комбинациями (смесями). Примерами применимых разрушающихся органических материалов являются материалы, которые содержат полимеры, растворимые в водной фазе, например полиоксипропионовую кислоту, полигликолевую кислоту, или их сополимеры, которые растворимы в водных фазах в подземных средах. Другими подходящими разрушающимися органическими материалами являются материалы, растворимые в нефтяной фазе, например полистирол и его гомологи, производные соединения полистирола и его гомологи, и некоторые волокна из низкомолекулярных полиолефинов и их сополимеров. Разрушающиеся органические материалы, используемые в изобретении, могут содержать физические смеси по меньшей мере двух полимеров, растворимых в водной фазе, по меньшей мере двух полимеров, растворимых в нефтяной фазе, и смеси по меньшей мере одного полимера, растворимого в водной фазе, и по меньшей мере одного полимера, растворимого в нефтяной фазе.
Другие подходящие разрушающиеся органические материалы включают в себя такие материалы, как разрушающиеся простые углеводы, например сахара, называемые также сахаридами, а именно моно-, ди- и трисахариды. Олигосахариды представляют собой сахариды, содержащие до восьми элементарных звеньев. Полисахариды представляют собой полимерные сахариды, содержащие более восьми элементарных звеньев; натуральные полисахариды обычно содержат 10-3000 элементарных звеньев. Примеры подходящих моносахаридов включают в себя сахарозу, фруктозу, рибулозу, маннозу, галактозу и глюкозу. Подходящие дисахариды включают в себя такие сахариды, в которых элементарные звенья сахарида являются одинаковыми или разными. Примером дисахарида, в котором элементарные субъединицы идентичны, является мальтоза, тогда как лактоза является примером дисахарида, в котором два элементарных звена моносахарида различаются. Сахариды могут быть в форме пиранозы, в форме фуранозы или в обеих формах.
Если добавка содержит сахарид, то существует много вариантов первого и второго состояний; в действительности, существует много промежуточных состояний. Для визуального наблюдения самым простым переходом из первого состояния во второе состояние является превращение из твердого тела в жидкость. Например, первое состояние сахаридной добавки может быть твердым, и второе состояние добавки может быть растворенной в воде разновидностью сахарида, так как сахариды являются исключительно легко растворимыми в воде благодаря их полигидроксильной природе. Они обычно образуют
- 6 013276 вязкие сиропы, которые слабо кристаллизуются. Если сахарид является полисахаридом, то можно регулируемым образом постепенно гидролизировать молекулы до олиго- и/или моносахаридов, например, первым состоянием может быть полисахарид, содержащий 20 субъединиц и вторым состоянием может быть олигосахарид, содержащий, самое большее, 8 субъединиц. Другим вторым состоянием может быть одно из многих химических производных продуктов сахаридов, например простые эфиры, циклические ацетали, кетали, сложные эфиры, альдитолы, альдоновые кислоты, сахарные кислоты, диальдегиды, фенилгидразоны, озазоны, и т.п., из которых все перечисленные соединения могут быть образованы из сахаридов с использованием широко известных опубликованных методов. Например, простые эфиры могут быть образованы из сахаридов в слабокислотных средах. В данных реакциях группа ОН при аномерном углероде замещается алкоксильной группой. Циклические ацетали и кетали могут быть образованы проведением взаимодействия 1,2-диолов сахаридов с альдегидом или кетоном в слабокислотных средах. Сложные эфиры (соли уксусной кислоты) могут быть образованы проведением взаимодействия по меньшей мере одной из групп ОН сахаридов с уксусным ангидридом в присутствии слабоосновного катализатора, например ацетата натрия или пиридина. Альдитолы, например Ό-маннитол, могут быть получены восстановлением Ό-маннозы борогидридом натрия. Альдоновые и сахарные кислоты могут быть получены окислением сахарида с использованием бромина в буферном растворе при уровне рН в диапазоне 5-6. Разбавленную водой азотную кислоту можно использовать как более сильный окисляющий реагент для образования двухосновных полиоксикислот (называемых сахарными кислотами). Периодную кислоту (Н1О4) можно использовать для расщепления сахаридов до диальдегидов. Данные и другие реакции сахаридов описаны в обычных учебниках, например 81гс11^1С5СГ. 1т., с1 а1., «ΙηίΓοάυοΙίοη ίο Отдаше Сйешкйу», рр. 704-718 (1976).
Другими вариантами подходящих органических разрушающихся добавок являются органические соединения или их смеси, которые возгоняются при температурах от приблизительно 0°С и выше в присутствии потоков газообразных углеводородов. Примеры таких добавок включают в себя камфору, нафталин, бензальдегид, их смеси и т. п.
Возможно также применение солей любых из вышеупомянутых органических разрушающихся добавок.
Неорганические разрушающиеся материалы, подходящие для использования в качестве добавок в изобретении, представляют собой неорганические соли, например, хлорид натрия, хлорид калия, карбонат аммония, перхлорат аммония, их смеси и т.п.
Подходящие разрушающиеся материалы (волокна, макрочастицы, наполнение пропускающих каналов в обсадных трубах или любые из данных материалов) включают в себя полимеры, растворимые в кислотах, щелочах и/или воде, с включением или без включения сравнительно нерастворимых материалов, например не растворимых в воде полимеров, керамик, заполнителей и их комбинаций. Алюминиевые и магниевые пробки являются одним из примеров кислоторастворимых неорганических материалов, которые можно применять в качестве заполнителя пропускающих каналов в обсадных трубах. Композиции, применимые в изобретении, могут содержать водорастворимый неорганический материал, водорастворимый органический материал и их комбинации. Водорастворимый органический материал может содержать водорастворимый полимерный материал, например, но без ограничения, поли(виниловый спирт), поли(оксипропионовую кислоту) и т. п. Водорастворимый полимерный материал может представлять собой либо обычно не растворимый в воде полимер, который превращают в растворимый гидролизом боковых цепей, или с основной цепью полимера, которая может быть гидролизуемой.
Волокнистые пробки и заполнители пропускающих каналов в обсадных трубах растворяются под управляемым пользователем воздействием на них по меньшей мере одного активирующего средства. При этом зоны в стволе скважины, или сам ствол скважины, или ответвления ствола скважины могут подвергаться обработке в течение периодов времени, однозначно назначаемых пользователем. Подходящие активирующие средства включают в себя химические вещества, нагрев, свет, давление или какоенибудь другое активирующее средство или комбинацию активирующих средств, применяемых во множестве различных операций по обработке скважины.
Если активирующее средство представляет собой жидкую композицию, то подходящие волокна, макрочастицы и заполнители обсадных труб, применимые в изобретении, включают в себя водорастворимые материалы, выбранные из водорастворимых неорганических материалов, водорастворимых органических материалов и их комбинаций. Подходящие водорастворимые органические материалы могут быть водорастворимыми натуральными или синтетическими полимерами или гелями. Водорастворимый полимер можно получить из нерастворимого в воде полимера, превращением его в растворимый полимер гидролизом основной цепи, гидролизом боковых цепей или сочетанием данных методов, под воздействием слабокислотной среды. Кроме того, термин «водорастворимый» может подразумевать характеристику рН, зависящую от конкретного применяемого полимера.
Подходящие не растворимые в воде полимеры, которые можно превратить в водорастворимые посредством гидролиза боковых цепей в кислой среде, включают в себя полимеры, выбранные из полиакрилатов, полиацетатов и т. п. и их комбинаций.
Подходящие водорастворимые полимеры или гели включают в себя полимеры или гели, выбранные
- 7 013276 из поливиниловых соединений, полиакриловых соединений, полиоксикислот и т.п. и их комбинаций.
Подходящие поливиниловые соединения включают в себя поливиниловый спирт, поливинилбутираль, поливинилформаль и т.п. и их комбинации. Поливиниловый спирт выпускается компанией Се1апеке СНет1са15. Даллас, шт. Техас, под торговым наименованием Се1уо1. Отдельные марки поливиниловых спиртов Се1уо1 могут различаться по молекулярной массе и степени гидролиза. Молекулярная масса обычно выражается в виде вязкости раствора. Вязкости классифицируют как сверхнизкую, низкую, среднюю и высокую, тогда как степень гидролиза обычно обозначают как сверх, полностью, средне и частично гидролизуемую. Выпускается широкий ассортимент стандартных марок, а также несколько специальных марок, включая поливиниловый спирт для эмульсионной полимеризации, марки с тонкодисперсными частицами и повышенной клейкостью. Поливиниловые спирты Се1уо1 805, 823 и 840 являются улучшенными модификациями марок поливиниловых спиртов стандартной полимеризации, Се1уо1 205, 523 и 540 соответственно. Данные продукты обеспечивают ряд преимуществ при применении для эмульсионной полимеризации, включая повышенную растворимость в воде и сниженное пенообразование. Поливинилбутираль выпускается компанией 8о1ийа 1пс., Сент-Луис, шт. Миссури, под торговым наименованием ВиТУАК. Одной из форм является смола ВиКаг ПЦреткюп ВВ, которая представляет собой стабильную дисперсию пластифицированного поливинилбутираля в воде. Содержание пластификатора составляет 40 ч. на 100 ч. смолы. Дисперсия поддерживается сохранением уровня рН выше 8,0 и может коагулироваться при снижении уровня рН ниже данного уровня. Воздействие на коагулированную модификацию уровнем рН выше 8,0 позволяет диспергировать композицию, что дает механизм управления.
Подходящими полиакриловыми соединениями являются полиакриламиды и т.п. и их комбинации, например Ν,Ν-двузамещенные полиакриламиды и Ν,Ν-двузамещенные полиметакриламиды. Подробное описание физико-химических свойств некоторых из данных полимеров приведено в книге «№а1ет-8о1иЫе 8уп1йейс Ро1утегк: Рторетйек апй Вейауют», РЫйр Мо1упеих, Уо1. I, СКС Ргекк, (1983).
Подходящими полиоксикислотами являются полиакриловая кислота, полиалкилакриловая кислота, сополимеры акриламида/акриловой кислоты/метакриловой кислоты, их комбинаций и т.п.
Для формирования волокнистых пробок можно также применять так называемые «многокомпонентные» волокна. Под «многокомпонентными» волокнами понимаются волокна, которые содержат по меньшей мере две разные фазы, области или химических композиции; другими словами, по меньшей мере две области, которые различаются либо физически, либо химически, либо и физически и химически. Поскольку многокомпонентные волокна содержат по меньшей мере две различные области, они могут быть разработаны так, чтобы обладать несколькими полезными свойствами, и данные свойства можно регулировать в более широких пределах, чем свойства волокна из однокомпонентного материала. В качестве одного из многих примеров материал во внутренней основе бикомпонентного волокна с оболочкой можно подбирать для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как внешний слой можно подбирать по его адгезивным качествам. В качестве одного из многих примеров в случае многокомпонентных волокон материал во внутренней основе бикомпонентного волокна с оболочкой можно подбирать для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как внешний слой можно подбирать по его адгезивным качествам. В качестве другого примера бикомпонентное волокно однорядной конфигурации может содержать один компонент, подобранный для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как другой компонент можно подбирать по его адгезивным качествам. Другие подходящие многокомпонентные продукты включают в себя продукты, в которых менее жесткий материал заключен в более жесткую оболочку; продукты, в которых такие полимеры, как РЬА (полиоксипропионовая кислота) и полигликолевая кислота, заключены в оболочку, состоящую из сложного полиэфира, полиамида и/или полиолефинового термопластика, продукты, в которых клей, чувствительный к воздействию, например клей, чувствительный к давлению, температурно-чувствительный клей или клей, чувствительный к влаге, или отверждаемый клей, заключен в разрушающуюся оболочку, например полимерную оболочку; и продукты, в которых один из компонентов выбран для обеспечения клейкости при конкретной температуре в скважине, например температуре в остановленной скважине (ВН8Т), и модуля упругости ниже 3х106 дин/см2 при частоте около 1 Гц, при этом клейкий компонент вложен в разрушающуюся полимерную оболочку.
Некоторые жидкие композиции, пригодные при формировании волокнистых пробок в соответствии с изобретением, могут содержать расклинивающий наполнитель. Способы в соответствии с настоящим аспектом изобретения включают в себя способы, в которых расклинивающий наполнитель объединяется с жидкой композицией до и/или во время закачивания жидкой композиции в ствол скважины. Другие способы в соответствии с изобретением включают в себя способы, в которых закачивание заключается в том, что нагнетают жидкую композицию в ствол скважины под давлением, либо с расклинивающим наполнителем в жидкой композиции, либо без него.
При желании расклинивающий наполнитель можно нагнетать в пласт либо в сочетании с композициями в соответствии с изобретением, либо с объединением их в пласте. Как показано выше, расклинивающий наполнитель предназначен для «удерживания от смыкания» стенок вблизи гидроразрыва в подземном пласте, чтобы гидроразрыв не смыкался силами, которые действуют в пласте. Стенки вблизи
- 8 013276 гидроразрыва полезно «удерживать от смыкания», чтобы пласт можно было эксплуатировать, обычно, для извлечения нефти или природного газа. Как правило, жидкие композиции, многокомпонентные продукты в них, способы и системы в соответствии с изобретением удовлетворительно работают с любым известным расклинивающим наполнителем, но могут быть особенно эффективными при использовании самого дешевого расклинивающего наполнителя, кремнистого песка. Полагают, что при более высоких напряжениях частицы песка разрушаются с формированием мелких фракций, которые в таком случае могут закупоривать пласт, что ослабляет его проницаемость и имеет следствием дорогие операции чистки скважин или даже ликвидацию скважины. Данная проблема описана в патенте США № 3929191. Спеченный боксит также применялся как расклинивающий наполнитель и может быть предпочтительнее, чем кремнистый песок, вследствие его способности выдерживать более высокие напряжения без разрушения. Однако спеченный боксит может быть менее желательным, чем кремнистый песок, в качестве расклинивающего наполнителя, поскольку спеченный боксит значительно дороже и, обычно, менее доступен. Применение спеченного боксита в качестве расклинивающего наполнителя описано в патенте США № 4068718.
Другие подходящие расклинивающие наполнители описаны в патентах США №№ 6406789; 6582819 и 6632527. Как поясняется в патенте 6406789, в настоящее время применяют расклинивающие материалы, т.е. расклинивающие наполнители, трех разных типов. Расклинивающий наполнитель первого типа представляет собой спеченные керамические гранулы/частицы, обычно оксид алюминия, оксид кремния или боксит, часто с глинистыми вяжущими веществами или с содержащимися в композиции твердыми веществами, например карбидом кремния (например, патент США № 4977116, выданный Рампфу с соавторами (РитрГ с1 а1.), европейские патенты 0087852, 0102761 или 0207668). Керамические частицы неудобны тем, что спекание требуется производить при высоких температурах, что имеет следствием высокие затраты на энергию. Расклинивающий наполнитель второго типа изготовлен из составляющих большую группу известных расклинивающих материалов из природных, относительно крупных песков, частицы которых являются грубо сферическими, так что они могут допускать значительный поток (иначе называемых «песками для гидроразрыва») (см. патент США № 5188175). Расклинивающий наполнитель третьего типа содержит образцы типа один и типа два, которые могут быть покрыты слоем синтетической смолы (патенты США № 5420174, 5218038, 5639806, 5420174, 5218038 и 5639806); европейский патент № 0542397). Как поясняется в настоящей заявке, в некоторых ситуациях гидроразрыва предварительно отвержденные расклинивающие наполнители в скважине будут выноситься обратным потоком из гидроразрыва, особенно, во время очистки скважины или добычи в нефтегазовых скважинах. Часть расклинивающего наполнителя может выноситься из зон, подвергнутых разрыву, и в ствол скважины текучими средами, добываемыми из скважины. Такой перенос известен как обратный поток. Вынос расклинивающего наполнителя обратным потоком из гидроразрыва не желателен и, до некоторой степени, регулировался в некоторых случаях применением расклинивающего наполнителя с покрытием из отверждаемой смолы, которая будет закрепляться и отверждаться под землей. Расклинивающие наполнители с покрытием из фенольной смолы уже некоторое время выпускаются промышленно и применяются для описанной цели. Таким образом, отверждаемые расклинивающие наполнители с покрытием из смолы можно применять для «защиты» гидроразрывов от описанного обратного потока. Покрытие из смолы на отверждаемых расклинивающих наполнителях не является сколько-нибудь значительно сшитым или отвержденным перед закачиванием в нефтяную или газовую скважину. Наоборот, покрытие предназначено для сшивания под действием напряжений и температур, присутствующих во внутрискважинном пласте. Такие условия вынуждают частицы расклинивающего наполнителя сцепляться с образованием трехмерной матрицы, предотвращающей обратный поток расклинивающего наполнителя. Упомянутые расклинивающие наполнители с покрытиями из отверждаемых фенольных смол лучше всего работают в средах, в которых температуры являются достаточно высокими для закрепления и отверждения фенольных смол. Однако условия в геологических формациях изменяются в широких пределах. В глубине некоторых газовых/нефтяных скважин присутствуют высокая температура (>180°Р (82°С)) и высокое давление (>6000 фунт/кв.дюйм (41 МПа)). В таких условиях большинство отверждаемых расклинивающих наполнителей может эффективно отверждаться. Кроме того, расклинивающие наполнители, применяемые в таких скважинах, должны быть термически и физически стабильными, т.е. не подвергаться ощутимому разрушению при данных температурах и давлениях. Отверждаемые смолы содержат смолы, которые отверждаются исключительно в подземном пласте, и смолы, которые частично отверждаются перед закачиванием в подземный пласт, и остальное отверждение которых происходит в подземном пласте. Многие неглубокие скважины часто имеют внутрискважинные температуры ниже, чем 130°Р (54°С) или даже ниже, чем 100°Р (38°С).
Вследствие широкого разброса геологических характеристик разных нефтяных и газовых скважин никакой единственный расклинивающий наполнитель не обладает всеми свойствами, которые могут удовлетворять всем эксплуатационным требованиям в различных условиях. Решение о том, применять ли предварительно отвержденный или отверждаемый расклинивающий наполнитель или оба, принимается на основании опыта и знаний, как известно специалисту в данной области техники. В ходе применения расклинивающий наполнитель взвешен в жидкости для гидроразрыва. Следовательно, взаимодейст
- 9 013276 вие расклинивающего наполнителя и жидкости будет сильно влиять на стабильность жидкости, в которой взвешен расклинивающий наполнитель. Жидкость должна оставаться вязкой и способной переносить расклинивающий наполнитель к гидроразрыву и осаждать его в надлежащих местах для применения. Однако если жидкость преждевременно теряет способность к переносу, то расклинивающий наполнитель может быть осажден в ненадлежащих местах гидроразрыва или ствола скважины. Из-за этого может потребоваться интенсивная чистка ствола скважины и удаление неправильно отложенного расклинивающего наполнителя. Важно также, чтобы жидкость деэмульгировалась (претерпевала снижение вязкости) через подходящее время после надлежащего отложения расклинивающего наполнителя. После того как расклинивающий наполнитель отложен в гидроразрыве, жидкость должна стать менее вязкой вследствие действия деэмульгаторов (понизителей вязкости), присутствующих в жидкости. Это позволяет сблизиться несвязанным и отверждаемым частицам расклинивающего наполнителя, что обеспечивает плотный контакт частиц и приводит к плотной набивке расклинивающего наполнителя после отверждения. Отсутствие подобного контакта будет иметь следствием намного менее плотную набивку расклинивающего наполнителя. Вместо вязкой жидкости можно применить пену для переноса расклинивающего наполнителя к гидроразрыву и осаждения расклинивающего наполнителя в надлежащих местах для применения. Пена является стабильной пеной, которая может содержать расклинивающий наполнитель в виде взвеси, пока он не откладывается в гидроразрыве, и при этом происходит гашение пены. Кроме пены или вязкой жидкости в соответствующих случаях можно применить другие средства для переноса расклинивающего наполнителя в гидроразрыв. Кроме того, в скважине можно применить материал в виде частиц с покрытием из смолы, например песок для «борьбы с выносом песка». В таком случае применения цилиндрическую конструкцию заполняют расклинивающими наполнителями, например материалом в виде частиц с покрытием из смолы, и спускают в ствол скважины для выполнения функции фильтра или сетчатого фильтра, регулирующего или исключающего обратный поток песка, других расклинивающих наполнителей или частиц подземного пласта. Цилиндрическая конструкция обычно представляет собой кольцевую конструкцию, содержащую внутреннюю и внешнюю стенки, выполненные из сетки. Размер ячеек сетчатого фильтра сетки должен быть достаточным для удерживания материала в виде частиц с покрытием из смолы внутри цилиндрической конструкции и сквозного пропуска флюидов в пласт.
В некоторых вариантах осуществления применяемые частицы могут иметь одинаковое распределение по крупности; в других вариантах осуществления - различное распределение по крупности, например бимодальное, трехмодальное и более модальное. В других вариантах осуществления макрочастицы могут быть полимерными и могут быть предназначены для сохранения своей формы вплоть до требуемой температуры, при превышении которой частицы деформируются. Например, множество микросфер может деформироваться с созданием, по существу, сплошного покрытия на волокнах. Другие полимерные микросферы могут содержать по меньшей мере один углеводород, например относительно низкомолекулярные нормальные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкины и т.п., а также ароматические соединения, например толуол, ксилол, стирол, дивинилбензол и т.п. Некоторые из упомянутых соединений, например стирол и дивинилбензол, могут взаимодействовать с образованием олигомера в полимерной микросфере. Микросферы могут обладать по меньшей мере двумя из упомянутых свойств, объединенными в одной микросфере; например, одна микросфера может проявлять кислотную функцию, обладать некоторой степенью упругости и иметь бимодальное распределение по крупности. Кроме того, в любой отдельной частице расклинивающего наполнителя микросферы могут быть, по существу, идентичными или изменяться в широких пределах по составу и свойствам.
Жидкие композиции, пригодные для способов в соответствии с изобретением, могут применяться вместе с любыми и/или использовать любые из многих обработок скважин или заканчиваний скважин. В целях настоящего описания термины «заканчивание скважины» и «заканчивание» применяются в значении имен существительных, кроме случаев ссылки на операцию заканчивания. Заканчивания скважин в соответствии с настоящим изобретением включают себя, но без ограничения, заканчивания с обсаживанием ствола, заканчивания скважин, дающих смесь продукции из нескольких интервалов, гидроразрыв, заканчивания с установкой гибких насосно-компрессорных труб, заканчивания скважин в двух интервалах, заканчивания высокотемпературных скважин, заканчивания высоконапорных скважин, заканчивания высокотемпературных/высоконапорных скважин, многопластовые заканчивания скважин, заканчивания скважин, выдающих нефть без кислотной обработки, гидроразрыва и применения насосов, заканчивания скважин с механизированной эксплуатацией, заканчивания скважин с частичным падением напора, заканчивания скважин с первичной добычей, беструбные заканчивания скважин и т.п.
Когда жидкость с конкретным контролируемыми уровнем рН и температурой закачивают в скважину, то волокнистые пробки испытывают воздействие жидкости и начинают разрушаться, в зависимости от композиции и выбранной жидкости. Разрушение можно регулировать по времени для достижения ускоренного разрушения, например в течение нескольких секунд или минут, или в течение более длительных периодов времени, например часов или суток. Например, композицию, применимую в изобретении, содержащую волокна, которые растворяются при температуре выше температуры продуктивного пласта, можно применять для образования волокнистой пробки и впоследствии подвергать воздействию
- 10 013276 жидкости, закачиваемой с поверхности и имеющей температуру выше температуры продуктивного пласта. В других операциях обработки скважин, возможно, потребуется обратное. Тогда волокнистой пробке можно дать возможность нагреться до температуры закачиваемой жидкости в слое, в котором происходит обработка, что обеспечивает возможность разрушения волокнистой пробки.
Как отмечено ранее, в композицию, дозируемую из желонки нагнетательного объемного типа, можно вводить ингредиенты, способствующие закупориванию волокнистыми пробками, например вспениваемые неорганические или органические материалы. Примерами вспениваемых материалов являются вспучивающиеся материалы, при этом термин «вспучивающийся» относится к материалу, который расширяется при нагревании до более чем приблизительно 100°С, хотя температура, при которой вспучивается конкретный вспучивающийся материал, зависит от композиции данного материала. Один пригодный вспучивающийся материал содержит неводную, неограниченно податливую, не содержащую галогенов, вспучивающуюся замазку, содержащую смесь вспучивающегося материала, резины и невулканизированного каучука, при этом резина и невулканизированный каучук совместно обеспечивают замазку со значением пластичности по меньшей мере 4 мм (предпочтительно по меньшей мере 4,5 мм; еще предпочтительнее по меньшей мере 5 мм и даже более предпочтительно по меньшей мере 6 мм). Кроме того, замазка, по меньшей мере, не содержит (т.е. содержит менее чем 0,25 мас.%) вулканизирующего средства для каучука. Упомянутые замазки описаны в патенте США № 5578671, принадлежащему компании М1иие8о!а Μίηίη§ апй МапиГасШппд Сотрапу, 8ΐ. Раи1, шт. Миннесота. В описанных вспучивающихся композициях каучук можно выбирать из натурального каучука, бутилкаучуков, полибутадиеновых каучуков, синтетических изопреновых каучуков, бутадиенстирольных каучуков, этиленакриловых каучуков, нитрилакрильных каучуков, уретановых каучуков, этиленвинилацетатных каучуков и их комбинаций; и невулканизированный каучук можно выбирать из невулканизированного натурального каучука, невулканизированных бутилкаучуков, невулканизированных полибутадиеновых каучуков, невулканизированных синтетических изопреновых каучуков, невулканизированных бутадиенстирольных каучуков, невулканизированных этиленакриловых каучуков, невулканизированных нитрилакрильных каучуков, невулканизированных уретановых каучуков, невулканизированных этиленвинилацетатных каучуков и их комбинаций. Другие вспучивающиеся композиции описаны в патентах США №№ 4273879; 4952615 и 5175197.
Термин «продуктивный пласт» может охватывать месторождения углеводородов, достижимые посредством по меньшей мере одного ствола скважины. Термин «скважина» или «ствол скважины» охватывает обсаженные, обсаженные и зацементированные или необсаженные стволы скважин и может представлять любой тип скважины, включая, но без ограничения, действующую эксплуатационную скважину, экспериментальную скважину, разведочную скважину и т.п. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, направленными под любым углом между вертикалью и горизонталью, искривленными или неискривленными и их комбинациями, например, вертикальной скважиной с невертикальной составляющей.
Должно быть очевидно специалистам в данной области техники, настоящее изобретение можно легко реализовать в других специальных модификациях, не выходящих за пределы его существа или существенных характеристик. Поэтому настоящие варианты осуществления следует считать просто наглядными, а не ограничивающими, и объем изобретения обозначен формулой изобретения, а не вышеприведенным описанием, и, следовательно, предполагается, что все изменения, которые будут внесены в пределах значения и области эквивалентности формулы изобретения, охватываются формулой изобретения. Выше приведено подробное описание только нескольких примерных вариантов осуществления настоящего изобретения, однако, специалистам в данной области техники будет очевидно, что примерные варианты осуществления допускают многочисленные модификации, не отклоняющиеся существенно от новаторских идей и преимуществ настоящего изобретения. Соответственно, предполагается, что все подобные модификации не выходят за пределы объема настоящего изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения. Хотя вышеописанные примеры настоящего изобретения относятся к способам и устройствам для операций со спусканием на кабеле, специалисту в данной области техники понятно, что настоящее изобретение равным образом применимо к операциям со спусканием на гибких насосно-компрессорных трубах или талевом канате. Например, желонку объемного нагнетательного типа в соответствии с настоящим изобретением можно закрепить к гидроструйной головке, установленной на гибких насосно-компрессорных трубах, и применять при воздействии на несколько продуктивных интервалов, когда либо зоны уже перфорированы, либо гидроструйная головка применяется для операций струйного перфорирования.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ избирательного отвода текучих сред в скважине, содержащий следующие этапы:а) обработку первой зоны в скважине;б) спуск в скважину инструмента, несущего композицию, содержащую волокна;в) приведение в действие инструмента для размещения достаточного количества композиции для- 11 013276 формирования волокнистой пробки и, по меньшей мере, частичного закупоривания первой зоны.
- 2. Способ по п.1, содержащий этап г), состоящий в повторении этапов а), б), в) для по меньшей мере еще одной зоны.
- 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором обработка заключается в направлении потока жидкости для воздействия на пласт через по меньшей мере одну ранее сформированную перфорацию в каналы.
- 4. Способ по п.1, содержащий этап нагнетания жидкости для воздействия на пласт под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, пересеченного скважиной.
- 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором спуск инструмента в скважину заключается в спуске желонки.
- 6. Способ по п.5, в котором желонка является желонкой нагнетательного объемного типа.
- 7. Способ по п.5, содержащий спускание желонки на дистальном конце скважинного перфоратора.
- 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором волокна композиции выбраны из разрушающихся волокон, неразрушающихся волокон, волокон, содержащих разрушающийся участок и неразрушающийся участок, и их смесей и комбинаций.
- 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором композиция содержит неволоконные макрочастицы, выбранные из органических материалов, металлоорганических материалов, неорганических материалов и их комбинаций и смесей.
- 10. Способ по п.3, в котором спуск инструмента содержит останов инструмента вблизи первой зоны, при этом композиция содержит волокна, имеющие тампонажные свойства, и осуществляют формирование волокнистой пробки в скважине вблизи перфораций.
- 11. Способ многозонной обработки скважин с несколькими продуктивными интервалами, содержащий следующие этапы:а) обработку первой зоны в скважине направлением потока жидкости для заканчивания скважин или воздействия на пласт через по меньшей мере одну предварительно сформированную перфорацию в каналы;б) спуск желонки на дистальном конце скважинного перфоратора в скважину с использованием спускового устройства, выбранного из талевого каната, кабеля, гибких насосно-компрессорных труб и составной насосно-компрессорной колонны, при этом желонка является носителем композиции, содержащей диспергируемые в воде волокна;в) останов желонки вблизи первой зоны;г) приведение в действие желонки для размещения достаточного количества композиции для формирования волокнистой пробки и, по меньшей мере, частичного закупоривания первой зоны;д) повторение этапов а)-г) для по меньшей мере еще одной зоны.
- 12. Способ по п.11, в котором желонка является желонкой нагнетательного объемного типа.
- 13. Способ по п.11 или 12, в котором композиция содержит волокна, имеющие тампонажные свойства, и по меньшей мере два вида макрочастиц, имеющих разные крупности частиц, и осуществляют формирование волокнистой пробки в скважине вблизи перфораций первой зоны и по меньшей мере одной другой зоны.
- 14. Устройство для многозонной обработки скважин, содержащее желонку нагнетательного объемного типа, включающую в себя отсек для размещения композиции, содержащей волокна для формирования волокнистых пробок в скважине, который частично ограничен и взаимодействует с объемнонагнетательным участком для вытеснения и избирательного размещения композиции в скважине для формирования по меньшей мере одной волокнистой пробки в скважине.
- 15. Устройство по п.14, в котором желонка нагнетательного объемного типа присоединена к концу скважинного перфоратора.
- 16. Устройство по п.14, в котором желонка нагнетательного объемного типа соединена с кабелем и размещается в скважине посредством кабеля.
- 17. Устройство по п.14, в котором желонка нагнетательного объемного типа прикреплена к гибким насосно-компрессорным трубам и размещается в скважине посредством указанных труб.
- 18. Устройство по п.14, в котором желонка нагнетательного объемного типа прикреплена к гидроструйному устройству.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US89008507P | 2007-02-15 | 2007-02-15 | |
| US11/857,859 US20080196896A1 (en) | 2007-02-15 | 2007-09-19 | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800339A1 EA200800339A1 (ru) | 2008-08-29 |
| EA013276B1 true EA013276B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=39705662
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800339A EA013276B1 (ru) | 2007-02-15 | 2008-02-14 | Способы и устройства избирательного отвода текучих сред в скважине с использованием волокон |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080196896A1 (ru) |
| AR (1) | AR065347A1 (ru) |
| EA (1) | EA013276B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008001985A (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445338C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине |
Families Citing this family (68)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7810567B2 (en) * | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| BRPI0821121A2 (pt) * | 2007-12-14 | 2016-06-14 | 3M Innovative Properties Co | método de contatar uma formação subterrânea, e método de reduzir a migração de sólidos |
| US9212535B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US8002050B2 (en) * | 2008-05-06 | 2011-08-23 | Frazier W Lynn | Completion technique and treatment of drilled solids |
| US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
| 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 |
| US20160257872A9 (en) | 2010-09-17 | 2016-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Solid state dispersion |
| CA2819372C (en) | 2010-12-17 | 2017-07-18 | Krishnan Kumaran | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
| SG10201510412SA (en) | 2010-12-17 | 2016-01-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Autonomous downhole conveyance system |
| US8905133B2 (en) * | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US10808497B2 (en) * | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| WO2012161854A2 (en) | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
| RU2480571C2 (ru) * | 2011-08-02 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Георесурс" | Устройство для установки мостов в скважинах |
| US20150315886A1 (en) * | 2011-12-09 | 2015-11-05 | Dmitry Ivanovich Potapenko | Well treatment with high solids content fluids |
| CN109456580A (zh) * | 2011-12-28 | 2019-03-12 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解复合材料及其用途 |
| WO2014077948A1 (en) | 2012-11-13 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
| US10202833B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing with exothermic reaction |
| US9523268B2 (en) | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| US9410413B2 (en) * | 2013-10-18 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Well system with annular space around casing for a treatment operation |
| US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
| WO2015160275A1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-10-22 | Schlumberger Canada Limited | Treatment fluid |
| RU2541983C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10066145B2 (en) * | 2014-08-18 | 2018-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer brushes in diverting agents for use in subterranean formations |
| RU2551586C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
| RU2679202C2 (ru) | 2014-11-14 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки скважины |
| US9810051B2 (en) | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| WO2016106134A1 (en) * | 2014-12-22 | 2016-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Degradable composite structures |
| US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
| US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
| US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US20160333680A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Well re-fracturing method |
| US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| CA2992712C (en) | 2015-07-21 | 2020-02-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| WO2017062086A1 (en) | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
| US20190119552A1 (en) * | 2015-11-02 | 2019-04-25 | The Board Of Regents Of The University Of Texas Sytem | Acid soluble diverting agents for refracturing applications |
| US10337270B2 (en) * | 2015-12-16 | 2019-07-02 | Neo Products, LLC | Select fire system and method of using same |
| US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US10876042B2 (en) | 2016-06-17 | 2020-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | In situ formed inorganic solids in fracture networks |
| CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| WO2018200698A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
| WO2018200688A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
| ES2905869T3 (es) | 2017-10-26 | 2022-04-12 | Non Explosive Oilfield Products Llc | Herramienta de posicionamiento de un agujero de fondo con actuador de fluido y su método de utilización |
| US10954771B2 (en) | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
| CN112576232A (zh) * | 2020-12-28 | 2021-03-30 | 徐世杰 | 一种水平井水平段压裂配套快捷电动座封及射孔工艺 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3461960A (en) * | 1967-05-08 | 1969-08-19 | Ernest B Wilson | Method and apparatus for depositing cement in a well |
| SU775295A1 (ru) * | 1979-01-08 | 1980-10-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Тампонажный материал |
| RU2049908C1 (ru) * | 1991-05-23 | 1995-12-10 | Кузнецов Эдуард Брониславич | Способ установки мостов в скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2069736C1 (ru) * | 1992-09-30 | 1996-11-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ подачи реагентов в нефтегазовую скважину |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2788072A (en) * | 1952-02-13 | 1957-04-09 | Pan American Petroleum Corp | Method of fracturing a well formation |
| US2838117A (en) * | 1953-05-22 | 1958-06-10 | Pan American Petroleum Corp | Fracturing formations at selected elevations |
| US3170517A (en) * | 1962-11-13 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Fracturing formation and stimulation of wells |
| US3379251A (en) * | 1965-10-22 | 1968-04-23 | Dresser Ind | Dump bailer |
| US5507345A (en) * | 1994-11-23 | 1996-04-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for sub-surface fluid shut-off |
| US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
-
2007
- 2007-09-19 US US11/857,859 patent/US20080196896A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-02-11 MX MX2008001985A patent/MX2008001985A/es not_active Application Discontinuation
- 2008-02-14 AR ARP080100630A patent/AR065347A1/es unknown
- 2008-02-14 EA EA200800339A patent/EA013276B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3461960A (en) * | 1967-05-08 | 1969-08-19 | Ernest B Wilson | Method and apparatus for depositing cement in a well |
| SU775295A1 (ru) * | 1979-01-08 | 1980-10-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Тампонажный материал |
| RU2049908C1 (ru) * | 1991-05-23 | 1995-12-10 | Кузнецов Эдуард Брониславич | Способ установки мостов в скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2069736C1 (ru) * | 1992-09-30 | 1996-11-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ подачи реагентов в нефтегазовую скважину |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Spravochnik po prostrelochno-vzryvnoy apparature. Pod. red. L.Ya. FRIDLYANDERA. M.: Nedra, 1983, s. 85 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445338C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR065347A1 (es) | 2009-06-03 |
| EA200800339A1 (ru) | 2008-08-29 |
| US20080196896A1 (en) | 2008-08-21 |
| MX2008001985A (es) | 2009-02-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013276B1 (ru) | Способы и устройства избирательного отвода текучих сред в скважине с использованием волокон | |
| RU2398959C2 (ru) | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) | |
| RU2405920C2 (ru) | Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины | |
| US7882894B2 (en) | Methods for completing and stimulating a well bore | |
| US5131472A (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
| CA2615972C (en) | Methods and apparatus for completing a well | |
| RU2666566C2 (ru) | Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта | |
| US8074715B2 (en) | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries | |
| CA2694074A1 (en) | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells | |
| CA2725305A1 (en) | Fracturing method for subterranean reservoirs | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| US20180320498A1 (en) | Enhancing propped complex fracture networks | |
| US11667828B2 (en) | Multi-grade diverting particulates | |
| WO2019221693A1 (en) | Pelletized diverting agents using degradable polymers | |
| US20190309217A1 (en) | Amaranth grain particulates for diversion applications | |
| WO2019088999A1 (en) | Diversion using solid particulates | |
| US11578252B2 (en) | Composite diverting particulates | |
| RU2464410C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| 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): RU |