EA013439B1 - Способ создания движения текучих сред в скважине между пластом и обсадной колонной - Google Patents
Способ создания движения текучих сред в скважине между пластом и обсадной колонной Download PDFInfo
- Publication number
- EA013439B1 EA013439B1 EA200800363A EA200800363A EA013439B1 EA 013439 B1 EA013439 B1 EA 013439B1 EA 200800363 A EA200800363 A EA 200800363A EA 200800363 A EA200800363 A EA 200800363A EA 013439 B1 EA013439 B1 EA 013439B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- casing
- cement
- formation
- fluids
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 42
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 166
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 25
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims description 9
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 8
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 238000005474 detonation Methods 0.000 claims 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 39
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 239000012812 sealant material Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000009182 swimming Effects 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid group Chemical class C(CC(O)(C(=O)O)CC(=O)O)(=O)O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002783 friction material Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000005297 pyrex Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000003938 response to stress Effects 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 230000009291 secondary effect Effects 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007779 soft material Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
- E21B43/086—Screens with preformed openings, e.g. slotted liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
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)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)
Abstract
Описываются способы и инструменты для уменьшения выноса песка, которые включают в себя этапы выполнения разрыва цементной оболочки (13) в локализованной зоне вокруг обсадной колонны (111), и имеющие зону разрыва, действующую как песчаный фильтр между пластом и отверстиями (113) в обсадной колонне (111), причем отверстия предварительно образованы, но временно заблокированы для обеспечения обычного первичного цементирования обсадной колонны. Этап выполнения разрыва также может использоваться для восстановительных операций для повторного открытия заблокированных пластов или фильтров.
Description
Предшествующий уровень техники изобретения
Настоящее изобретение относится к способам и устройству для заканчивания скважин, включающих в себя добывающие и нагнетающие скважины, но не ограничивающихся скважинами такого типа. Более конкретно, некоторые варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам и устройству для сокращения количества абразивных или блокирующих твердых частиц, таких как песок из подземных пластов, входящих в ствол скважины либо при первоначальном заканчивании скважины или во время восстановительных операций для усовершенствования первоначального заканчивания. Подобно этому, в других вариантах осуществления настоящего изобретения создаются системы и способы для управления притоком/вытеканием в ствол скважины/из ствола скважины через локализованные трещины затвердевающего материала, связанного со стволом скважины. Поэтому настоящее изобретение может способствовать локализованным областям сниженного давления пласта и добычи в добывающей скважине или избирательному управлению потоком из нагнетающей скважины.
Некоторые подземные пласты, встречающиеся в бурении скважин, таких как нефтяные и газовые скважины, иногда имеют склонность заплывать песком во время фазы добычи. Когда песок выносится из пласта вместе с текучими средами, это может вызывать серьезные проблемы для добычи необходимых текучих сред вследствие блокировки и повреждений установок, производимых добываемыми твердыми частицами вследствие абразивной природы таких частиц.
Стволы скважин, которые бурятся в коллекторах, склонных к заплыванию песком, могут заканчиваться либо в конфигурации обсаженного ствола или в конфигурации необсаженного (открытого) ствола. Для заканчивания с обсаженным стволом колонна обсадной трубы, обычно образованная из набора стальных труб, соединенных в непрерывную цепь, цементируется по месту в стволе скважины.
Простейшей закачкой цемента является цементирование после установки обсадной колонны, когда текучая среда, содержащая цементный раствор, закачивается с поверхности в ствол скважины через обсадную колонну, возвращаясь к поверхности по кольцевому зазору между обсадной колонной и пластом. Цемент затвердевает в кольцевом пространстве за обсадными трубами для образования материала, который несет и защищает обсадные трубы и обеспечивает разобщение пластов.
В настоящее время заканчивание необсаженного (открытого) ствола в коллекторах, склонных к заплыванию песком, является часто сложным и дорогостоящим процессом, требующим использования техники для предотвращения выноса песка во время добычи.
Обычные современные пути предотвращения заплывания песком включают в себя следующее: гравийную набивку после помещения инструментов и фильтров в ствол; помещение фильтра с заранее выполненной набивкой в открытый ствол;
использование заканчивания с раздвижными фильтрами;
связывание вскрытой поверхности в песчаном пласте, например, с использованием смолы.
Процесс гравийной набивки требует использования специального инструмента, а незавершенное помещение гравия связано с хорошо известным риском, особенно в горизонтальных коллекторах. Фильтры с заранее выполненной набивкой исключают риск пропусков, но требуют специального сложного монтажа. Патент США № 3026936 предлагает улучшить добычу из скважины посредством использования разрыва в цементе. Выполнять разрыв цемента в вертикальной скважине предлагается с помощью пуль, механических ударников, поршней с гидроприводом и деформаций обсадной колонны посредством повышенного гидравлического давления. Вдобавок, предлагается увеличение проницаемости с помощью химической обработки.
Использование хвостовика обсадной колонны с заранее ослабленными (закупоренными пробками отверстиями) зонами предлагается в патенте США № 4531583, который описывает способ закачки цемента для восстановления каналов между обсадной колонной и цементом. Другое использование хвостовика обсадной колонны с заранее прорезанными отверстиями описывается в публикации патентной заявки США № 2005/0121203 А1, в которой раздвижной хвостовик надлежит привести в непосредственный контакт со стенкой ствола скважины.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на усовершенствование ранее предложенных технологий посредством локализации разрывов в цементе. В частности, в патенте США 3026936 раскрыты возможности добычи в скважине через раздробленную защитную цементную оболочку и перфорированную обсадную колонну. Данное решение, однако, было проигнорировано в пользу описанных выше устройств и технологий, которые доминируют в промышленности в области добычи скважин и контроля выноса песка.
Настоящее изобретение совершенствует некоторые аспекты, которые были идентифицированы как главные препятствия для реализации способа по патенту США № 3026936. Например, в решении по данному патенту не удается ограничить распространение трещин через цементную оболочку, таким образом, создавая возможность нежелательного перетока между слоями пласта и потери разобщения пластов. Хотя в патенте и указано на перфорирование обсадной колонны до ее спуска в скважину, но не раскрыты способы закачки цементного раствора через заранее перфорированные обсадные трубы.
Настоящее изобретение создает устройство и способы для локализации зоны разорванного цемента и, в другом аспекте, предусматривает усовершенствованную заранее перфорированную обсадную ко
- 1 013439 лонну для закачки цементного раствора в кольцевое пространство между обсадной колонной и пластом после установки обсадной колонны.
Для локализации зоны разорванного цемента в настоящем изобретении применяются локализованные и предпочтительно контролируемые силы давления на цементную оболочку (или любого другого материала с возможностью твердения, используемого для создания разобщения пластов) вдоль ствола скважины. Предпочтительно способ содержит расширение обсадной колонны в продуктивной зоне так, чтобы выполнить разрыв цемента в продуктивной зоне посредством элементов, передающих усилие или давление. Альтернативно, зона или объем с разорванным затвердевающим материалом ограничивается зоной или объемом более податливого и, следовательно, менее хрупкого материала, расположенного внутри кольцевого пространства. Перфорированные секции обсадной колонны или хвостовика размещаются так, что текучие среды из окружающего пласта, проходящие через зоны с разорванным материалом, могут входить в скважину через перфорацию обсадной колонны.
Зона или слой раздробленного материала, разделяющего обсадную колонну и продуктивный пласт, способно предотвратить вход песка и других твердых частиц в скважину. Другими словами, разорванный материал между пластом и обсадной колонной действует как песчаный фильтр.
По меньшей мере, секция обсадной колонны имеет множество отверстий, таких как щели, фильтры, сетки и им подобные. Отверстия предпочтительно заполняются или блокируются заполняющими извлекаемыми элементами или пробками во время закачки затвердевающего материала после установки обсадной колонны. Способ согласно данному варианту включает в себя дополнительный этап извлечения заполняющих элементов или пробок в обсадной колонне в продуктивной зоне перед добычей или во время добычи из скважины. Предпочтительно, чтобы извлечение заполняющих элементов или пробок осуществлялось до выполнения разрыва цемента или после выполнения разрыва цемента, но до начала добычи из скважины. В варианте осуществления настоящего изобретения, однако, заполняющий материал может извлекаться посредством добываемых пластовых текучих сред. Альтернативно, обсадная колонна, содержащая открытые входные отверстия, может быть спущена в скважину, содержащую в себе цемент или с закачиванием цемента в скважину после этого. В таких аспектах цемент, размещенный в стволе скважины, может выбуриваться из ствола скважины, оставляя ствол скважины чистым для дополнительных операций, таких как выполнение разрыва или подобных.
Эти разнообразные аспекты изобретения могут комбинироваться согласно техническим требованиям. Видно, что особенно преимущественным является комбинирование аспектов локализации разрывов в цементе с использованием заранее перфорированной обсадной колонны для улучшения добычи. Изобретение может быть практически применено для вертикальных и не вертикальных или горизонтальных скважин.
Другой аспект изобретения содержит устройство для выполнения локального разрыва цемента, окружающего обсадную колонну в скважине.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, с помощью контроля местоположения разрывов в цементе, затвердевающем материале и/или им подобными, притоком текучих сред в ствол скважины из коллектора и/или вытеканием текучих сред в коллектор из ствола скважины можно управлять. Это управление с использованием локализованных трещин в затвердевающем материале может использоваться как замена перфорации ствола скважины/обсадной колонны ствола скважины.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение описано со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1А и 1В показывают один вариант осуществления изобретения до и после выполнения разрыва;
фиг. 1С и 1Ό показывают другой вариант осуществления изобретения до и после выполнения разрыва;
фиг. 2А и 2В показывают виды устройства согласно одному варианту осуществления изобретения;
фиг. 3А, 3В, 3С, 3Ό показывают различные формы обсадной колонны и адаптированных инструментов для использования в настоящем изобретении;
фиг. 4 показывает инструмент для создания ударных волн с целью разрыва цемента;
фиг. 5А, 5В, 5С показывают обсадную колонну с элементами локализации силы или давления согласно изобретению;
фиг. 6 показывает обсадную колонну с предварительно образованными отверстиями;
фиг. 7 показывает другой вариант обсадной колонны согласно изобретению;
фиг. 8 является блок-схемой этапов способа согласно варианту настоящего изобретения.
Подробное описание примеров и вариантов
В одном аспекте изобретения рассматривается способ цементирования после установки обсадной колонны, при котором должен создаваться проницаемый материал перед продуктивной зоной. Способ может осуществляться в одну стадию или несколько стадий. Один вариант осуществления изобретения схематически показан на фиг. 1А. Обсадная колонна 11 располагается в скважине 10 и имеет обычную стальную обсадную трубу 111 напротив покрывающей породы 121 или непроницаемого пласта и щеле
- 2 013439 вую обсадную трубу 112 с множеством щелей 113 напротив проницаемой зоны 122. В одном варианте осуществления настоящего изобретения множество щелей 113 может быть выполнено в направлении/ориентации, перпендикулярном относительно щелевой обсадной трубы 112. В других вариантах осуществления изобретения множество щелей 113 может располагаться в любом направлении/ориентации относительно щелевой обсадной трубы 112, и одна или несколько щелей могут в действительности иметь направление/ориентацию относительно щелевой обсадной трубы 112, различное с другими щелями из множества щелей 113. Состав текучей среды, содержащий цементный раствор, подходящий для условий в стволе скважины, закачивается с поверхности по обсадной колонне 11 для заполнения кольцевого пространства между обсадной колонной 11 и пластом 12, таким образом, формируя непроницаемую оболочку 13 вокруг скважины. Цементная пробка 131 может помещаться в последовательный ряд составов текучей среды между цементным раствором и текучими средами, остающимися в обсадной колонне. Технологический процесс оставляет ствол свободным для продолжения бурения, спуска инструментов или заполнения нефтью.
На фиг. 1В к цементу прилагается сила для его разрыва и создания трещины 132 в затвердевшем цементе 13 локально в зоне вокруг щелей 113. Подробности способов, подходящих для локализации разрывов внутри необходимой зоны, будут описаны ниже. Например, на фиг. 1С последовательный ряд составов текучих сред, содержащий обычный цементный раствор, за которым следует податливый герметик, за которым следует легко разрываемый цемент, закачивается по обсадной колонне 11. Последовательный ряд текучих сред (описанный более подробно ниже) помещается за обсадную колонну 11 в кольцевое пространство между обсадной колонной 11 и пластом 12. Таким образом, стандартный цемент 133 помещается над податливым герметиком 134, а легко разрываемый цемент 135 помещается в продуктивной зоне. Через некоторое время после твердения материалов за обсадной колонной 11 в цементе 135 и, в некоторых случаях, в пласте должны быть выполнены разрывы/расколы для обеспечения добычи текучих сред из пласта 122 коллектора через трещины 132, как показано на фиг. 1Ό. Податливая зона 134 предотвращает продвижение расколов 132 за цемент 135, примыкающий к продуктивному пласту 122. Подходящие для герметика материалы описываются ниже.
В этих вариантах осуществления изобретения (не показаны) свойства цемента 133 и 135 выбраны такими, что трещины останавливаются на стыке между двумя цементами, при этом не требуется промежуточной зоны материала герметика 134. Податливые и упругие цементы известны, например, под торговой маркой ΕΙοχδΤΟΝΕ (КТМ) фирмы Шлюмберже. В качестве альтернативы может быть возможным использовать один и тот же тип цемента в обеих зонах 133 и 135, предусмотрев, что герметик 134 предохраняет от распространения трещин 132. Подходящие для герметика материалы описываются ниже.
Следующие подробности описывают разнообразные способы приложения силы или давления для выполнения разрыва цемента в нужных местах ствола скважины.
Регулируемая нагрузка может быть приложена через обсадную колонну и/или герметизирующие пробки для обеспечения расколов в цементе посредством одного или нескольких элементов передачи сил или давления. Контактные элементы могут варьироваться по форме, числу и положению для оптимизации процесса. В одном варианте осуществления изобретения положение инструмента, прилагающего усилие, может изменяться в обсадной колонне, и процесс может повторяться или устройство может получить конфигурацию (вертикальной) решетки из таких элементов.
Вариант одного такого скважинного инструмента 24 показан на фиг. 2А и 2В. В этом варианте гидравлическое давление прикладывается к верху конического клина 242, смонтированного в несущей трубе 241. Альтернативно, клин может нагружаться механически посредством винтового механизма, приводимого в действие электрическим или гидравлическим двигателем (не показан). Клин, в свою очередь, передает усилие на обсадную колонну 21 с помощью шипов 243, которые подаются через несущую трубу 241. Положение и число шипов 243 может быть запроектировано, чтобы оптимизировать число выполнения разрывов 232 в цементе 23. Шипы могут также использоваться для прокола обсадной колонны 21. Когда используется обсадная колонна с закупоренными пробками щелями, подобная обсадной колонне 11 (фиг. 1), инструмент 24 может использоваться для проталкивания пробок, которые герметизируют отверстия в обсадной колонне во время ее установки и закачки цементов, как описывается ниже.
На фиг. 3 показаны дополнительные примеры способов и инструментов для выполнения локального разрыва цемента. На фиг. 3 обсадная колонна окружена затвердевшим цементом 33. Обсадная колонна имеет один или несколько острых выступов 311 на стороне цемента и имеет лунку 312 на внутренней стороне. Инструмент 34 для разрыва цемента включает в себя поршень 341, соединенный с насадкой 342, который выступает через инструмент через уплотнительное кольцо 343, предотвращающие засорение пружины 344 рассеянными материалами. Поршень 341 уплотняется уплотнительным кольцом 345 и может поджиматься к пружине 344 нефтью или водой под давлением, действующим на его торец. При срабатывании насадок 342 входит в лунку 312 и заставляет острый выступ 311 войти в цемент 33, создавая разрыв 332. Втягивание поршня 341 предотвращается клином или пружинным кольцевым замком 346. Затем инструмент 34 перемещается к следующему острому выступу/лунке обсадной колонны и повторяет операцию по требованию.
На фиг. 3В показана видоизмененная обсадная колонна, которая включает в себя перемещаемые
- 3 013439 элементы для выполнения локального разрыва цемента. Затвердевший цемент 33 упирается в обсадную колонну 31, содержащую одну или несколько полостей 311, каждая из которых содержит поршень 312, обычно удерживаемый прижатым к заднему упору 313 пружиной 314. Сборка удерживается в этом положении кольцевым замком 315. Обращенная к цементу сторона поршня 312 имеет острый выступ 316 и мягкий материал 317 пробки, который предотвращает проникание не затвердевшего цемента в область 311 поршня/пружины. После затвердевания цемента поршень толкается конической пробкой 351 (показана частично), размещенной в инструменте 35, под действием гидравлического давления. Любая другая имеющаяся в наличии сила, например полученная в результате передачи электроэнергии по проводам, или полученная гидравлически по гибкой насосно-компрессорной трубе, может предусматриваться, чтобы создавать усилие, чтобы толкать острый выступ 316 на цемент 33. Острый выступ 316 выполняет разрыв цемента. Текучие среды, добываемые через трещину, могут протекать либо через щели в обсадной колонне, такие как показанные на фиг. 1 выше, или с использованием полости 311 в обсадной колонне 31 через отверстие (не показано) в центре поршня 312 или через комбинацию обеих. Во всех случаях видоизмененная обсадная колонна может содержать острые выступы различной проникающей способности, представляющие возможность выбора размера, положения и числа выполнения разрывов. Эти острые выступы могут находиться в боковых отверстиях, содержащих смолу с возможностью растворения в нефти в качестве материала пробки.
В упрощенном варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 3С, острый выступ 316 выступает из обсадной колонны 31 будучи частично или полностью вмонтированным в пробку 318 из эластомерного материала, который обеспечивает эластичный, но герметичный для текучей среды монтаж острого выступа.
В вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг. 3А-3С, острый выступ может удерживаться в нужном положении после выполнения первоначального разрыва цемента посредством фрикционного материала, или устройства, содержащего канавки (лунки) или посадочные места в поршне. Такие вариации на поверхности поршня представлены цифрой 319 (фиг. 3Ό). Могут предусматриваться и другие вариации, чтобы поместить острые выступы без втягивания, при поддержании напряжения.
В некоторых ситуациях эти острые выступы могут содержать датчики, которые осуществляют мониторинг притока, температуры и состава добываемой текучей среды.
Альтернативно, для обсадной колонны уменьшенной толщины может использоваться эластомер для автономного размещения вставки и предотвращения утечки цемента (фиг. 3В). Вставка, острый выступ или шип могут выступать в цемент на наружной стороне обсадной колонны до приложения нагрузки.
Другой альтернативой приложения регулируемого давления является использование взрывных устройств для увеличения гидравлического давления внутри обсадной колонны для разрыва цемента в кольцевом пространстве, или кумулятивных зарядов, создающих локальную ударную волну. В патенте США 3026936 раскрыто использование пуль для пробивки отверстий в обсадной колонне или дробления цемента, что не позволяет одинаково регулировать диапазон давлений и место приложения силы при сравнении со способами настоящего изобретения с операциями со взрывными зарядами без пуль. Взрывные устройства могут проникать или не проникать через обсадную колонну. В примере на фиг. 4 перфоратор 44 на гибкой насосно-компрессорной трубе показан спущенным в ствол скважины. Перфоратор несет множество взрывных зарядов. Взрывные заряды могут быть заключены в небольшие камеры 441 повышенного давления, которые открыты в текучую среду и эффективно соединяют ударную волну с обсадной колонной 41. Это создает мощный гидравлический удар по обсадной колонне, обеспечивающий дробление цемента 43.
Перфорирующие устройства (взрывчатые вещества) уже используются для пробивания отверстий в обсадной колонне и проникновения в пласт, увеличения добычи. Есть некоторые свидетельства дробления цемента, особенно около перфорированных отверстий и при использовании при высокой плотности. Перфораторы насосно-компрессорных труб, которые используют заряды для перфорации с очень малым проникновением, могут использоваться, чтобы только проникнуть через обсадную колонну.
Взрывчатые вещества могут заменяться ударником с электромагнитным приводом, развертываемым на инструменте, спускаемом на каротажном кабеле. Ударник размещается вплотную к обсадной колонне и приводится в действие для нанесения ударов по обсадной колонне, при этом ударные волны заставляют цемент раскалываться известным способом.
Контролируемая энергия колебания может также использоваться для раскалывания цемента. С использованием инструмента, спускаемого на каротажном кабеле, из небольшой муфты может выдвигаться кольцо и прижиматься к обсадной колонне. Вибрационное устройство с известной или оптимизированной частотой может затем возбуждать колебания в обсадной колонне с достаточной мощностью высокой частоты, чтобы вызвать радиальные расколы. Частота и амплитуда колебаний могут быть подобраны для глубины и окружающего давления и температуры, чтобы оптимизировать размер образуемых расколов. Акустический источник может иметь вторичный и полезный эффект уменьшения вязкости добываемой нефти.
Другой подход заключается в применении нагрева поверхности обсадной колонны для расширения
- 4 013439 цемента и раскола, при этом уменьшая вязкость углеводородной текучей среды. Например, локализованный нагрев с использованием излучения или индукции может развертываться для разрыва цемента в заданных зонах. В этом случае инструмент спускается на каротажном кабеле для подачи 9 кВт (и более высокие всплески) мощности. Эта мощность может преобразовываться в нагрев с фокусирующими насадками (способом, сходным с описанным выше для шипов). Тепловыделяющие элементы фокусируют тепловую энергию в цемент очень точно.
Другим решением является использование шпинделя, аналогичного тому, который используется для обсадной колонны с возможностью выдвижения. Шпиндель проходит с поверхности, таким образом, деформируя секцию обсадной колонны, как это необходимо. Форма шпинделя может быть подобрана для обеспечения постоянной деформации обсадной колонны, гарантируя не только создания разрывов, но и поддержание их открытыми. Деформация должна обеспечивать разрыв в цементе растяжением и сдвигом и увеличение плотности трещин, если необходимо. Также, может использоваться больше одного шпинделя для дополнительного расширения обсадной колонны и разрыва цемента, если требуется. В некоторых случаях шпиндель может содержать химикаты, способные менять поверхностные свойства по отдельности или всех вместе, обсадной колонны, цемента и фильтрационной корки.
Контролируемое расширение обсадной колонны также может быть достигнуто использованием гидравлического давления, приложенного внутри обсадной колонны.
В дополнение к этапам, описанным выше, могут использоваться электрические поля, гамма-лучи или рентгеновские лучи для ослабления цемента перед выполнением разрыва или после него.
Из этих возможных альтернатив источников усилия разрыва, некоторые, например гидравлическое давление, нагрев или другое средство расширения обсадной колонны, не имеют возможности легкого ограничения и способны привести к трещинам вне необходимых зон. В таких случаях распределение разрывов в цементе может быть локализовано и контролироваться микрогеометрией поверхности обсадной колонны 51, находящейся в контакте с затвердевшим цементом. Примеры нескольких конфигураций обсадной колонны, подходящих для таких целей, представлены на фиг. 5А-5С и включают ребра 511 с осевыми режущими кромками, ребра 512 с режущими кромками по периметру и остроконечные элементы 513 проникания соответственно. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения могут использоваться другие элементы передачи усилия или давления, включающие в себя канавку в обсадной колонне, видоизмененный центратор, без ограничения ими, и сочетания с любыми элементами описанными выше.
Если применяется обычная обсадная колонна, такая обсадная колонна перфорируется или прорезается после постановки и затвердевания цемента. Такое изменение обсадной колонны могло бы потребовать использования инструмента перфорации, такого как описанный выше инструмент для сверления обсадной колонны или резки струей воды под давлением. Водоструйный резак может держаться близко к поверхности обсадной колонны с помощью магнитных рычагов и вращаться для контакта с различными положениями на обсадной колонне. Диаметр сопла и скорость смещения могут использоваться, чтобы контролировать ширину щели. Водоструйный резак может оборудоваться внутрискважинным насосом и гусеничным шасси, перемещаемыми на каротажном кабеле. В другой вариации этого подхода может быть возможным увеличить имеющуюся в наличии мощность закачиванием флюида вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, чтобы питать внутрискважинный насос.
Однако является предпочтительным, чтобы обсадная колонна была видоизменена для осуществления заканчивания, согласно настоящему изобретению, как части процесса цементирования после постановки обсадной колонны.
Поскольку любой из вышеупомянутых вариантов выигрывает от использования обсадной колонны, такой какая показана на фиг. 1, имеющей щели или фрезерованные слабые места или отверстия сетчатого типа, которые имеют крышки, закупорены пробками или прорезаны на толщину меньше, чем толщина обсадной колонны, чтобы держать минимальный перепад давления. Крышка или пробка может разрушиться или быть пробитой, когда приводится в действие сила разрыва. Альтернативно крышка или пробка растворяются текучими средами, которые могут либо закачиваться с поверхности или поступать из пласта. Вариант такой обсадной колонны или фильтра показан на фиг. 6.
На фиг. 6 нижняя половина обсадной трубы 61 имеет множество отверстий 613, заполненных пробками 614 при установке колонны и закачки цемента, как показано на увеличенном изображении.
Материалом пробки может быть смола, растворимая в нефти, хрупкий материал или материал с высоким тепловым расширением.
Такие пробки могут трескаться или расплавляться во время гидратации цемента или раствориться при контакте с нефтью или водой. Альтернативно они могут расплавиться или разрушиться при расширении обсадной колонны или быть вытащенными со своего места инструментом, который спускается в ствол после схватывания цемента, но до его затвердения.
В общем, отверстия в обсадной колонне или фильтре должны предпочтительно иметь ширину, меньшую, чем частицы в цементе, в котором выполнен разрыв (как дополнительная защита от полного разрушения и выноса песка), предпочтительно максимально в 2,5 раза большую диаметра частиц песка в пласте. Остающиеся фрагменты цемента по возможности должны быть больше, чем эти частицы (веро
- 5 013439 ятный диапазон 0,3-1 мм) и не будут тогда выноситься через обсадную колонну или фильтр. Фильтр или обсадная колонна имеет проницаемость больше, чем цемент, в котором выполнен разрыв, но может иметь области, которые остаются неперфорированными, чтобы предотвратить обрушение и исключить необходимость дополнительной круговых (кольцевых) опор в стволе скважины. Эти области без отверстий могут содержать множество поверхностей, имеющих форму конуса или клина, как описано в примере выше.
Хотя обычная обсадная колонна выполняется из стали, могут использоваться другие металлические и/или неметаллические (например, из полимерных и композитных материалов) обсадные колонны для настоящего практического применения.
Схематичное изображение альтернативной обсадной колонны представлено на фиг. 7. В данном варианте проволочная сетка 711 прикреплена снаружи перфорированной или щелевой обсадной колонны 71. Сетка покрыта снаружи полимером 712, растворимым в нефти или воде, что предоставляет возможность поместить цемент 73 в виде суспензии во время цементирования после установки обсадной колонны снаружи обсадной колонны. Когда нефть или вода пройдет через отверстия/щели 713 в фильтр, она достигнет полимерного покрытия и растворит его. Давление, которое должно уменьшить требуемое усилие разрыва, прикладывается к цементу через отверстия в фильтре.
Альтернативно покрытие 712 должно быть изменено высоким рН (»13) окружающего цемента и разорваться, когда в стволе скважины прикладывается повышенное давление. Эти варианты фильтра обеспечивают возможности цементирования после постановки обсадной колонны, уменьшенного давления разрушения цемента, увеличенной проницаемости (связанности) за фильтром и максимизируют эффект от действия напряжений усадочной деформации в цементе.
Что касается необходимых и предпочтительных свойств материала цемента для использования в настоящем изобретении, важными свойствами цемента являются его усадочная деформация, прочность на сжатие, упругие свойства и гидравлическая проницаемость. Эти свойства должны определять свойства цемента и способ выполнения разрыва в нем.
Только в виде примера, наблюдалась усадочная деформация (после гелеобразования) стандартного цементного раствора класса С с итоговым растяжением на обсадной колонне 0,01%. Лабораторный эксперимент, показывающий это, проводился в отсутствие излишней воды, и результатом было создание тангенциального растягивающего напряжения и разрывов от растяжения, развивающихся снаружи к обсадной колонне. В то время как упомянутый анализ рассматривал цементный раствор класса С, варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются использованием таких цементов и могут использоваться с другими цементами, цементными растворами, смесями, подобными цементу, или т.п. Максимизация усадочной деформации цементного раствора при уменьшении растягивающего усилия может привести к естественным разрывам в цементе. После закачки цемента температура на забое скважины должна подняться (иногда на величину до 20°С), увеличивая тангенциальное растягивающее напряжение в цементе.
Осуществлялось моделирование программного обеспечения с использованием введения стандартного цементного раствора и песчаника в качестве пласта и 7 дюймовой (178 мм) обсадной колонны. Затвердевший цемент имел модуль Юнга Е 5 гПа и прочность на растяжение 3 мПа и разрушался при растяжении, если обсадная колонна расширялась на 0,13%. Напряжение, требуемое для разрыва цемента, может быть также изменено, предпочтительно уменьшено, присутствием слоя глинистой корки между пластом и цементом, присутствием промежутка микроскопического кольцевого пространства между пластом и цементом или несцементированного пласта. Такой промежуток может быть вызван значительной усадочной деформацией цемента во время затвердевания.
Если использовать модель аппроксимирования для свободно стоящей 7 дюймовой обсадной колонны в виде тонкостенного цилиндра, такое расширение может потребовать перепада давления около 15 мПа. С использованием моделирования программного обеспечения, и предусматривая растяжение в цементе и породе, увеличение давления в 37 мПа может потребоваться для разрушения при растяжении и более высокие напряжения для объединенного растягивающего тангенциального напряжения и сжимающего радиального напряжения. Замена модуля Юнга Е и коэффициента поперечной деформации Пуассона ν видоизмененной обсадной колонны на величины, при которых сокращается потребное давление для цемента до приблизительно 15 мПа, и замена стали на неметаллический материал (например, пластик) (Е=200 мПа, ν=0,45) сокращает давление в стволе скважины, требуемое для выполнения разрыва до приблизительно 13 мПа.
Для этой технологии заканчивания не требуется нежесткий цемент. Вместо этого предпочтительным является хрупкий материал с наиболее низкой прочностью на растяжение. Однако в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения может использоваться не жесткий цемент. В некоторых ситуациях разрыв в пласте должен выполняться во время выполнения разрыва в затвердевшем цементе, обеспечивая возможность обойти внутреннюю или наружную фильтрационную корку, образующую дополнительный слой между цементом и пластом.
Важным фактором является разработка материала на основе цемента, в котором могут создаваться
- 6 013439 многочисленные радиальные трещины и создаваться микрорасколы при ограничении извилистости разрывов. Таким материалом может являться обычный цементный раствор, т.е. цемент и вода, смешанные с другими добавками или без них. Альтернативно, это может быть проницаемый цемент, который может быть восстановлен выполнением повторного разрыва. После выполнения разрыва величина проницаемости значительно превышает исходные значения проницаемости. Цемент может также вибрироваться звуковым излучателем для удаления мусора из разрывов. Составы могут обеспечить вариации в диапазоне плотности и добавлении добавок, снижающих водоотдачу. Обводнение свободной водой может быть минимизировано или максимизировано в зависимости от ориентации скважины. Водоцементное отношение должно варьироваться в пределах 0,2-0,6, и другие добавки должны использоваться для изменения реакции напряжений. В составы, что касается обычных систем, может включаться диспергатор, замедлитель и антипенный агент. Подходы для максимизации распределения разрывов могут быть следующими:
не связывающиеся частицы с гидрофобным или с растворяемым нефтью покрытием;
добавка заполнителя;
волокна или пластинки для распространения разрывов и обеспечения растворимости; соединение капель эмульсии под действием реагента;
частицы, набухающие под воздействием нефти для создания разрывов осмотическим набуханием; максимизированная усадка.
В некоторых вариациях вышеприведенного перечня гидрофобные частицы или полимер могут добавляться в матрицу для сокращения воздействия добычи воды на цементную матрицу, такого как расслаивание или растворение матрицы.
В нефтяной индустрии частицы добавляются в цемент для изменения плотности и улучшения прочности и гибкости. Эти частицы могут иметь минеральную или полимерную основу. Частицы могут иметь любую форму от волокон и пластинок до сфер. Может применяться сложная геометрия.
Заполнители меняют распределение напряжений в цементной матрице и также структуру затвердевшего цемента на стыке. Изменение направления разрыва на стыке заполнитель-цемент может привести к повышенной проницаемости, особенно, если частицы были сдвинуты с места во время добычи нефти. Частицы заполнителя могут иметь диаметр до 1 мм. Эти заполнители могут быть минералами из ила, глины, гранита, пирекса, зольной пыли, дробленого бетона, дерева или углеродной сажи. Эти частицы могут добавляться, чтобы повысить хрупкость цемента.
Альтернативно, при температуре выполнению разрыва композита на основе цемента может способствовать различие коэффициентов теплового расширения между цементом и заполнителем, понижение парового давления, приводящее к увеличенному действующему напряжению, и при повышенных температурах - разложение гидратов. Выполнение разрыва цемента без наполнителя может быть также осуществлено, если некоторый процент цемента остается негидратированным. Тогда разрывы могут создаваться через силикагель, кристаллы гидроксида кальция и вокруг негидратированных частиц цемента.
В альтернативном составе могут добавляться не связывающиеся частицы с оболочками, растворяемыми в нефти. Эта оболочка может быть результатом добавления в исходный состав асфальтена и/или акриловой эмульсии.
Разрываемый цемент может состоят из капелек нефти, портландцемента, эмульгатора, замедлителя схватывания цемента и воды. Плотность состава может при необходимости регулироваться. Поверхностно-активное вещество может быть нестабильным при высоком рН и температуре, в результате чего может произойти соединение капель эмульсии. Во время процесса фрагментации фрагменты цементной матрицы и заполненные нефтью поры соединяются. Эти олеофильные поры заполняются нефтью из коллектора и поверхностные оболочки могут предотвратить выпадение кальцита в случае добычи воды.
Частицы дерева, полимера, глины, полипропилена, резины и гидрогеля могут быть выбраны для создания разрыва большого объема так, чтобы напряжения от набухания при контакте с нефтью способствовали выполнению разрыва остающейся цементной матрицы.
Цемент дает усадку при затвердевании, поскольку объемные фракции продуктов реакции являются меньшими, чем у реагирующих веществ. После гелеобразования отсутствие избыточной воды может дополнительно увеличить усадку цемента. Отбор воды из проницаемого пласта может быть предотвращен добавлением в цементный раствор агентов, снижающих проницаемость. Такая усадка может привести к раскалыванию в радиальной геометрии. Эта усадка может быть максимизирована увеличением концентрации алюминатных фаз в цементе или изменением водоцементного отношения. Альтернативно, могут добавляться расширяющие агенты, такие как оксиды кальция и магния, чтобы дополнительно повысить напряжение в цементной матрице.
Концепция проницаемого цемента для освоения коллекторов не является новой для нефтяной индустрии. Эти материалы содержат пену, капельки нефти или частицы с возможностью разрушения. Эти материалы могут образовывать основу специального цемента для этого приложения.
Герметик 134, показанный на фиг. 1С и 1Ό, предотвращает распространение трещин вверх по потоку и/или вниз по потоку за кольцевым пространством или обеспечивает герметизирующее уплотнение, работающее под давлением. Этим материалом может быть модифицированный цемент или органический
- 7 013439 материал. Подходящие материалы для такого уплотнения описаны в патентной заявке Великобритании № 2398582. Материал является затвердевающим гибким материалом и имеет модуль Юнга примерно 1000 мПа или ниже. Материал может подвергаться давлению и набухать при контакте с нефтью.
Если выполнение разрыва цемента требует слоя фильтрационной корки между цементом и пластом, можно видоизменить существующие буровые растворы и/или способы удаления фильтрационной корки для обеспечения такого слоя. Однако в других случаях, присутствие фильтрационной корки может сократить приток через цемент, в котором выполнен разрыв, и, значит, полное удаление фильтрационной корки может быть обоснованным.
При обычном горизонтальном цементировании может потребоваться поместить центраторы через 6-метровые интервалы для достижения рекомендованной АНИ степени центрирования по меньшей мере 67% и обеспечения надлежащей закачки цемента. Для этих приложений предпочтительной является центрированная обсадная колонна. Вместе с тем, степень центрирования не является критичной, поскольку совершенная очистка ствола не является необходимой. Центраторы могут быть дополнительно разнесены на расстоянии более чем 6 м и могут быть использованы ролики уменьшения трения или специализированные скребки удаления фильтрационной корки. Альтернативно, центраторы могут быть помещены так, чтобы обеспечить турбулентную закачку цемента для обеспечения удаления фильтрационной корки.
Фильтрационная корка бурового раствора образуется снаружи породы коллектора и, если проницаемость пород превышает приблизительно 50 миллиДарси (мД), полимеры (ксантан, крахмал, склероглюкан) из бурового раствора могли бы проникать в породу. Такое проникновение ведет к пониженной добыче. Невозможно осуществить какую-либо работу по очистке после закачки цемента. Одним предложением является бурение продуктивной зоны на депрессии, сокращая проникновение и, таким образом, создание фильтрационной корки. Альтернативно, усадка цемента при затвердевании может оставить фильтрационную корку без опоры с давлением между коркой и цементом. Добываемая нефть может взломать и, возможно, вытеснить внутренние твердые частицы. Есть также возможность видоизменить фильтрационную корку во время расширения цемента. В другом варианте фильтрационная корка может быть заключена в цемент во время разрыва и смещена с использованием устройства акустической очистки.
Альтернативно, текучая среда, имеющая разжижитель на основе каталитических ферментов, может закачиваться через цемент. Альтернативно, фильтрационная корка может быть частично удалена прохождением цементирующей текучей среды. Проникновение фильтрата цемента в пласт может быть предотвращено добавлением агентов для понижения водоотдачи во все составы на основе цемента. В такой ситуации использование акустической аппаратуры для очистки разрывов в цементе и сдвигания внутренней фильтрационной корки является возможным. Разрываемый цемент, включающий добавки для понижения водоотдачи, может ограничить проникновение твердых частиц цемента в пласт.
Проницаемость трещин, создаваемая согласно любому способу, описанному выше, может быть улучшена или восстановлена с использованием кислотной обработки. Оптимизированные растворы кислоты могут залавливаться в цемент, в котором выполнен разрыв для очистки, или использоваться, чтобы повысить проницаемость цемента перед выполнением дополнительного разрыва. Такие кислоты, например смесь 12% НС1/3% НЕ, могут покрыть пятнами поверхность обсадной колонны. Кислота может также содержать уксусную, муравьиную или лимонную кислоты или их смеси.
Альтернативно, материалы, такие какие используются для обработки пласта под давлением, могут использоваться для блокировки нежелательных или больших трещины в цементе. Материал может быть на основе цемента или на органической основе, или комбинацией того и другого. Материал может закачиваться при добыче воды или в исключительных условиях, когда через фильтр выносится песок. Такие восстановительные мероприятия предоставляют возможность полного контроля и продолжения бурения, если необходимо.
Текучие среды для восстановительных работ могут направляться внутрь скважины по гибкой насосно-компрессорной трубе или могут прилагаться на обсадную колонну внутри острого выступа или шипа (как описано выше), используемых для выполнения разрыва.
Объем настоящего изобретения может быть расширен для использования в нем инструментов с гравийным фильтром для восстановления обсаженных стволов или гравийных фильтров с набивкой, выполненной заранее. Варианты настоящего изобретения могут включать в себя этапы помещения слоя затвердевающего материала внутри перфорированной обсадной колонны и использования любого из описанных выше способов для разрыва твердотельных блоков или оболочек из затвердевающего материала и, следовательно, преобразования их в функциональные эквиваленты обычным пакерам для создания гравийного фильтра. Закачка и разрыв цемента в этом случае могут потребовать использования технологии пакеров для изоляции секции скважины, в которые надлежит поместить гравийный фильтр.
Гравийные фильтры обычно имеют проницаемость 40-50 Д. Эта проницаемость значительно превышает обычную проницаемость пласта, обеспечивая уменьшение проницаемости набивки во время срока службы, вследствие частичной блокировки такими частицами, как выносимый песок или остатки фильтрационной корки. В простой модели линейных разрывов с постоянной шириной в цементе, который соединяет обсадную колонну с пластом, проницаемость для радиального притока вычисляется по
- 8 013439 формуле к=е^2/12, где ν является шириной разрыва, а ε является пористостью разрыва, т.е. е=(объем линейного разрыва):(полный объем цемента). Размеры частиц выносимого песка обычно составляют 0,15 мм, так что ширина разрыва цемента оптимально должна быть примерно 0,1 мм, хотя разрывы большей ширины могут быть допустимыми, если известно, что выносимый песок крупнее. Взяв ширину раскола ν=0,2 мм и обычную пористость раскола 0,01, получим к=30х10-12щ2, или примерно 30 Д, что близко к проницаемости обычного гравийного фильтра. Пористость раскола может приниматься с учетом уровней усадки цемента в стволе скважины, составляющей 0,5% и более. Она подвергается такому же уменьшению со временем из-за закупоривания частицами, как описано выше для гравийных фильтров. Следовательно, цементная оболочка или блоки при их помещении в обсаженном стволе скважины и расколе или разрыве с использованием упомянутых выше способов могут заменить обычные пакеры для создания гравийного фильтра в заканчивании скважины. Одним из преимуществ такого нового пакера для создания гравийного фильтра является возможность первоначального помещения его в скважине в виде раствора, при этом он может подвергаться последующей обработке для восстановления (или вторичному разрыву), когда блокируется, как описано выше.
Блок-схема фиг. 8 показывает несколько этапов согласно варианту настоящего изобретения, включающих этап 81 локального разрыва цемента за обсадной трубой скважины, этап 82 удерживания слоя такого разорванного цемента в качестве песчаного фильтра и этап 83 добычи текучих сред из скважины через фильтр и (необязательно заранее образованные, но первоначально заблокированные) отверстия в обсадной трубе. Как указано выше, на этапе 82 в дополнении к действию в качестве песчаного фильтра, локализованные разрывы, выполненные в цементной обсадке, могут использоваться для регулирования притока текучих сред в ствол скважины и их оттока из ствола скважины. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут создать альтернативу локализованной перфорации ствола скважины, обеспечивающий закачку текучих сред в зоны закачки и/или контроль притока текучих сред в ствол скважины из коллектора.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ создания движения текучих сред в скважине между пластом и обсадной колонной, содержащий этапы закачки последовательного ряда текучих сред, содержащих затвердевающий материал, в кольцевое пространство между обсадной колонной и пластом и разрыв затвердевающего материала после затвердевания, таким образом, обеспечивая движения текучих сред через отверстия в обсадной колонне, при этом разорванный материал блокирует проход пластового песка и других твердых частиц, отличающийся тем, что последовательный ряд текучих сред содержит по меньшей мере два различных материала так, что после затвердевания материал, расположенный между обсадной колонной и пластом, содержит зоны уменьшенной возможности разрыва, ограничивающие разрыв затвердевшего материала.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что местоположение разрывов в затвердевающем материале обеспечивает регулирование притока пластовых текучих сред в скважину.
- 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что управление притоком пластовых текучих сред в скважину осуществляется без перфорации скважины.
- 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что разрывы в затвердевающем материале располагаются в соответствии с одной или несколькими зонами добычи.
- 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что местоположение разрывов в затвердевающем материале обеспечивает регулирование притока введенных текучих сред из скважины в пласт.
- 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что для разрыва затвердевающего материала прилагают локализованную силу или давление.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что для разрыва затвердевающего материала прилагают локализованную деформацию к обсадной колонне, примыкающей к разрываемому материалу.
- 8. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что для разрыва затвердевающего материала прилагают локализованные ударные волны к обсадной колонне, примыкающей к разрываемому материалу.
- 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что локализованные ударные волны создаются подрывом зарядов взрывчатого вещества.
- 10. Способ по п.8, отличающийся тем, что локализованные ударные волны создаются подрывом кумулятивных зарядов взрывчатого вещества без снарядов.
- 11. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что местоположение трещин определяется использованием элементов, локализующих силу или давление, действующие на обсадную колонну.
- 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что элементы, локализующие силу или давление, являются отверстиями в обсадной колонне или выступающими элементами внутри или на наружной поверхности обсадной колонны.
- 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что выступающие элементы включают в себя остроконечные элементы или элементы в виде режущих кромок.
- 14. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что местоположение разрывов трещин опреде- 9 013439 ляется с использованием элементов, локализующих нагрев или радиоактивное облучение, действующие на обсадную колонну.
- 15. Способ по одному из пп.1-14, отличающийся тем, что последовательный ряд текучих сред содержит по меньшей мере один затвердевающий материал и податливый герметик, и после затвердевания податливый герметик ограничивает распространение разрывов.
- 16. Способ по одному из пп.1-14, отличающийся тем, что последовательный ряд текучих сред содержит по меньшей мере два различных затвердевающих материала.
- 17. Способ по п.16, отличающийся тем, что один из затвердевающих материалов является более упругим, чем другой.
- 18. Способ по п.16, отличающийся тем, что один из затвердевающих материалов включает в себя добавки, способствующие образованию разрывов или расколов.
- 19. Способ по одному из пп.1-18, отличающийся тем, что последовательный ряд текучих сред содержит по меньшей мере один затвердевающий цементный материал.
- 20. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что движение текучих сред улучшается с использованием затвердевающего материала, являющегося проницаемым после затвердевания.
- 21. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что движение текучих сред улучшается с использованием кислотной обработки.
- 22. Способ по одному из пп.1-21, отличающийся тем, что выполняется во время первичного цементирования после размещения обсадной колонны, но до первоначальной добычи.
- 23. Способ по п.1, отличающийся тем, что выполняется как восстановительная обработка после начала добычи.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/161,003 US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2005-07-19 | Methods and apparatus for completing a well |
| PCT/IB2006/002683 WO2007010402A1 (en) | 2005-07-19 | 2006-07-19 | Methods and apparatus for completing a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800363A1 EA200800363A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA013439B1 true EA013439B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=37459338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800363A EA013439B1 (ru) | 2005-07-19 | 2006-07-19 | Способ создания движения текучих сред в скважине между пластом и обсадной колонной |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7422060B2 (ru) |
| CN (1) | CN101253306A (ru) |
| CA (1) | CA2615972C (ru) |
| EA (1) | EA013439B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008000920A (ru) |
| WO (1) | WO2007010402A1 (ru) |
Families Citing this family (154)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| DE602004012414D1 (de) * | 2004-11-02 | 2008-04-24 | Schlumberger Technology Bv | Vorrichtung und Verfahren zur Bohrlochbehandlung |
| US7607484B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US7617870B1 (en) | 2008-05-14 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods |
| US20070227728A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-04 | Chambers Don E | Method and lightweight composition for sealing pipe and wellbores |
| RU2324811C1 (ru) * | 2006-09-22 | 2008-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ повышения продуктивности скважин (варианты) |
| US8205673B2 (en) * | 2006-12-18 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for removing water during oil production |
| US7637320B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US20090130938A1 (en) * | 2007-05-31 | 2009-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
| EP2229500A1 (en) * | 2007-06-21 | 2010-09-22 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| GB0711979D0 (en) * | 2007-06-21 | 2007-08-01 | Swelltec Ltd | Method and apparatus |
| 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 |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| 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 |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
| US7849925B2 (en) * | 2007-09-17 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing water injector wells |
| US7753128B2 (en) * | 2007-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for well production |
| US7798226B2 (en) * | 2008-03-18 | 2010-09-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
| WO2009120070A1 (en) * | 2008-03-22 | 2009-10-01 | Visser & Smit Hanab Bv | Pit and related covered filter tube |
| US7775285B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
| CN101440702B (zh) * | 2008-12-17 | 2012-07-18 | 中国石油天然气集团公司 | 欠平衡条件下的筛管完井方法及暂堵式筛管 |
| WO2010069117A1 (zh) * | 2008-12-17 | 2010-06-24 | 中国石油天然气集团公司 | 欠平衡条件下的筛管完井方法及暂堵式筛管 |
| US7934554B2 (en) * | 2009-02-03 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions comprising a dual oil/water-swellable particle |
| US20100200237A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-12 | Colgate Sam O | Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells |
| US20100263867A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Horton Amy C | Utilizing electromagnetic radiation to activate filtercake breakers downhole |
| US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
| US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8291985B2 (en) * | 2009-09-04 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well assembly with removable fluid restricting member |
| US8113290B2 (en) * | 2009-09-09 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable connector guard |
| US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
| US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| US8662172B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8392158B2 (en) * | 2010-07-20 | 2013-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for completing thermal-recovery wells |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US20120061093A1 (en) * | 2010-09-09 | 2012-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Multiple in-flow control devices and methods for using same |
| US9206678B2 (en) | 2010-10-01 | 2015-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip |
| CA2755609A1 (en) | 2010-10-15 | 2012-04-15 | Grant George | Downhole extending ports |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| US8584753B2 (en) * | 2010-11-03 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for creating an annular barrier in a subterranean wellbore |
| CN102011574B (zh) * | 2010-11-16 | 2013-10-30 | 郑州大学 | 一种振动增产煤层气方法 |
| CN102022134B (zh) * | 2010-11-16 | 2012-11-07 | 郑州大学 | 钻、压、振三位一体卸压开采煤层气方法 |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| CN102086760B (zh) * | 2010-12-20 | 2013-02-20 | 郑州大学 | 区域井下高压水力掏穴卸压开采煤层气方法 |
| CN102080525B (zh) * | 2010-12-20 | 2013-02-20 | 郑州大学 | 一种高压气体喷射掏穴卸压防突方法 |
| CN102094668B (zh) * | 2010-12-20 | 2013-02-20 | 郑州大学 | 上抽巷高压水力掏穴卸压消突方法 |
| US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US9181781B2 (en) | 2011-06-30 | 2015-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a reconfigurable downhole article |
| US9038719B2 (en) * | 2011-06-30 | 2015-05-26 | Baker Hughes Incorporated | Reconfigurable cement composition, articles made therefrom and method of use |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US20130048306A1 (en) * | 2011-08-30 | 2013-02-28 | Roger Antonsen | Apparatus and method for penetrating cement surrounding a tubular |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| CA2755848C (en) * | 2011-10-19 | 2016-08-16 | Ten K Energy Service Ltd. | Insert assembly for downhole perforating apparatus |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| US8584756B1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods of isolating annular areas formed by multiple casing strings in a well |
| US8967276B2 (en) * | 2012-01-18 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9388333B2 (en) * | 2012-07-11 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
| US9970279B2 (en) * | 2013-09-12 | 2018-05-15 | Utex Industries, Inc. | Apparatus and methods for inhibiting a screen-out condition in a subterranean well fracturing operation |
| WO2015048910A1 (en) * | 2013-10-04 | 2015-04-09 | Packers Plus Energy Services Inc. | Methods, strings and tools to enhance wellbore fracturing |
| RU2539469C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| CN103883279B (zh) * | 2014-03-31 | 2016-07-06 | 新疆通奥油田技术服务有限公司 | 一种管柱型固井水泥浆快速凝固装置 |
| CN105019870A (zh) * | 2014-04-16 | 2015-11-04 | 庆华集团新疆和丰能源化工有限公司 | 一种油井防砂方法 |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| CA2970650C (en) * | 2015-01-23 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10392909B2 (en) * | 2015-04-16 | 2019-08-27 | Advanced Hydrogen Technologies Corporation (Ahtc) | Nonexplosive device for perforating well casing and fracking |
| US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
| WO2017019500A1 (en) | 2015-07-24 | 2017-02-02 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
| US9976381B2 (en) | 2015-07-24 | 2018-05-22 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
| CN105781499B (zh) * | 2016-04-12 | 2018-05-04 | 青岛海洋地质研究所 | 一种海洋天然气水合物降压开采的多级防砂方法 |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| CN106437608B (zh) * | 2016-10-10 | 2019-02-19 | 贵州高峰石油机械股份有限公司 | 一种免钻式分级注水泥方法及注水泥器 |
| US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
| NO343549B1 (en) * | 2017-07-13 | 2019-04-01 | Tyrfing Innovation As | A downhole apparatus |
| CN108278103B (zh) * | 2018-01-19 | 2020-01-31 | 吉林大学 | 基于注泡沫砂浆技术的泥质粉砂型天然气水合物开采方法 |
| GB201807489D0 (en) * | 2018-05-08 | 2018-06-20 | Sentinel Subsea Ltd | Apparatus and method |
| US10934796B2 (en) * | 2018-05-10 | 2021-03-02 | Deep Casing Tools, Ltd. | Method for removing casing from a wellbore |
| CN108952666B (zh) * | 2018-05-31 | 2020-12-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种筛管井爆燃压裂安全控制方法 |
| US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
| US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
| CN109594962B (zh) * | 2018-11-18 | 2020-12-15 | 东北石油大学 | 压裂返排防砂组件、大通径防砂丢手封隔器及防砂工艺 |
| US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
| US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
| US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
| US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
| CN111287708B (zh) * | 2019-11-28 | 2021-06-11 | 中国石油大学(华东) | 一种用于提高水合物藏采收率的储层改造装置与方法 |
| CN112901125B (zh) * | 2019-12-03 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种套损出岩屑井的二次防砂管柱 |
| US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
| EP4150193A4 (en) * | 2020-05-11 | 2024-05-15 | ConocoPhillips Company | RING-SHAPED CEMENT CRUSHER |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| CN112855075B (zh) * | 2021-02-05 | 2022-03-08 | 成都理工大学 | 一种水合物地层固井过程高压气水反侵的判别方法 |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| US11492531B1 (en) * | 2021-10-12 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand consolidation with a curable resin and filtercake removal fluid |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3026936A (en) * | 1955-04-13 | 1962-03-27 | Gulf Research Development Co | Method of completing wells |
| US4673039A (en) * | 1986-01-24 | 1987-06-16 | Mohaupt Henry H | Well completion technique |
| EP0426427A2 (en) * | 1989-10-30 | 1991-05-08 | Halliburton Company | Well completion method |
| GB2380749A (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-16 | Halliburton Energy Serv Inc | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4531583A (en) | 1981-07-10 | 1985-07-30 | Halliburton Company | Cement placement methods |
| US5425424A (en) * | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
| GB2366578B (en) | 2000-09-09 | 2002-11-06 | Schlumberger Holdings | A method and system for cement lining a wellbore |
| WO2005056979A1 (en) | 2003-12-08 | 2005-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Cased hole perforating alternative |
-
2005
- 2005-07-19 US US11/161,003 patent/US7422060B2/en active Active
-
2006
- 2006-07-19 CA CA2615972A patent/CA2615972C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-19 WO PCT/IB2006/002683 patent/WO2007010402A1/en active Application Filing
- 2006-07-19 CN CNA2006800321364A patent/CN101253306A/zh active Pending
- 2006-07-19 EA EA200800363A patent/EA013439B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-19 MX MX2008000920A patent/MX2008000920A/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3026936A (en) * | 1955-04-13 | 1962-03-27 | Gulf Research Development Co | Method of completing wells |
| US4673039A (en) * | 1986-01-24 | 1987-06-16 | Mohaupt Henry H | Well completion technique |
| EP0426427A2 (en) * | 1989-10-30 | 1991-05-08 | Halliburton Company | Well completion method |
| GB2380749A (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-16 | Halliburton Energy Serv Inc | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7422060B2 (en) | 2008-09-09 |
| CN101253306A (zh) | 2008-08-27 |
| CA2615972C (en) | 2011-08-23 |
| EA200800363A1 (ru) | 2008-06-30 |
| CA2615972A1 (en) | 2007-01-25 |
| US20070017675A1 (en) | 2007-01-25 |
| WO2007010402A1 (en) | 2007-01-25 |
| MX2008000920A (es) | 2008-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013439B1 (ru) | Способ создания движения текучих сред в скважине между пластом и обсадной колонной | |
| US7624793B2 (en) | Method and apparatus for perforating and isolating perforations in a wellbore | |
| RU2395667C1 (ru) | Способ обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов | |
| RU2360100C2 (ru) | Устройство и способы для удаления фильтрационной корки из необсаженного ствола скважины | |
| CN103764940B (zh) | 使用和报废地下井的线缆兼容的无钻机可操作环状空间接合系统 | |
| RU2359115C2 (ru) | Управление по нескольким азимутам вертикальными трещинами, возникающими при гидравлических разрывах в рыхлых или слабосцементированных осадочных породах | |
| EP3963174B1 (en) | Isolation polymer packer | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| CA2694074A1 (en) | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells | |
| US9714555B2 (en) | Method of plugging a well | |
| RU2108445C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства | |
| CA2617432C (en) | Method and device for producing a cased string bore | |
| WO2009006974A1 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| RU2211920C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта и повышения проницаемости горных пород и оборудование для его осуществления (варианты) | |
| EA008134B1 (ru) | Система непрерывного закрепления жидкостью ствола скважины постоянного диаметра | |
| RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| RU2092673C1 (ru) | Способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине | |
| RU2280760C1 (ru) | Способ сооружения фильтровой скважины | |
| RU2804415C1 (ru) | Способ отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в месте полированного приемного гнезда пакера и скважинная компоновка для разделения ствола скважины на секции колонны насосно-компрессорных труб | |
| RU6406U1 (ru) | Пакерующее устройство | |
| RU2464410C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами | |
| RU2152507C1 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов | |
| RU2271441C2 (ru) | Способ заканчивания скважины и устройство для его осуществления | |
| WO2016090155A1 (en) | In situ pump for downhole applications | |
| RU2295627C1 (ru) | Способ строительства скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| 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): AZ KZ RU |