EA016442B1 - Способ проведения скважинных операций и способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины - Google Patents
Способ проведения скважинных операций и способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA016442B1 EA016442B1 EA200970826A EA200970826A EA016442B1 EA 016442 B1 EA016442 B1 EA 016442B1 EA 200970826 A EA200970826 A EA 200970826A EA 200970826 A EA200970826 A EA 200970826A EA 016442 B1 EA016442 B1 EA 016442B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- casing
- wellbore
- reservoir
- flow
- stimulation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 59
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title abstract description 15
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 49
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 44
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 45
- 239000000463 material Substances 0.000 description 34
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 10
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 9
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 9
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 7
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 7
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 7
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 3
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000531 Co alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 101100366940 Mus musculus Stom gene Proteins 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001463 metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000005404 monopole Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000012858 resilient material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 238000004901 spalling Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- 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
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Fertilizing (AREA)
- Instructional Devices (AREA)
- Percussion Or Vibration Massage (AREA)
- Finger-Pressure Massage (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Способ проведения скважинных операций при спуске обсадной колонны в ствол скважин содержит соединение компоновки интенсификации притока с колонной обсадных труб, спуск колонны обсадных труб в ствол скважины, установку компоновки интенсификации притока на выбранном пласте коллектора, выполнение операций интенсификации притока на пласте коллектора и спуск колонны обсадных труб и компоновки интенсификации притока в следующее заданное положение в стволе скважины. Способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины содержит соединение с колонной обсадных труб компоновки интенсификации притока, включающей в себя исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакером, и каротажный датчик, спуск колонны обсадных труб в ствол скважины и установку каротажной компоновки вблизи выбранного пласта коллектора, каротаж пласта коллектора, установку компоновки интенсификации притока вблизи пласта коллектора, приведение в действие пакера, по существу, для изоляции пласта коллектора от ствола скважины, выполнение операций интенсификации притока, высвобождение пакеров из уплотняющего соединения со стволом скважины, установку каротажной компоновки вблизи пласта коллектора, каротаж пласта коллектора и отсоединение компоновки интенсификации притока от колонны обсадных труб.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится, в общем, к скважинным операциям и, в частности, к способам и системам для интенсификации притока пластов коллектора при спуске обсадной колонны в ствол скважины.
Предпосылки создания изобретения
Положения данного раздела просто представляют информацию о предпосылках настоящего изобретения и могут не относиться к предшествующему уровню техники.
Обычно после заканчивания скважины с установкой обсадной колонны осуществляют гидроразрыв выбранных пластов коллектора или зон для интенсификации притока пласта коллектора. Обычный технологический процесс включает в себя определение местоположения необходимого пласта через обсадную колонну, перфорирование обсадной колонны, выполнение работ гидроразрыва пласта, обычно включающих в себя дополнительную обработку коллектора для интенсификации притока, и затем подъем из скважины компоновки интенсификации притока.
Результатом выполнения работ гидроразрыва пласта для интенсификации притока после цементирования обсадной колонны в пласте может быть неудовлетворительное выполнение гидроразрыва пласта и/или интенсификации притока. Выполнение работ после заканчивания скважины с установкой обсадной колонны также означает выполнение дополнительных рейсов в скважину и из нее, что увеличивает стоимость работ. Дополнительно, в скважинах с несколькими зонами обработки данный способ предшествующего уровня техники может являться непомерно дорогим для запланированной интенсификации притока каждой необходимой зоны.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ проведения скважинных операций при спуске обсадной колонны в ствол скважин, содержащий следующие этапы:
соединение компоновки интенсификации притока с колонной обсадных труб;
спуск колонны обсадных труб в ствол скважины;
установка компоновки интенсификации притока на выбранном пласте коллектора;
выполнение операций интенсификации притока на пласте коллектора; и спуск колонны обсадных труб и компоновки интенсификации притока в следующее заданное положение в стволе скважины.
Способ может дополнительно включать в себя следующие этапы:
отсоединение компоновки интенсификации притока от колонны обсадных труб после прекращения операции интенсификации притока и подъем компоновки интенсификации притока из ствола скважины.
Проведение операции интенсификации притока может включать в себя прокачку текучей среды через компоновку интенсификации притока и в пласт коллектора.
При осуществлении способа можно использовать компоновку интенсификации притока, включающую в себя блок фиксатора, соединенный с возможностью отсоединения с колонной обсадных труб, пару разнесенных пакеров и исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакерами и блоком фиксатора. Пакеры можно устанавливать на исполнительном механизме пакеров или на колонне обсадных труб вблизи низа колонны обсадных труб.
Выполнение операций интенсификации притока может дополнительно включать в себя следующие этапы:
активирование компоновки интенсификации притока для образования, по существу, изолированной зоны коллектора, подлежащей обработке для интенсификации притока;
прокачка текучей среды через колонну обсадных труб с выходом из компоновки интенсификации притока в изолированную зону коллектора.
Колонна обсадных труб может быть хвостовиком.
Способ может дополнительно включать в себя оборудование датчика, соединенного с компоновкой интенсификации притока, и выполнение каротажа требуемого пласта посредством датчика.
Способ может дополнительно включать в себя оборудование датчика, соединенного с компоновкой интенсификации притока, выполнение каротажа пласта коллектора посредством датчика до выполнения операций интенсификации притока и выполнение каротажа требуемого пласта посредством датчика после выполнения операций интенсификации притока.
Способ может дополнительно включать в себя цементирование обсадной колонны в стволе скважины.
Согласно изобретению создан также способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины, содержащий следующие этапы:
соединение с колонной обсадных труб компоновки интенсификации притока, включающей в себя исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакером, и каротажный датчик;
спуск колонны обсадных труб в ствол скважины и установка каротажной компоновки вблизи выбранного пласта коллектора;
каротаж пласта коллектора;
- 1 016442 установка компоновки интенсификации притока вблизи пласта коллектора;
приведение в действие пакера, по существу, для изоляции пласта коллектора от ствола скважины; выполнение операций интенсификации притока;
высвобождение пакеров из уплотняющего соединения со стволом скважины;
установка каротажной компоновки вблизи пласта коллектора;
каротаж пласта коллектора и отсоединение компоновки интенсификации притока от колонны обсадных труб.
Хвостовик может быть обсадной колонной и хвостовик можно спускать в ствол скважины на бурильной колонне.
Способ может дополнительно включать в себя цементирование обсадной колонны в стволе скважины.
Дополнительные признаки и преимущества настоящего изобретения раскрыты в нижеприведенном описании.
Краткое описание чертежей
Вышеописанные и другие признаки и аспекты настоящего изобретения будут понятны лучше из следующего подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи конкретных вариантов осуществления изобретения.
На фиг. 1 показан частичный вид сечения варианта компоновки для интенсификации притока пласта коллектора при спуске обсадной колонны в ствол скважины.
На фиг. 2 показан частичный вид сечения другого варианта компоновки для интенсификации притока пласта коллектора при спуске обсадной колонны в ствол скважины.
На фиг. 3 показан частичный вид сечения другого варианта компоновки для интенсификации притока пласта коллектора при спуске обсадной колонны в виде хвостовика в ствол скважины.
На фиг. 4 показан частичный вид сечения другого варианта компоновки для интенсификации притока пласта коллектора при спуске обсадной колонны в виде хвостовика в ствол скважины.
На фиг. 5Л-5Р показан вариант способа выполнения интенсификации притока пласта коллектора при спуске обсадной колонны в ствол скважины.
На фиг. 6 показан вариант компоновки для интенсификации притока с возможностью каротажа и/или телеметрии.
На фиг. 7А-7С показан способ интенсификации притока и выполнения каротажных операций при спуске обсадной колонны в ствол скважины.
Подробное описание изобретения
На чертежах элементы необязательно показаны с соблюдением масштаба, и одинаковые или аналогичные элементы имеют сквозное обозначение одинаковыми позициями на нескольких видах. Вначале следует заметить, что при разработке таких фактических вариантов осуществления изобретения должны приниматься конкретные решения по реализации для достижения конкретных целей разработчика, такие как согласование с ограничениями, относящимися к системе и бизнесу, которые могут изменяться в зависимости варианта реализации. Более того, должно быть ясно, что подход к разработке может быть комплексным и затратным по времени, но должен быть рутинным мероприятием для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного изобретения.
При использовании в данном документе, термины верх и низ, выше и ниже и другие аналогичные термины, указывающие относительные положения данной точки или элемента, использованы для более ясного описания нескольких элементов. Обычно данные термины относятся к точкам привязки, при этом поверхность, откуда начинаются буровые работы, принимается самой верхней точкой и точка на отметке полной глубины скважины принимается самой нижней точкой.
Согласно изобретению в нескольких вариантах осуществления используют забойную компоновку для проведения работ в стволе скважины при спуске обсадной колонны в ствол скважины, при этом забойная компоновка включает в себя блок фиксатора, выполненный с возможностью соединения с обсадной колонной, пару разнесенных друг от друга пакеров и исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакерами и блоком фиксатора. Хотя в нескольких вариантах осуществления с забойной компоновкой использованы пакеры, это является только одним типом подхода для получения регулируемого размещения гидроразрыва пласта при спуске обсадной колонны. Забойную компоновку можно использовать для помощи в регулировании точки инициирования гидроразрыва пласта, когда обсадную колонну спускают в ствол скважины, но это может происходить с пакерами или в любой другой приемлемой конфигурации (конфигурациях). Компоновка должна обеспечивать размещение (инициирование) каждого гидроразрыва пласта от ствола скважины в заданном месте. В общем, первый гидроразрыв пласта должен быть размещен на участке с наименьшей глубиной (наименьшей измеренной глубиной) необсаженной секции ствола скважины в продуктивном коллекторе. Последующие гидроразрывы пласта должны размещаться глубже (глубже означает дополнительно вглубь скважины или большее значение измеренной глубины).
Точку инициирования гидроразрыва пласта можно регулировать, например, посредством сдерживания и увеличения гидростатического давления в данной точке или уменьшения давления гидроразрыва
- 2 016442 пласта горной породы коллектора. Для управления размещением гидроразрыва пласта можно либо увеличить гидростатическое давление в конкретном месте, или, альтернативно, уменьшить на месте градиент давления гидроразрыва пласта, или надлежащим образом их скомбинировать. Одним примером способа увеличения гидростатического давления является практическое применение сдвоенных пакеров для необсаженного ствола или пакера для необсаженного ствола и соответствующей мостовой пробки. После установки пакеров или комбинации пакер/мостовая пробка и начала накачивания (обеспечивающего вход текучей среды только между изолирующими элементами) гидростатическое давление должно увеличиваться между пакерами, пока не превзойдет градиент гидроразрыва пласта. Гидроразрыв пласта должен инициироваться в некоторой неопределенной точке между пакерами при данном давлении. На другие участки необсаженного ствола скважины не должно воздействовать увеличение гидростатического давления и должны оставаться без гидроразрыва пласта. Для гидроразрыва пласта в другой точке вдоль ствола скважины пакеры или комбинацию пакер/мостовая пробка необходимо переместить в другую секцию необсаженного ствола скважины и процесс гидроразрыва пласта можно повторить. Описанные пакеры, в общем, считаются представляющими собой расширяющиеся или набухающие материалы (например, эластомеры и т.п.), которые могут расширяться и сокращаться. Иногда пакерный элемент расширяется посредством сжатия упругого материала, тогда как другие пакерные элементы расширяются посредством накачивания текучих сред в покрытую эластомером емкость, увеличивающуюся в размере при добавлении текучей среды под давлением. Вместе с тем, в данном контексте пакер должен являться любым средством, помогающим сдерживанию гидростатического давления. Одним подходом уменьшения давления гидроразрыва является простое увеличение ствола скважины в месте начала гидроразрыва пласта. Это можно выполнить с использованием раздвижного бурового расширителя. Место разрыва также можно перфорировать в необсаженной секции ствола скважины. Также можно выполнить щели абразивной гидромониторной обработкой в необсаженных стенках ствола скважины. Данные типы размещения гидроразрыва пласта могут являться эффективными и альтернативными использованию пакеров.
На фиг. 1 и 2 показаны виды сечения системы 10 для интенсификации притока при спуске в ствол скважины обсадной колонны согласно настоящему изобретению. Для целей описания система и способ будут описываться в соответствующее время для гидроразрыва пласта, обработки пласта для интенсификации притока и гидроразрыва пласта для интенсификации притока. Данные термины можно использовать взаимозаменяемо для включения в себя одной или нескольких работ, которые можно выполнять для улучшения продуктивности или приемистости пласта. Обычным является выполнение работ гидроразрыва пласта для создания трещин в пласте, которые можно держать или не держать открытыми посредством расклинивающих агентов, вводимых во время работы. Дополнительные способы обработки пласта для интенсификации притока, которые можно осуществлять индивидуально или в объединении с работами гидроразрыва пласта, включают в себя химическую обработку пласта для интенсификации притока, например, кислотой.
Система 10 включает в себя забойную компоновку, называемую в данном описании компоновкой 12 интенсификации притока, функционально соединенную с колонной 14 обсадных труб. Компоновка 12 интенсификации притока установлена вблизи низа 15 колонны 14 обсадных труб. Компоновка 12 интенсификации притока включает в себя блок 18 фиксатора, исполнительный механизм 20 пакеров и элементы 22 уплотнения, именуемые в данном документе пакерами 22. Блок 18 фиксатора может быть выполнен для разъединяющегося соединения компоновки 12 с обсадной колонной 14, например, ниппельным профилем 16, чтобы компоновку 12 можно было поднимать из ствола скважины после выполнения работ. Компоновка 12 может также включать в себя элемент 24 подъема, такой как ловильная головка для подъема компоновки 12 после завершения работ.
Пакеры 22 являются уплотняющими элементами, в целом именуемыми пакерами, и могут включать в себя различные элементы, такие как, но без ограничения этим, раздвижные или надувные пакеры и сдвоенные пакеры. Пакеры 22 функционально соединены с исполнительным механизмом 20 пакеров, который может представлять собой шпиндельный или другой блок, выполненный для приведения в действие, например надувания или расширения используемых пакеров 22.
Как показано на фиг. 1, пакеры 22 расположены на внешней части или внешнем диаметре участка 26 обсадной колонны 14. В данном варианте участок 26 является патрубком обсадной колонны, соединенным с низом 15 колонны 14 обсадных труб. В примере, показанном на фиг. 2, пакеры 22 несет шпиндель 20 пакеров. В данном примере пакеры 22 поднимают с компоновкой 12 после завершения обработки пласта для интенсификации притока.
На фиг. 3 и 4 показаны варианты компоновки 12 интенсификации притока в комбинации с хвостовиком 14а. Хвостовики, в отличие от обсадной колонны, не проходят от поверхности, а подвешиваются на другую обсадную колонну или хвостовик. Хвостовик обычно спускают в скважину на конце бурильной трубы 28 и прикрепляют подвеской 30 хвостовика к обсадной колонне (или хвостовику) большего диаметра. Термин обсадная колонна обычно включает в себя хвостовики, и обсадная колонна 14 используется в данном документе для включения в свой состав хвостовиков.
Как показано на фиг. 3, компоновка 12 интенсификации притока соединена с хвостовиком 14а по
- 3 016442 средством фиксирующего механизма 18 вблизи низа 15а хвостовика 14а. Хвостовик 14а соединен с бурильной трубой 28 подвеской 30 хвостовика. После завершения операций интенсификации притока и подвески хвостовика 14а компоновку 12 можно отсоединить на блоке фиксатора 18 и удалить с использованием элемента 24 подъема.
В варианте, показанном на фиг. 4, компоновка 12 соединена с бурильной трубой (бурильной колонной) 28 и может также быть соединена с хвостовиком 14а посредством фиксирующего механизма 18. Также, после завершения операций интенсификации притока и подвески хвостовика 14а, фиксатор 18 можно отсоединить от хвостовика 14а или обсадной колонны и поднять из ствола скважины. Компоновка 12 может быть соединена с хвостовиком 14 не напрямую, но установлена посредством бурильной колонны 28, соединенной с хвостовиком 14а на подвеске 30 хвостовика.
На фиг. 5Л-5Р показан вариант способа интенсификации притока одной или нескольких зон, представляющих интерес при спуске обсадной колонны. На фиг. 5А компоновка 12 интенсификации притока спускается в ствол скважины 32 на обсадной колонне 14. Опять констатируется, что обсадная колонна 14 включает в себя хвостовики 14а.
На фиг. 5В компоновка 12 интенсификации притока показана установленной вблизи зоны 34 пласта. Пакеры 22 затем ставятся, или приводятся в действие, для изоляции зоны 34 интенсификации притока. Хотя не показано, зону 34 пласта можно перфорировать перед установкой компоновки 12. В примере перфорирования пласта 34 спускаемый на кабеле перфоратор можно спустить через систему 10 и осуществить отстрел вблизи пласта 34.
Как показано на фиг. 5С, в зоне 34 интенсифицируется приток накачиванием текучей среды 40 из системы 10 между пакерами 22 в пласт 34. После завершения интенсификации притока пакеры 22 высвобождают. Текучая среда 40 может включать в себя любую известную текучую среду или пригодную для интенсификации притока и может включать в себя такие компоненты, как расклинивающие агенты, кислоты, индикаторные элементы и тому подобные. Как описано ранее, текучую среду 40 можно закачивать под давлениями, достаточными для гидроразрыва пласта 34.
Как показано на фиг. 5Ό, компоновка 12 дополнительно спущена в ствол скважины 32 к следующей зоне, представляющей интерес, для интенсификации притока или на требуемую глубину для установки обсадной колонны 14, например, на полную глубину. Как показано на фиг. 5Е, компоновка 12 отсоединена от обсадной колонны 12 средством 36 спускоподъема, таким как каротажный кабель или бурильная труба, и поднимается из ствола 32 скважины.
В показанном варианте пакеры 22 соединены с внешним диаметром участка 26 обсадной колонны, как описано в варианте фиг. 1. Таким образом, пакеры 22 остаются в стволе скважины 32, тогда как остальные элементы компоновки 12 поднимаются. На фиг. 5Е обсадная колонна 14 показана установленной с цементированием 38 в стволе скважины 32.
На фиг. 6 показан вид варианта компоновки 12 интенсификации притока, включающей в себя дополнительную компоновку 42, называемую, в целом, измерительной компоновкой для образования комплексной забойной компоновки. Компоновка 12 соединена с обсадной колонной 14 блоком 18 фиксатора. Пакеры 22 расположены на устройстве 20 надувания пакера. Измерительная компоновка 42 соединена с устройством 20 надувания пакера и проходит от обсадной колонны 14 и ниже (относительно поверхности) низа 15 обсадной колонны 14.
Измерительная компоновка 42 может включать в себя различные инструменты, датчики, и блоки контрольно-измерительных приборов. Например, и без ограничения этим, измерительная компоновка 42 может включать в себя рабочий инструмент 44, такой как, но без ограничения этим, буровое долото, режущие инструменты, взрывные инструменты, каверномеры, забойный турбинный двигатель, датчики 46, и блок 48 телеметрии. Оборудование телеметрии такое, как инструмент электромагнитных измерений во время бурения (МХУЭ) или блок 48 можно использовать, в частности, для обеспечения возможности связи без циркуляции бурового раствора. Также можно использовать гидроимпульсную скважинную телеметрию по буровому раствору.
Датчики 46 могут включать в себя любое число датчиков, измерительных приборов или контрольно-измерительных приборов, которые можно использовать для получения данных скважинных параметров и/или пластовых данных, таких как, но без ограничения этим, температура, давление, расходы, удельное сопротивление, плотность, электропроводность. Датчики 46 могут включать в себя блок каротажа во время бурения, например. Примеры датчиков 46 включают в себя, но без ограничения этим, детекторы гамма-излучения, оборудования ядерного магнитного резонанса, магнитометры и приборы отображения канала ствола скважины.
Другой вариант системы интенсификации притока при спуске обсадной колонны показан на фиг. 7А-7С. Забойная компоновка 12 интенсификации притока, включающая в себя блок 48 измерений во время бурения и блок 46 каротажа во время бурения, соединена с обсадной колонной 14. В данном примере пакеры 22 несет участок 26 обсадной колонны 14. Измерительная компоновка 42, несущая блок 46 каротажа во время бурения и блок 48 телеметрии, проходит значительно ниже обсадной колонны 14 в необсаженную секцию ствола 32 скважины.
Компоновку 12 спускают в ствол 32 скважины до установки вблизи первого пласта 34, подлежаще
- 4 016442 го обследованию и обработке для интенсификации притока. Как должно быть понятно, блок 46 каротажа во время бурения и блок 48 измерений во время бурения способствуют спуску и установке компоновки 12, где задано. На фиг. 7А показан каротаж пласта 34 до проведения обработки пласта для интенсификации притока.
На фиг. 7В компоновку 12 дополнительно спускают в ствол 32 скважины до установки пакеров 22 относительно пласта 34, как задано. Пакеры 22 затем приводят в действие, например надуванием для уплотнения на пласт 34. Текучая среда 40 накачивается вниз по обсадной колонне 14 с выходом из компоновки 12 между пакерами 22 для интенсификации притока пласта 34.
После завершения обработки пласта для интенсификации притока пакеры 12 деактивируют, освобождая компоновку для перемещения относительно пласта 34. На фиг. 1С компоновку 12 перемещают обратно вверх по стволу 32 скважины, переставляя блок 46 каротажа во время бурения относительно пласта 34. Каротажные работы вновь выполняют для получения данных после обработки пласта для интенсификации притока.
Несколько вариантов осуществления изобретения включают в себя изоляцию гидравлических разрывов пласта для обеспечения получения целостности скважины с различными зонами, как продуктивными, так и непродуктивными, изолированными друг от друга. Изоляцию можно получить посредством размещения некоторых материалов в объеме кольцевого пространства между обсадной колонной и пластом, что должно предотвращать (или значительно уменьшать) переток текучей среды из одной зоны в другую в кольцевой области между обсадной колонной и стволом скважины. Данный подход изменяется от обычного технологического процесса бурение, заканчивание и обработка для интенсификации притока вследствие применения технологии размещения гидроразрывов пласта для интенсификации притока в коллекторе до цементирования скважины (разобщения зон).
После обработки всех зон для интенсификации притока устройство, перемещаемое на каротажном кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе, можно использовать для подъема забойной компоновки. В одном варианте осуществления оно может включать в себя пакеры или фильтры. В другом варианте осуществления пакеры или фильтры оставляют в самой глубокой секции обсадной колонны и цементируют в пласте после спуска обсадной колонны на полную глубину. После завершения обработок гидроразрыва пласта обсадную колонну спускают на заданную глубину в стволе скважины. Когда изолирующая текучая среда кольцевого пространства закачивается в пласт, может существовать склонность изолирующей текучей среды к утечке во вновь созданные индивидуальные гидравлические разрывы пласта, размещенные ранее. Важно предпринимать шаги для предотвращения или, по меньшей мере, утечек текучей среды изолирующих текучих сред в гидроразрывы пласта с тем, чтобы не повредить добывающим возможностям гидроразрывов пласта. Это можно совершить либо внутри гидроразрывов пласта посредством добавления некоторых материалов в процессе гидравлического разрыва пласта, которые должны временно закупоривать гидроразрыв пласта, снижая проводимость, или внешне, размещением пленки или покрытия на стенках ствола скважины, которые должны полностью отсекать приток в системы гидроразрыва пласта. В одном варианте осуществления разлагающиеся материалы оставляют в последней порции состава закачки гидроразрыва пласта для интенсификации притока для предотвращения последующего вторжения цемента.
В другом аспекте после подъема забойной компоновки обсадная колонна цементируется в пласте. Затем осуществляют закачку цемента в кольцевое пространство между обсадной колонной и стволом скважины для создания опирания обсадной колонны, а также создания гидравлической изоляции для поддержания разобщения зон различных текучих сред и газов, находящихся в различных слоях пласта. Разобщение зон и опирание трубы может также быть необходимым, хотя другие материалы, известные специалистам в данной области техники, можно при этом практически применять.
Может возникнуть необходимость вновь соединить гидроразрывы интенсификации притока пласта со стволом скважины после завершения спуска обсадной колонны на глубину и цементирования в пласте. Материал разобщения зон должен быть предпочтительно проницаемым, обеспечивающим добычу текучих сред коллектора через изолирующую оболочку в ствол скважины. Также должны быть установлены пути прохождения потока сквозь обсадную колонну (перфорационные каналы, щели, фильтры и т.п.).
Материал, используемый как изолирующий материал, размещаемый между обсадной колонной и стволом скважины, может быть изготовлен из обычных цементных смесей нефтепромыслового сортамента, но другие альтернативные материалы могут обеспечивать улучшенные соединения гидроразрыва пласта с обсадной колонной, при этом также обеспечивая необходимый изолирующий барьер между зонами или слоями. Для создания высокопроницаемого соединения для прохождения потока между обсадной колонной и гидроразрывом пласта со стыком на стволе скважины изолирующий материал в идеале не должен мешать прохождению потока поперек кольцевого пространства. Изолирующий материал может быть обычным цементом нефтепромыслового сортамента, модифицированным для создания некоторой проницаемости. Это можно выполнить посредством создания растворимого кислотой цемента, содержащего высокую концентрацию добавок, которые могут удаляться при контакте с кислотой. Для данного практического применения растворимый цемент должен быть удален только локально в точках,
- 5 016442 примыкающих к перфорационным каналам ствола скважины, щелям или отверстиям добычи в обсадной колонне и стволе скважины и стыкам ствола скважины и гидроразрыва пласта. Альтернативно, цемент можно разработать, чтобы он становился пористым и проницаемым. Система основы цемента также может быть выполнена из различных смол и керамики, которые также можно преобразовывать в проницаемую систему.
Другим средством создания проницаемого цемента является преднамеренный разрыв цемента после схватывания. Заканчивание должно быть разработано так, чтобы разрывался цемент, только примыкающий к интервалам разрыва пласта. Разрывы должны обеспечивать достаточную проницаемость через цемент, тогда как цемент без разрывов над перфорационными каналами и под ними должен создавать требуемую гидроизоляцию для предотвращения нежелательного перетока текучей среды между интервалами.
Способ разобщения может быть выполнен более похожим на набивку гравийного фильтра, чем на цементирование, и гравий можно размещать в полости кольцевого пространства. В идеале с гравием должны использовать некоторый тип дополнительного материала, который способен стабилизировать зерна гравия и должен предотвращать его проход обратно в ствол скважины через перфорационные каналы или щели. Существует несколько путей стабилизации зерен гравия, включающих в себя склеивание зерен вместе с использованием смолы, пластиков или клея, использование волокон, пластин или стержней для создания мостиков и удерживания гравия на месте, использование липких, прилепляющих агентов, использование мягких расширяющихся частиц и тому подобные. Другим возможным путем создания хорошей гидроизоляции должно быть размещение и расширение или набухание материала снаружи обсадной колонны. Этот расширяющийся материал может являться обычным расширяющимся пакером, расширяющимся либо гидравлически или механически, или материалом, набухающим после контакта с данной текучей средой, такой как рассол или углеводород, как описано в патенте США № 7143832. Одним предпочтительным способом является размещение эластомерного материала снаружи обсадной колонны, который должен набухать и расширяться для заполнения полости кольцевого пространства только при его инициировании. Инициирующий механизм должен срабатывать, когда осуществляют циркуляцию конкретной текучей среды в кольцевое пространство и по эластомеру, обеспечивая реагирование эластомера на воздействие инициирующей текучей среды и набухание до образования изоляции между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Этим эффективно создается кольцевое уплотнение снаружи обсадной колонны.
В другом варианте осуществления обсадная колонна является обсадной колонной расширяемого типа и после достижения проектной глубины обсадная колонна должна расширяться. Можно практически применить расширяемую обсадную колонну, которая расширяется с превращением в пористую (или перфорированную) оболочку, что должно исключить необходимость выполнение перфорирования обсадной колонны для соединения гидроразрыва пласта со стволом скважины. В другом варианте осуществления проницаемый гравийный фильтр размещают за обсадной колонной.
Гидравлические разрывы пласта, созданные при спуске обсадной колонны в скважину, должны соединяться со стволом скважины после цементирования обсадной колонны в пласте. Существует две серьезные технические проблемы: соединение гидравлического разрыва пласта с перфорационными каналами и нахождение гидравлического разрыва пласта. Тогда как глубина должна быть известна из числа звеньев в обсадной колонне на момент времени обработки гидравлического разрыва пласта, ориентация разрыва будет неизвестной. Неправильно сориентированные перфорационные каналы пройдут мимо гидравлического разрыва пласта, таким образом будет иметь место стягивание потока или ограничение дебита на стволе скважины. Дополнительно к этому, необязательная аварийная ситуация может существовать при определении местоположения или глубины в случае появления некоторой проблемы, обуславливающей неизвестную или неопределенную глубину гидроразрыва пласта.
Можно использовать различные способы перфорирования для ориентирования перфорационных каналов и обеспечения соединения гидроразрыва пласта со стволом скважины без ограничения дебита вблизи ствола скважины. Ряд различных индикаторов можно использовать для нахождения или обнаружения гидроразрыва пласта за обсадной колонной. В другом варианте осуществления каротажный зонд на кабеле с перфораторами спускают в скважину. Можно использовать зонд гамма-каротажа для определения местоположения интервалов коллектора и поэтапное перфорирование для соединения с гидравлическими разрывами пласта. Один способ соединения гидроразрыва пласта с перфорационными каналами представляет собой создание перфорационного канала в 360° по периметру окружности обсадной колонны. Данный 360-градусный перфорационный канал может представлять собой пояс или спираль. Данный перфорационный канал можно вырезать с использованием абразивного гидромониторного инструмента для резки обсадной колонны и цемента за обсадной колонной.
Альтернативно, можно использовать растворимый в кислоте цемент и абразивный гидромониторный инструмент для образования эрозионного отверстия в обсадной колонне, и затем кислотный растворитель можно впрыскивать через гидромониторную насадку для растворения цемента. Вращающиеся гидромониторные инструменты должны усовершенствовать средство для резки отверстия в 360°. При
- 6 016442 нимая в расчет знание размещения продуктивных интервалов, которые должны обрабатываться гидроразрывом пласта для интенсификации притока до спуска обсадной колонны (то есть выполнения каротажа в необсаженном стволе для построения каротажных диаграмм пласта до установки обсадной колонны), можно разработать колонну обсадных труб, имеющую специальные сегменты обсадной колонны, которые легко перфорировать. Например, звенья обсадной колонны, которые должны располагаться поперек зоны выполнения гидроразрыва, должны иметь ослабленные участки разрывных мембран, которые должны открываться заданным импульсом давления. Другим примером должна быть заранее проперфорированная обсадная колонна с перфорационными каналами, заполненными временными конструкционными заглушками, такими как растворимые кислотой алюминиевые заглушки, или конструкционные пластики, гидролизующиеся и растворяющиеся под воздействием конкретной химической внешней среды.
Дополнительно, заглушки могут являться клиньями из некоторого материала или лунками, которые можно выбивать из обсадной колонны или срезать на обсадной колонне инструментом (см. пакеры плюс режущий патрубок). Во всех этих вариантах цемент за обсадной колонной все равно необходимо перфорировать. Химическая обработка, растворяющая цемент, является приемлемой. Использование проницаемого цемента является другим путем осуществления добычи через обсадную колонну. Во всех вариантах осуществления изобретения цемент может фактически представлять собой песчано-гравийную набивку, консолидированный гравий, обычный цемент, обработанный гидроразрывом цемент или некоторый другой проницаемый конструкционный материал. Можно соединяться с гидроразрывом пласта посредством совместного использования различных способов разобщения зон. Вместо цементирования кольцевого пространства на продуктивных интервалах обсадную колонну можно спускать с набухающими эластомерами между каждой зоной добычи. После установки обсадной колонны на место текучая среда должна активировать набухающий эластомер, который должен создать уплотнение в стволе скважины между различными гидроразрывами пласта. Кольцевое пространство между эластомерами должно быть полностью открытым, и любой перфорационный канал через обсадную колонну в открытое пространство должен обеспечивать добычу углеводорода без ограничений от гидравлического разрыва пласта. Таким образом, любое отверстие в обсадной колонне должно быть гидравлически связано через проницаемый цемент с гидроразрывом пласта. В другом варианте осуществления можно использовать участок обсадной колонны со скользящей втулкой. В еще одном варианте осуществления можно развертывать колонну с зарядами ракетного топлива или перфорирующими зарядами, прикрепленными снаружи обсадной колонны, которые отстреливают после схватывания цемента.
Существуют многочисленные альтернативные способы конструирования скважин, создающие различные возможности для соединения гидроразрыва пласта со стволом скважины. Можно использовать расширяемую обсадную колонну, фактически исключающую необходимость цементирования обсадной колонны в пласте. Это должно уменьшить возможность повреждения гидроразрыва пласта во время цементирования ствола скважины. Раздвижные фильтры исключают необходимость перфорирования или также абразивной гидромониторной резки, то есть в стальной обсадной колонне образуется множество щелей или отверстий, увеличивающихся после ее расширения.
В гидроразрыв пласта можно добавлять материалы, которые можно обнаруживать изнутри обсадной колонны. Материалы можно добавлять к расклинивающему агенту и наиболее предпочтительно можно добавлять к последней порции расклинивающего агента, добавленного в гидроразрыв пласта. В некоторых случаях для маркировки гидроразрыва пласта можно добавлять индикатор к оболочке/фильтрационной корке гидроразрыва пласта или добавлять в сам гидроразрыв пласта. Индикаторы можно использовать для наведения выстрелов обычной перфорации в направлении гидроразрыва пласта. Индикаторы можно использовать для определения местоположения гидроразрыва пласта по оси ствола скважины. Индикаторы могут включать в себя магнитные частицы, радиоактивные частицы, токопроводящие частицы и химические изотопы. Хотя, должно быть заявлено, что химические индикаторы будут обнаружены только отбором проб текучей среды, в которую внесены данные химикаты. Таким образом, химические индикаторы должны использоваться после соединения гидроразрывов пласта со стволом скважины и ввода в эксплуатацию. Затем данные индикаторы можно использовать для способствования оценке вклада каждого гидроразрыва пласта в общую добычу скважины и определению эффективности процесса очистки гидроразрыва пласта.
В патенте США № 7032662 описан ряд неограничивающих примеров материалов химических индикаторов. Индикатор может представлять собой радиоактивный индикатор с осуществлением его мониторинга спектральным детектором гамма-излучения. В патентах США №№ 5635712, 5929437 описано несколько примеров радиоактивных индикаторов. Индикатор может представлять собой нерадиоактивную частицу с керамической матрицей и элемент, который можно бомбардировать нейтронами для образования изотопа, излучающего гамма-лучи (патент США № 5182051). Индикатор может представлять собой металлический элемент и обнаруживаться магнитометрами, зондами каротажа сопротивления, электромагнитными устройствами, длинными и сверхдлинными матрицами электродов (патенты США № 7082993, 6725930). Намагниченные материалы, такие как из группы, состоящей из железа, феррита, низкоуглеродистой стали, сплавов железа с кремнием, сплавов никеля с железом и сплавов кобальта с
- 7 016442 железом, также можно использовать в качестве индикаторов (патент США № 6116342). В патенте США № 6691780 также описаны нерадиоактивные металлы, оксиды металлов, сульфаты металлов, карбонаты металлов, фосфаты металлов и так далее, которые могут менять реакцию магнитометров, дифференциальных магнитометров (градиентомеров), каротажных зондов сопротивления, электромагнитных устройств и длинных и сверхдлинных матриц электродов. Другим путем создания гидроразрыва пласта, реагирующего на воздействие, является добавление к расклинивающему агенту некоторых частиц, снабженных покрытием из электропроводной смолы, затем отправка электротока в пласт вблизи гидроразрыва пласта и затем прием электрического сигнала и интерпретирование сигнала для определения, указывает ли сигнал на присутствие или отсутствие гидроразрыва пласта (патент США № 7073581). Во всех вышеупомянутых способах добавления индикаторов в гидроразрыв пласта предполагается, что индикатор может добавляться к расклинивающему агенту и входить в гидроразрыв пласта или что индикатор может добавляться к текучей среде, защищающей гидроразрыв пласта и образующей фильтрационную корку на пересечении гидроразрыва пласта и ствола скважины.
Согласно вариантам осуществления изобретения можно использовать устройство и способ акустического каротажа ствола скважины для обнаружения аномалий геологического пласта снаружи ствола скважины. Также, в прецедентной регистрации изобретения США Н2116Н описана возможность использования способов определения местоположения гидроразрыва пласта, заполненного текучей средой, за обсадной колонной. В общем, способы можно использовать для определения местоположения гидравлических разрывов, в случае, если гидроразрыв пласта в основном сориентирован вдоль оси ствола скважины, для получения продвижения имевшего место по данному патенту.
В другом варианте осуществления глубину определяют посредством измерения длины обсадной колонны, а не каротажным зондом.
В одном варианте осуществления данного изобретения на финальной стадии расклинивающий агент маркируется материалом индикации, который должен обеспечивать обнаружение гидроразрыва пласта каротажными зондами. Это можно использовать для определения высоты гидроразрыва пласта и/или ориентации.
В другом варианте осуществления каротажный зонд на кабеле с наводимым перфоратором спускают в скважину. Инструмент на кабеле обнаруживает гидроразрыв пласта посредством обнаружения индикатора, впрыснутого на этапе промывки при интенсификации притока. Данную информацию затем используют для наведения перфораторов для соединения гидроразрывов пласта со стволом скважины. Возможно, каротажные диаграммы исследований в необсаженном стволе скважины уже выполнены, чтобы был возможен спуск проектных колонн обсадных труб с оснащением щелями/перфорационными отверстиями/областями выкрашивания и т. п.
В варианте осуществления изобретения каротажные диаграммы, составленные до спуска обсадной колонны (либо с использованием каротажа во время бурения или каротажными зондами на кабеле), используют для определения того, какие секции обсадной колонны будут примыкающими к интервалам коллектора, когда обсадная колонна спущена на полную глубину. Колонна обсадных труб собрана так, чтобы специальные секции обсадной колонны с расположенными спирально углублениями размещались на данных точках. После цементирования обсадной колонны с использованием растворимого кислотой цемента режущий патрубок накачивают с поверхности и используют для прорезания углубления, открывая, при этом, обсадную колонну в зоны с выполненными гидроразрывами пласта. Затем закачивается кислота для удаления цемента и обеспечения связи гидравлических разрывов пласта со стволом скважины.
В другом варианте осуществления изобретения гидромониторный инструмент используют для прорезания спиральных щелей в обсадной колонне и цемента, примыкающего к зонам интенсификации притока, и обеспечения связи гидравлических разрывов пласта со стволом скважины.
Гидроразрывы пласта необходимо защищать от повреждения в процессе цементирования, можно добавлять индикаторный материал в защиту гидроразрыва пласта. Защита гидроразрыва пласта может представлять собой материал, образующий фильтрационную корку или пленку. Например, известно использование волокна РЬА (полимолочной кислоты) или РЕТ (полиэтилен терефталат) для образования хорошей фильтрационной корки. Латексные частицы могут создавать хорошие фильтрационные корки на наполнителе низкой проницаемости. Смешивание частицы более мелкого размера с расклинивающим агентом в гидроразрыве пласта, таких как гранулированные частицы карбоната кальция, входящие в поры в набивке расклинивающего агента, что должно уменьшать проницаемость, и являющиеся растворимыми в кислоте, которую можно закачивать для удаления временного закупоривающего агента. Можно также использовать набухшие гидрогели или использовать временные конструкционные пластики, такие как небольшие частицы полимолочной кислоты или полиэтилен терефталата, для временного уменьшения гидравлической проводимости гидроразрыва пласта и его защиты в процессе цементирования.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения создают забойную компоновку, обеспечивающую интенсификации притока при спуске обсадной колонны или хвостовика. Забойную компоновку можно поднять после завершения обработки пласта для интенсификации притока в полном объеме.
- 8 016442
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения обеспечивают одновременное измерение давления и передачу данных на поверхность, одновременное измерение параметров оценки пласта и построения каротажных диаграмм и передачу данных на поверхность, одновременное измерение параметров микросейсмических событий и передачу данных на поверхность и одновременное измерение химических составов и передачу данных на поверхность.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения создают систему для вырезания углублений обсадной колонны и соединения с гидравлическими разрывами пласта посредством прокачивания кислоты для удаления цемента, примыкающего к пакерам. Альтернативно, система используется для прорезания спиральных щелей в обсадной колонне или хвостовике для соединения с гидравлическими разрывами пласта посредством прокачивания кислоты для удаления цемента, примыкающего к пакерам, для прорезания перфорационных отверстий в обсадной колонне или хвостовике для соединения с ранее созданными гидравлическими разрывами пласта.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения также создают систему интерпретации для определения свойств гидроразрыва пласта, использующую данные измерений, собранные вышеупомянутыми системами в режиме реального времени и по окончании выполненной работы.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения включают в себя компоновку гидроразрыва пласта, содержащую устройство, создающее отверстия в обсадной колонне, такое как, но не ограниченное этим, лафет перфоратора, абразивный гидромониторный инструмент, вращающийся гидромониторный инструмент, патрон/заряд ракетного топлива, режущий патрубок или канистра химреагентов.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения содержат колонну обсадных труб, являющуюся однородной колонной обсадных труб или имеющую специально размещенные сегменты обсадной колонны, содержащие признак (признаки), обуславливающие образование перфорационного отверстия в самой обсадной колонне, такие как, но не ограниченные этим, отверстия с временными заглушками (растворимыми кислотой, спроектированными для гидролиза или коррозии или распада), ослабленные области, которые должны разрываться, такие как разрывная мембрана, под воздействием специального импульса давления, лунки, спроектированные для срезания инструментом или режущим патрубком, проходящим через данный участок обсадной колонны, скользящие втулки и ловители шаров/пробойников.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения содержат инструменты, которые могут обнаруживать материалы, используемые для маркировки гидроразрыва пласта или фильтрационной корки, используемой для защиты гидроразрыва пласта, такие как, но не ограниченные этим, детекторы гамма-излучения, магнитометры и кондуктометры.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения могут содержать специальный элемент (элементы) обсадной колонны, содержащий внешние набухающие пакерные элементы, используемые для изоляции зон между гидроразрывами пласта во время добычи.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения могут содержать расширяемый элемент (элементы) обсадной колонны, используемый для изоляции зон между гидроразрывами пласта во время добычи. Данные элементы должны иметь множество отверстий, которые должны увеличиваться при расширении и обеспечивать возможность соединения между гидроразрывами пласта и пластом.
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения могут содержать инструмент каротажа во время гидроразрыва пласта, устанавливаемый под системой гидроразрыва пласта, с электропитанием от батареи, инструмент каротажа во время гидроразрыва пласта, сообщающий данные на поверхность с использованием высокоскоростной электромагнитной передачи данных (с использованием, например, электронных импульсов), или инструмент каротажа во время гидроразрыва пласта, который может принимать команды с поверхности с использованием высокоскоростной электромагнитной передачи данных (с использованием, например, электронных импульсов).
Варианты осуществления устройства настоящего изобретения могут содержать инструмент, содержащий по меньшей мере один преобразователь давления, гидрофон, по меньшей мере один геофон, устройство для измерения диаметра отверстия, предпочтительно высокоточный каверномер, такой как ультразвуковой каверномер, но может являться нейтронным каверномером и плотномером или даже четырехрычажным каверномером, электрическим устройством отображения ствола скважины, таким как СУК4 или СУКб, комплектом электродов для измерения электромагнитного поля, комплектом катушек для измерения электромагнитного поля, инструментом, содержащим комплект акустических преобразователей, включающих в себя монополи и квадрополи, химические датчики, и может функционировать для отправки импульсов давления по требованию.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать накачивание текучей среды обработки пласта для интенсификации притока через обсадную колонну в процессе спуска обсадной колонны (или хвостовика) в ствол скважины. Процесс спуска обсадной колонны можно останавливать при установке инструментов низа обсадной колонны или забойной компоновки на первом интервале, подлежащем обработке для интенсификации притока. Способ может дополнительно содержать спуск обсадной колонны в ствол скважины после накачивания текучей среды обработки. Этапы можно повто
- 9 016442 рять, обеспечивая обработку стольких зон, сколько необходимо.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут дополнительно содержать спуск обсадной колонны на конечный забой ствола скважины после обработки для интенсификации притока последней зоны. Способ может дополнительно содержать изоляцию различных зон или интервалов в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стволом скважины после установки обсадной колонны на конечный забой ствола скважины. Способ может дополнительно содержать перфорирование обсадной колонны.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать осуществление циркуляции текучей среды заканчивания в кольцевом пространстве и по интервалу, подлежащему обработке для интенсификации притока до накачивания текучей среды интенсификации притока и повторения этапа осуществления циркуляции перед каждым интервалом, подлежащем изоляции и интенсификации притока. Участок забойной компоновки может содержать каротажные зонды и измерительные инструменты.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать выполнение каротажных измерений, и/или выполнение микросейсмического мониторинга при гидравлическом разрыве пласта при спуске обсадных колонн или хвостовиков в ствол скважины. Способ может дополнительно содержать повторное соединение с ранее созданными гидроразрывами пласта посредством создания щелевых/перфорируемых/срезных углублений. Способ может дополнительно содержать размещение расклинивающего агента/кислоты/гетерогенного расклинивающего агента/твердой кислоты в гидроразрывах пласта. Способ может дополнительно содержать подачу давления в режиме реального времени при выполнении гидроразрыва пласта.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать спуск системы забойной компоновки на обсадной колонне, компоновки, способной к гидромониторной обработке или абразивной гидромониторной обработке пласта перед интенсификацией притока, чтобы способствовать инициированию гидроразрыва пласта с использованием гидромониторной компоновки для интенсификации притока коллектора.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать создание гидроразрыва пласта при спуске обсадной колонны в скважину, и затем создание проходного канала через обсадную колонну. Способ может дополнительно содержать использование цемента для стабилизации обсадной колонны и изоляции зон. Цемент может представлять собой цемент с гидроразрывом, проницаемый цемент или консолидированный, или неконсолидированный пористый наполнитель (гравий, гравий со смоляным покрытием, гравий, обработанный смоляной системой для консолидации). Способ может дополнительно содержать использование набухающего эластомера для стабилизации обсадной колонны и изоляции зон. Проводящий проходной канал может быть создан обычным перфорирующим зарядом, абразивным гидромониторным инструментом, создающим проходной канал, имеющий геометрическую форму отверстия, паза, спирали, или пояска, очерченного по радиусу обсадной колонны. Проводящий проходной канал может быть создан растворением заглушек в обсадной колонне, заполняющих заранее выполненные отверстия. Заглушки могут быть алюминиевыми, из конструкционного пластика или других материалов, растворяющихся быстрее и полнее, чем обсадная колонна в текучей среде обработки. Проводящий проходной канал может быть создан проходом инструмента через специальный сегмент обсадной колонны. Инструмент, который можно описать как режущий патрубок, разработан с возможностью среза лунок или клиньев, закрывающих заранее выполненные отверстия в обсадной колонне. Проводящий проходной канал может быть создан нагнетанием давления в обсадной колонне выше давления разрыва уже существующих ослабленных областей в поверхности обсадной колонны, то есть элементов разрывных мембран.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать добавление маркера или индикатора в последнюю порцию текучей среды гидроразрыва пласта и защиты гидроразрыва пласта и обнаружения данного маркера каротажным зондом внутри обсадной колонны. Использование такого определения местоположения для задавания размещения процесса создания проводящего проходного канала через обсадную колонну. Индикатор может быть радиоактивным индикатором и его мониторинг можно осуществлять спектральным детектором гамма-излучения. Патенты США 5635712 или 5929437 для нескольких примеров радиоактивных индикаторов. Индикатор может являться металлическим элементом и обнаруживаться магнитометрами, зондами сопротивления, электромагнитными устройствами и длинными и сверхдлинными матрицами электродов (патент США 7082993).
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать выполнение измерений во время бурения/каротажа во время бурения для сбора всей необходимой информации для планирования работы гидроразрыва пласта и получения опорного изображения ствола скважины для обеспечения качественного обнаружения размещения гидроразрыва пласта во время последующих измерений, выполняемых во время и после работы гидроразрыва пласта. Знание угла наклона ствола скважины и азимута требуется для интерпретации измерений наведенной сейсмичности. Некоторые измерения можно выполнить на кабеле. Способ может дополнительно содержать устройство измерения во время каротажа, прикрепленное к компоновке гидроразрыва пласта для выполнения всех важнейших измерений перед
- 10 016442 выполнением, во время и после работ гидроразрыва пласта. Некоторые измерения выполняют во время перемещений инструмента и некоторые выполняют при фиксировании инструмента на месте и проведении гидроразрыва пласта.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать выполнение ряда измерений до гидроразрыва пласта для снятия параметров гидроразрыва пласта, включающих в себя измерения для снятия параметров коллектора (в частности акустического измерения, ультразвукового измерения, отображений ствола скважины), и опорных отображений ствола скважины. Аналогичные измерения можно выполнять после работы гидроразрыва пласта, когда компоновку гидроразрыва пласта поднимают из ствола скважины. Измерения могут содержать каротаж сопротивлений при бурении горизонтальных скважин для обнаружения гидроразрывов пласта на стенке ствола скважины, обеспечивая определение ориентации и, в случае совмещения гидроразрыва пласта с осью ствола скважины, высоты; каверномер, если имеет высокое разрешение, обеспечивающий определение ширины гидроразрыва пласта вдоль ствола скважины и в некоторых случаях проскальзывание гидроразрыва пласта, если имеется; и сопротивление распространению разрыва (АКС или Рсгкеорс или МСК) которые могут видеть осевые гидроразрывы пласта и должны иметь возможность обнаружения около по меньшей мере 5 м длины в буровом растворе на углеводородной основе.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать выполнение ряда измерений во время работы гидроразрыва пласта, включающих в себя период закрытия гидроразрыва пласта и даже в течение некоторого времени после закрытия включающих в себя, но не ограниченных этим, следующее: измерение давления, измерение электромагнитного поля для обнаружения момента инициирования и распространения благодаря электрокинетическим эффектам гидроразрыва пласта, измерение наведенной сейсмичности с использованием трехмерных геофонов для обнаружения размещений событий, которые могут объединяться с измерениями из соседних стволов скважин (вертикальное сейсмическое отображение) и химические измерения.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать защиту гидравлического разрыва пласта от последующих потерь цемента, синтетического цемента, буровых текучих сред, текучих сред заканчивания или других текучих сред, циркуляция которых может осуществляться по соединению гидроразрыв пласта-ствол скважины, посредством временного уменьшения проницаемости гидроразрыва пласта добавлением повреждающих или закупоривающих материалов в гидроразрыв пласта, удаление которых возможно. Повреждающие материалы для гидроразрывов пласта, заполненных расклинивающим агентом, могут содержать материалы, подобранные по размеру пористости пустот устья пор между отдельными зернами расклинивающего агента, что может потребовать нескольких малых размеров используемых частиц, с каждым следующим меньшим размером, разработанным для заполнения следующего меньшего размера устья пор, материалы, являющиеся деформируемыми, такими, чтобы после закрытия гидроразрыва пласта деформируемый материал выдавливался через пустоты устья пор между отдельными зернами расклинивающего агента, и текучая среда, отстаивающаяся в гель. Повреждающие материалы для протравленных разрывов, созданных кислотным гидроразрывом пласта, могут содержать комбинацию одного или нескольких материалов различных размеров, форм и структур, включающих в себя гели, сферы, зерна, чешуйки, хлопья или волокна, смешанные вместе, которые должны образовывать массу низкой проницаемости, когда гидроразрыв пласта закрывается.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать размещение некоторого материала в кольцевом пространстве для опирания трубы и создания разобщения зон между различными слоями пласта. Разобщение зон должно предотвращать контакт или переток текучей среды или газа слоя одной зоны с текучей средой или газом другого слоя в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Материал разобщения зон может содержать цемент или смесь цемента и расширителей, таких как, но без ограничения этим, пуццолан, силикат натрия, бентонит, барит, азот (используется для создания пены), инертные наполнители (такие как песок, гравий, карбонатные частицы), цемент, специально разработанный, чтобы являться растворимым, цемент, разработанный, чтобы иметь проницаемость или становиться более проницаемым со временем, цемент, разработанный, чтобы становится проницаемым при добавлении одного или нескольких материалов, создающих взаимное соединение пустот, включающих в себя, но без ограничения этим, следующее: гидрогели, пузырьки пены, частицы или волокна полигликольных кислот и/или полимолочных кислот, цемент, разработанный, чтобы становиться проницаемым посредством создания гидроразрывов через создание регулируемого напряжения разрывов, синтетический цемент, такой как смолы или пластики, синтетический цемент, такой как смолы или пластики, разработанные, чтобы становиться проницаемыми со временем, и/или синтетические цементы, такие как смолы или пластики, разработанные, чтобы становиться проницаемыми со временем через добавление одного или нескольких материалов, создающих взаимное соединение пустот, включающих в себя, но без ограничения этим, следующее: гидрогели, пузырьки пены, частицы или волокна полигликольных кислот и/или полимолочных кислот.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать использование участков обсадных колонн, имеющих набухающие эластомерные пояса в заданных местах. Набухающие эластомеры должны набухать для заполнения кольцевого пространства между обсадной колонной и пла
- 11 016442 стом, когда с ним вступает в контакт надлежащий растворитель. Набухающие эластомерные элементы создают разобщение зон между разрывами.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать использование расширяемой обсадной колонны. Расширяемая обсадная колонна стабилизирует ствол скважины и удерживает обсадную колонну в пласте. Эластомерное покрытие может существовать на внешней поверхности расширяемой обсадной колонны для улучшения гидравлического уплотнения между обсадной колонной и поверхностью ствола скважины. Заранее проперфорированные сегменты обсадной колонны можно устанавливать в заданных положениях, которые открываются и создают гидравлическую проводимость после расширения.
Варианты осуществления способа настоящего изобретения могут содержать накачивание текучей среды обработки пласта для интенсификации притока через обсадную колонну во время процесса спуска обсадной колонны или хвостовика в ствол скважины, текучая среда интенсификации притока прокачивается через обсадную колонну. В процессе спуска обсадной колонны делают паузу, когда конец обсадной колонны или инструменты забойной компоновки становятся против первого интервала, подлежащего интенсификации притока. Текучая среда обработки накачивается и процесс спуска обсадной колонны в ствол скважин начинают вновь. Этапы повторяются, обеспечивая интенсификацию притока заданных зон. После обработки для интенсификации притока последней зоны обсадную колонну спускают на конечный забой ствола скважины, как делается в обычной работе установки обсадной колонны. Различные зоны или интервалы в обсадной колонне и кольцевом пространстве ствола скважины изолируют после завершения процесса обработки пласта для интенсификации притока и когда обсадная колонна находится на конечном забое.
Из приведенного выше подробного описания конкретных вариантов осуществления изобретения должно быть ясно, что раскрыта система для интенсификации притока одного или нескольких пластов коллектора при спуске обсадной колонны, обладающая новизной. Хотя конкретные варианты осуществления изобретения подробно раскрыты в данном документе, это сделано исключительно с целями описания различных признаков и аспектов изобретения и не предназначено для ограничения в отношении объема изобретения. Предполагается, что различные замены, изменения, и/или модификации, включающие в себя, но не ограниченные этими реализуемыми изменениями, которые могли быть предложены в данном документе, могут быть выполнены для раскрытых вариантов осуществления без отхода от сущности и объема изобретения, заданного прилагаемой формулой изобретения, приведенной ниже.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ проведения скважинных операций при спуске обсадной колонны в ствол скважин, содержащий следующие этапы:соединение компоновки интенсификации притока с колонной обсадных труб;спуск колонны обсадных труб в ствол скважины;установка компоновки интенсификации притока на выбранном пласте коллектора;выполнение операций интенсификации притока на пласте коллектора и спуск колонны обсадных труб и компоновки интенсификации притока в следующее заданное положение в стволе скважины.
- 2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя следующие этапы:отсоединение компоновки интенсификации притока от колонны обсадных труб после прекращения операции интенсификации притока и подъем компоновки интенсификации притока из ствола скважины.
- 3. Способ по п.1, в котором проведение операции интенсификации притока включает в себя прокачку текучей среды через компоновку интенсификации притока и в пласт коллектора.
- 4. Способ по п.1, в котором используют компоновку интенсификации притока, включающую в себя блок фиксатора, соединенный с возможностью отсоединения с колонной обсадных труб, пару разнесенных пакеров и исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакерами и блоком фиксатора.
- 5. Способ по п.4, в котором пакеры устанавливают на исполнительном механизме пакеров.
- 6. Способ по п.4, в котором пакеры устанавливают на колонне обсадных труб вблизи низа колонны обсадных труб.
- 7. Способ по п.1, в котором выполнение операций интенсификации притока дополнительно включает в себя следующие этапы:активирование компоновки интенсификации притока для образования, по существу, изолированной зоны коллектора, подлежащей обработке для интенсификации притока;прокачка текучей среды через колонну обсадных труб с выходом из компоновки интенсификации притока в изолированную зону коллектора.
- 8. Способ по п.1, в котором колонна обсадных труб является хвостовиком.
- 9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя оборудование датчика, соединенного с ком- 12 016442 поновкой интенсификации притока, и выполнение каротажа требуемого пласта посредством датчика.
- 10. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя оборудование датчика, соединенного с компоновкой интенсификации притока, выполнение каротажа пласта коллектора посредством датчика до выполнения операций интенсификации притока и выполнение каротажа требуемого пласта посредством датчика после выполнения операций интенсификации притока.
- 11. Способ по п.2, дополнительно включающий в себя цементирование обсадной колонны в стволе скважины.
- 12. Способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины, содержащий следующие этапы:соединение с колонной обсадных труб компоновки интенсификации притока, включающей в себя исполнительный механизм пакеров, функционально соединенный с пакером, и каротажный датчик;спуск колонны обсадных труб в ствол скважины и установка каротажной компоновки вблизи выбранного пласта коллектора;каротаж пласта коллектора;установка компоновки интенсификации притока вблизи пласта коллектора;приведение в действие пакера, по существу, для изоляции пласта коллектора от ствола скважины; выполнение операций интенсификации притока;высвобождение пакеров из уплотняющего соединения со стволом скважины;установка каротажной компоновки вблизи пласта коллектора;каротаж пласта коллектора и отсоединение компоновки интенсификации притока от колонны обсадных труб.
- 13. Способ по п.12, в котором хвостовик является обсадной колонной и хвостовик спускают в ствол скважины на бурильной колонне.
- 14. Способ по п.12, дополнительно включающий в себя цементирование обсадной колонны в стволе скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US89263307P | 2007-03-02 | 2007-03-02 | |
| US12/035,953 US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2008-02-22 | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
| PCT/IB2008/050730 WO2008107826A2 (en) | 2007-03-02 | 2008-02-28 | Reservoir stimulation while running casing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970826A1 EA200970826A1 (ru) | 2010-04-30 |
| EA016442B1 true EA016442B1 (ru) | 2012-05-30 |
Family
ID=39732290
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970826A EA016442B1 (ru) | 2007-03-02 | 2008-02-28 | Способ проведения скважинных операций и способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7909096B2 (ru) |
| EP (1) | EP2118437B1 (ru) |
| AT (1) | ATE551494T1 (ru) |
| AU (1) | AU2008222330B2 (ru) |
| CA (1) | CA2679561C (ru) |
| EA (1) | EA016442B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009009339A (ru) |
| PL (1) | PL2118437T3 (ru) |
| WO (1) | WO2008107826A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2614840C1 (ru) * | 2016-06-25 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ обработки карбонатного нефтяного коллектора |
| RU2698737C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2019-08-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный исследовательский центр химической физики им. Н.Н. Семенова Российской академии наук (ФИЦ ХФ РАН) | Устройство для контроля плотности эмульсионного взрывчатого вещества или других жидкостей в вертикальных скважинах и способ осуществления контроля плотности |
Families Citing this family (88)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| 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 |
| US7958937B1 (en) * | 2007-07-23 | 2011-06-14 | Well Enhancement & Recovery Systems, Llc | Process for hydrofracturing an underground aquifer from a water well borehole for increasing water flow production from Denver Basin aquifers |
| US7580796B2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating and treating previously-fractured subterranean formations |
| CA2629651C (en) * | 2008-03-18 | 2015-04-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Cement diffuser for annulus cementing |
| HUE028944T2 (en) | 2008-07-07 | 2017-01-30 | Altarock Energy Inc | Artificial Earth Systems and Reservoir Optimization |
| US20110155377A1 (en) * | 2009-06-29 | 2011-06-30 | Laun Lyle E | Joint or coupling device incorporating a mechanically-induced weak point and method of use |
| US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8853137B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8697612B2 (en) * | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| US8773132B2 (en) * | 2011-01-05 | 2014-07-08 | Conocophillips Company | Fracture detection via self-potential methods with an electrically reactive proppant |
| MX358434B (es) * | 2011-01-31 | 2018-08-06 | Halliburton Energy Services Inc | Incremento de la complejidad de la fractura en formacion subterranea permeable ultra baja usando un material particulado degradable. |
| RU2459934C1 (ru) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| 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 |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
| US9759035B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion of a metal alloy in solid solution |
| WO2013192399A2 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-27 | Shell Oil Company | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar |
| US9080419B2 (en) * | 2012-07-05 | 2015-07-14 | Craig H. Benson | Bentonite collars for wellbore casings |
| WO2014014959A1 (en) * | 2012-07-16 | 2014-01-23 | Tempress Technologies, Inc. | Extended reach placement of wellbore completions |
| US9447672B2 (en) | 2013-02-28 | 2016-09-20 | Orbital Atk, Inc. | Method and apparatus for ballistic tailoring of propellant structures and operation thereof for downhole stimulation |
| 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 |
| WO2015108627A1 (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
| WO2015127174A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US9529112B2 (en) * | 2014-04-11 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Resistivity of chemically stimulated reservoirs |
| GB2526297A (en) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | Maersk Olie & Gas | Method for stimulation of the near-wellbore reservoir of a wellbore |
| US9857498B2 (en) | 2014-06-05 | 2018-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Devices and methods for detecting chemicals |
| US9995124B2 (en) | 2014-09-19 | 2018-06-12 | Orbital Atk, Inc. | Downhole stimulation tools and related methods of stimulating a producing formation |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| 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 |
| WO2017143181A1 (en) * | 2016-02-17 | 2017-08-24 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore treatment system |
| CN107620585B (zh) * | 2017-08-15 | 2020-04-28 | 中国石油大学(北京) | 水平井螺旋射孔逐层压裂的物理模拟实验装置及其方法 |
| US10941644B2 (en) | 2018-02-20 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole well integrity reconstruction in the hydrocarbon industry |
| WO2020072173A1 (en) * | 2018-10-04 | 2020-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Horizontal production sensing platform |
| US11187068B2 (en) * | 2019-01-31 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole tools for controlled fracture initiation and stimulation |
| US11326412B2 (en) * | 2019-03-15 | 2022-05-10 | Northrop Grumman Systems Corporation | Downhole sealing apparatuses and related downhole assemblies and methods |
| CN110965938B (zh) * | 2019-11-12 | 2021-10-08 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种基于元素录井的水平井地质导向方法 |
| US11255130B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Sensing drill bit wear under downhole conditions |
| US11572752B2 (en) | 2021-02-24 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole cable deployment |
| US11727555B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Rig power system efficiency optimization through image processing |
| US11846151B2 (en) | 2021-03-09 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Repairing a cased wellbore |
| US11619097B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for laser downhole extended sensing |
| US11725504B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Contactless real-time 3D mapping of surface equipment |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11954800B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Converting borehole images into three dimensional structures for numerical modeling and simulation applications |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
| US20240068333A1 (en) * | 2022-08-26 | 2024-02-29 | Conocophillips Company | System and method for turning well over to production |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3669190A (en) * | 1970-12-21 | 1972-06-13 | Otis Eng Corp | Methods of completing a well |
| WO2004072434A2 (en) * | 2003-02-07 | 2004-08-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| WO2004079151A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4567944A (en) * | 1984-02-09 | 1986-02-04 | Halliburton Company | Retrievable straddle packer |
| US4569396A (en) * | 1984-10-12 | 1986-02-11 | Halliburton Company | Selective injection packer |
| US4898243A (en) * | 1988-01-25 | 1990-02-06 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Liner and drill pipe assembly |
| US5117915A (en) | 1989-08-31 | 1992-06-02 | Union Oil Company Of California | Well casing flotation device and method |
| IE903114A1 (en) | 1989-08-31 | 1991-03-13 | Union Oil Co | Well casing flotation device and method |
| US7147068B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-12-12 | Weatherford / Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6116342A (en) | 1998-10-20 | 2000-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| US6186227B1 (en) | 1999-04-21 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
| GB2385364B (en) | 1999-04-21 | 2003-12-31 | Schlumberger Technology Corp | Packer |
| US6543540B2 (en) * | 2000-01-06 | 2003-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole production zone |
| US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| DZ3387A1 (fr) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| EP1390585A4 (en) | 2001-05-01 | 2007-08-29 | Drillmar Inc | MULTI-WAY UNIT WITH MULTI-WECKTURM AND METHOD FOR TENDERING A SEMI-SUSPENDED TENDER |
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US20030205376A1 (en) | 2002-04-19 | 2003-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment |
| US6725930B2 (en) | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
| US6915848B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Universal downhole tool control apparatus and methods |
| GB0225445D0 (en) | 2002-10-31 | 2002-12-11 | Star Energy Ltd | Improvements relating to multilateral wells |
| GB2398585B (en) | 2003-02-19 | 2005-04-13 | Schlumberger Holdings | A formation treatment assembly and method |
| US7040402B2 (en) * | 2003-02-26 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corp. | Instrumented packer |
| US6883608B2 (en) | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
| US7066265B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
| US7073581B2 (en) | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US7607487B2 (en) | 2005-02-14 | 2009-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Packers and methods of use |
| CA2552072A1 (en) | 2006-01-06 | 2007-07-06 | Trican Well Service Ltd. | Packer cups |
| US7703512B2 (en) | 2006-03-29 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Packer cup systems for use inside a wellbore |
-
2008
- 2008-02-22 US US12/035,953 patent/US7909096B2/en active Active
- 2008-02-28 EA EA200970826A patent/EA016442B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-02-28 MX MX2009009339A patent/MX2009009339A/es active IP Right Grant
- 2008-02-28 CA CA2679561A patent/CA2679561C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-02-28 AU AU2008222330A patent/AU2008222330B2/en not_active Ceased
- 2008-02-28 PL PL08719510T patent/PL2118437T3/pl unknown
- 2008-02-28 WO PCT/IB2008/050730 patent/WO2008107826A2/en active Application Filing
- 2008-02-28 AT AT08719510T patent/ATE551494T1/de active
- 2008-02-28 EP EP08719510A patent/EP2118437B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3669190A (en) * | 1970-12-21 | 1972-06-13 | Otis Eng Corp | Methods of completing a well |
| WO2004072434A2 (en) * | 2003-02-07 | 2004-08-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| WO2004079151A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2614840C1 (ru) * | 2016-06-25 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ обработки карбонатного нефтяного коллектора |
| RU2698737C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2019-08-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный исследовательский центр химической физики им. Н.Н. Семенова Российской академии наук (ФИЦ ХФ РАН) | Устройство для контроля плотности эмульсионного взрывчатого вещества или других жидкостей в вертикальных скважинах и способ осуществления контроля плотности |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2008222330A1 (en) | 2008-09-12 |
| EP2118437B1 (en) | 2012-03-28 |
| ATE551494T1 (de) | 2012-04-15 |
| PL2118437T3 (pl) | 2012-07-31 |
| AU2008222330B2 (en) | 2011-08-18 |
| EA200970826A1 (ru) | 2010-04-30 |
| CA2679561A1 (en) | 2008-09-12 |
| WO2008107826A3 (en) | 2008-11-13 |
| US7909096B2 (en) | 2011-03-22 |
| CA2679561C (en) | 2013-11-12 |
| WO2008107826A2 (en) | 2008-09-12 |
| EP2118437A2 (en) | 2009-11-18 |
| MX2009009339A (es) | 2009-09-22 |
| US20080210422A1 (en) | 2008-09-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016442B1 (ru) | Способ проведения скважинных операций и способ интенсификации притока пласта коллектора при спуске колонны обсадных труб в ствол скважины | |
| EP2235321B1 (en) | Stimulation through fracturing while drilling | |
| CN110168191B (zh) | 对钻井进行封堵和压力测试的方法 | |
| US8079415B2 (en) | Wellbore intervention tool | |
| EP2805010B1 (en) | Methods of isolating annular areas formed by multiple casing strings in a well | |
| US20070284106A1 (en) | Method and apparatus for well drilling and completion | |
| US8584756B1 (en) | Methods of isolating annular areas formed by multiple casing strings in a well | |
| CA1176154A (en) | Method for preventing annular fluid flow | |
| CA3003709C (en) | Bridge plug sensor for bottom-hole measurements | |
| EA004100B1 (ru) | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации | |
| WO2011038862A1 (en) | Equipment and methods for deploying line in a wellbore | |
| CN106062312A (zh) | 用于储层测试和监控的方法和设备 | |
| US11492899B2 (en) | Methods and systems for characterizing fractures in a subterranean formation | |
| US20240167360A1 (en) | Payload deployment tools and methods of using same | |
| US9045970B1 (en) | Methods, device and components for securing or coupling geophysical sensors to a borehole | |
| Truby et al. | Data Gathering for a Comprehensive Hydraulic Fracturing Diagnostic Project: A Case Study | |
| Nava | Clark et al.(45) Date of Patent: Mar. 22, 2011 | |
| Pettitt | Testing, planning, and redrilling of Geothermal Test Hole GT-2, Phases IV and V. Progress report |
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 |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| 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 TM RU |