EA021471B1 - Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства - Google Patents
Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства Download PDFInfo
- Publication number
- EA021471B1 EA021471B1 EA201101601A EA201101601A EA021471B1 EA 021471 B1 EA021471 B1 EA 021471B1 EA 201101601 A EA201101601 A EA 201101601A EA 201101601 A EA201101601 A EA 201101601A EA 021471 B1 EA021471 B1 EA 021471B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- channels
- column
- open
- annular space
- displacement
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 48
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 7
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 4
- 229920000431 shape-memory polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 5
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- On-Site Construction Work That Accompanies The Preparation And Application Of Concrete (AREA)
Abstract
Изобретение относится к операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), выполняемой в открытом стволе скважины. Кольцевое пространство перекрывается телескопическими элементами, располагающимися за изолирующими клапанами. Данная группа телескопических элементов может быть неизолированной, а телескопические элементы выдвигаются, перекрывая кольцевое пространство и входя в плотный контакт с пластом. Жидкость для ГРП закачивается под давлением через каналы в телескопических элементах, в результате чего происходит гидравлический разрыв одного из участков требуемого пласта. В соответствующем пласте не требуется цементирование для поддержания целостности скважины. В пластах, требующих герметизации кольцевого пространства, колонна в предпочтительном варианте осуществления может быть снабжена снаружи материалом, увеличивающимся в размерах и герметизирующим кольцевое пространство, чем заменяется традиционная операция цементирования.
Description
Настоящее изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта, более конкретно, к способу проведения гидравлического разрыва пласта в открытом стволе скважины без внешних устройств для изоляции зон и, более конкретно, с возможностью герметизации кольцевого пространства без выполнения традиционных работ по цементированию.
Уровень техники
Для проведения гидравлического разрыва продуктивного пласта в процессе заканчивания скважины обычно используют два способа. На фиг. 1 показан ствол скважины 10 с обсадной колонной 12, зафиксированной цементом 14 в окружающем кольцевом пространстве 16. Это обычно осуществляют с помощью цементировочного башмака (не показан) на нижнем конце обсадной колонны 12. Если запланировано дальнейшее бурение, то во многих случаях этот башмак разбуривают и продолжают проходку. После завершения цементирования колонны 12 и застывания цемента 14 спускают перфоратор (не показан) и осуществляют простреливание для получения перфорационных отверстий 18, через которые затем выполняют гидравлический разрыв пласта (ГРП) посредством флюида, подаваемого с поверхности, после чего устанавливают пакер или мостовую пробку 20 для изоляции участка с перфорационными отверстиями 18. Затем этот процесс повторяют, т.е. осуществляют перфорирование, ГРП и установку другого пакера или мостовой пробки над недавно выполненными перфорационными отверстиями, через которые производится ГРП. В результате этих работ, выполняемых в скважине 10 в направлении от забоя 36 к устью 38, образуется последовательность чередующихся перфорационных отверстий и пакеров/мостовых пробок 22, 24, 26, 28, 30, 32 и 34.
Данная схема может быть изменена посредством исключения перфорирования и ввода в стенку обсадной колонны телескопических элементов, которые можно селективно выдвигать сквозь цемент до его застывания с целью создания каналов, ведущих в пласт и перекрывающих зацементированное кольцевое пространство. Использование выдвижных элементов для замены процесса перфорирования описано в патенте И8 4475729. По завершении выдвигания этих элементов осуществляется цементирование кольцевого пространства, и в выдвинутых элементах открываются каналы, снабженные фильтрами, так что в данном конкретном примере можно использовать закачку в скважину. Поскольку при использовании выдвижных элементов перфорирование исключается, затраты на работы по цементированию и использование буровой установки могут быть весьма значительными, а на некоторых буровых площадках к ним могут добавляться затраты, связанные со сложностью логистических операций на данном участке.
Последующие разработки включают использование внешних пакеров (таких как пакеры 40, 42, 44, 46 и 48 на фиг. 2), приводимых в рабочее состояние посредством их разбухания в скважинных флюидах или иным способом на наружной стороне колонны 49 с целью разобщения зон 50, 52, 54 и 56, в которых имеются клапаны, представляющие собой, как правило, скользящие муфты (соответственно 58, 60, 62 и 64). Колонна 49 подвешена в обсадной колонне 66 и имеет заглушку на своем нижнем конце 67. С помощью различных известных устройств, предназначенных для смещения муфт, можно открывать их в любом требуемом порядке с изоляцией кольцевых пространств 68, 70, 72 и 74 между двумя пакерами, благодаря чему в кольцевое пространство и непосредственно в окружающий пласт может поступать под давлением жидкость для ГРП. Этот способ ГРП включает соответствующее размещение пакеров при свинчивании колонны, обусловливающее задержку их разбухания для разобщения зон. Кроме того, существует потенциальная неопределенность в том, достигнута ли герметизация у всех пакеров и поступает ли жидкость для ГРП в требуемую зону под тем же давлением, с которым она подается в колонну 49 на поверхности. Некоторые примеры разбухающих пакеров описаны в патентах И8 7441596, 7392841 и 7387158.
В некоторых конструкциях телескопические элементы объединены с окружающими оболочками из разбухающего материала для обеспечения лучшего уплотнения выдвинутых концов этих элементов в пласте, тогда как остальная часть кольцевого пространства, прилегающего к пласту в данной зоне, остается открытой. Примеры таких конструкций приведены в патентах И8 7387165 и 7422058. В патентной заявке 2008/0121390 представлены спиральные выступы, которые могут разбухать и/или выдвигаться в стволе скважины, контактируя со стенками последнего и оставляя каналы для подачи цемента.
В настоящем изобретении предлагается способ, обеспечивающий точную доставку жидкости для ГРП под приложенным давлением в нужный пласт и одновременно с этим позволяющий обойтись без дорогостоящих процедур цементирования и установки заколонных пакеров в тех случаях, когда характеристики пласта обеспечивают сохранение целостности скважины. Благодаря каналам, обеспечиваемым выдвижными элементами, в пласте создается то же давление, что и в колонне. Данная группа каналов соединяется с изолирующим устройством, так что в любой заданный момент времени осуществляется селективное открытие только требуемой группы (или требуемых групп) каналов, посредством которой должен выполняться ГРП. Жидкость для ГРП поступает под приложенным давлением по каналам в выдвижных элементах непосредственно в пласт, минуя кольцевое пространство между этими элементами. Помимо этого, на наружной поверхности колонны может быть предусмотрено покрытие из разбухающего материала, например резины, или из полимера с памятью формы, который может заполнять кольцевое пространство, чем заменяются традиционные и дорогостоящие работы по цементированию. Эти и другие
- 1 021471 отличительные признаки настоящего изобретения будут более понятны специалистам в данной области из описания предпочтительного варианта его осуществления и приложенных чертежей (фиг. 3-10). При этом следует иметь в виду, что полный объем настоящего изобретения определяется текстом и эквивалентным объемом приложенной формулы изобретения.
Сущность изобретения
Операция ГРП выполняется в открытом стволе. Кольцевое пространство перекрывается телескопическими элементами, располагающимися за изолирующими клапанами. Данная группа телескопических элементов может быть неизолированной, а телескопические элементы выдвигаются, перекрывая кольцевое пространство и входя в плотный контакт с пластом. Жидкость для ГРП закачивается под давлением через каналы в телескопических элементах, в результате чего происходит гидравлический разрыв одного из участков требуемого пласта. В соответствующем пласте не требуется цементирование для поддержания целостности скважины. Телескопические элементы могут дополнительно содержать экраны. Как правило, пласт имеет такие характеристики, что установка гравийных фильтров не требуется. В колонну с телескопическими устройствами может быть вставлена эксплуатационная колонна, и добыча из требуемого участка продуктивного пласта может осуществляться через селективно открываемые телескопические элементы. В пластах, требующих герметизации кольцевого пространства, колонна в предпочтительном варианте осуществления может быть снабжена снаружи материалом, увеличивающимся в размерах и герметизирующим кольцевое пространство, чем заменяется традиционная операция цементирования.
Краткое описание чертежей
На чертежах представлено:
фиг. 1 - известная система, включающая цементирование обсадной колонны и последовательно осуществляемые перфорирование и установку внутренних пакеров или мостовых пробок для разобщения зон по мере их перфорирования и выполнения ГРП;
фиг. 2 - другая известная система, в которой используются внешние разбухающие пакеры, размещаемые в кольцевом пространстве для разобщения зон, доступ к которым возможен через клапаны скользящие муфты;
фиг. 3 - иллюстрация способа согласно настоящему изобретению, в котором используются каналы в элементах, выдвигающихся в пласт, к которым обеспечивается селективный доступ посредством клапана, так что ГРП может быть выполнен непосредственно из колонны, минуя кольцевое пространство в открытом стволе;
фиг. 4 - подробное изображение телескопического элемента с каналом, находящегося в выдвинутом положении;
фиг. 5а и 5б - телескопический элемент, выдвинутый посредством скользящей муфты и одновременно открытый для доступа к пласту;
фиг. 6а и 6б - спускаемая колонна с выдвижными устройствами, обеспечивающими выдвигание телескопических элементов с каналами в пласт;
фиг. 7 - пример осуществления, иллюстрирующий установку в требуемое положение узла с уплотнением между телескопическими элементами, обеспечивающего герметизацию кольцевого пространства вместо цементирования;
фиг. 8 - пример осуществления, представленный на фиг. 7, с герметизированным кольцевым пространством;
фиг. 9 - пример осуществления, представленный на фиг. 8, с одним телескопическим узлом, находящимся в выдвинутом положении;
фиг. 10 - пример осуществления, представленный на фиг. 9, со всеми телескопическими узлами, находящимися в выдвинутом положении.
Подробное описание осуществления изобретения
На фиг. 3 представлен один из вариантов осуществления настоящего изобретения, в котором пласт имеет характеристики, не требующие обязательной герметизации кольцевого пространства между узлами 108. Предпочтительный вариант с герметизацией кольцевого пространства показан на фиг. 7-10.
На фиг. 3 показан открытый ствол 100 скважины, расположенный ниже обсадной колонны 102. Хвостовик 104 подвешен в обсадной колонне 102 с помощью подвески 106. Узлы 108 для выполнения ГРП являются типичными, и специалистам в данной области будет ясно, что может быть использовано любое число таких узлов, которые в основном являются схожими, но могут иметь отличия, обеспечивающие их активацию в требуемой последовательности, как это описано ниже. Как показано на фиг. 4, каждый узел 108 имеет запорное устройство, которое в предпочтительном варианте представляет собой скользящую муфту 110, которая в одном из вариантов осуществления может приводиться в действие шаром 114, размещающимся в гнезде 112. В одном варианте осуществления гнезда и размещающиеся в них шары имеют различные размеры, и муфты могут закрываться в последовательности снизу вверх, при этом вначале происходит попадание малых шаров в малые гнезда на нижних узлах 108, а затем в различные гнезда постепенно попадают более крупные шары, обеспечивая закрытие клапана 110.
Группа телескопических элементов 116, селективно закрываемых клапаном 110, может включать
- 2 021471 любое число этих элементов, необходимое для конкретного применения с прогнозируемым дебитом при проведении гидравлического разрыва пласта с последующей добычей. На фиг. 3 телескопические узлы 116 показаны во втянутом, а телескопические узлы 116' - в выдвинутом положении относительно стенки ствола 100 скважины. В предпочтительном варианте осуществления все телескопические узлы 116 вначале блокируются пробкой 118, так что давление внутри хвостовика 104 вызывает телескопическое выдвигание элементов (например, 120 и 122) в каждом узле. При этом требуется относительное смещение многих сегментов, зависящее от ширины кольцевого зазора, который необходимо пересечь для достижения передними концами 124 пласта, так чтобы подаваемая под давлением жидкость для ГРП попадала непосредственно в пласт, а не в открытое кольцевое пространство 126. Пробки 118 предусмотрены для обеспечения выдвигания всех узлов 116 в результате открытия клапанов 110 на каждом из них и воздействия давления, созданного внутри хвостовика 104. После выдвигания всех телескопических узлов пробки 118 в каждом из них могут быть удалены. Это можно сделать различными способами, но одним из них является использование исчезающих пробок, например пробок из сплава алюминия, растворяющегося в закачиваемой жидкости. В каждом или в некоторых из узлов может быть предусмотрен экранирующий материал 128, расположенный в сквозном канале, образующемся после выдвигания и удаления пробки 118.
Клапан 110, связанный с каждым телескопическим узлом 116, может также приводиться в действие (в любом порядке) посредством сдвигающего устройства. Каждый клапан может иметь уникальный профиль, входящий в зацепление со сдвигающим устройством при одной спускоподъемной операции или при различных спускоподъемных операциях, что облегчает выполнение ГРП посредством одного клапана 110 и связанного с ним и готового к операции ГРП телескопического узла 116 или посредством более чем одного клапана 110 и телескопического узла 116.
В качестве альтернативы для закрытия клапана 110 можно использовать шарнирно-сочлененные гнезда для шаров, принимающие шар данного диаметра и обеспечивающие срабатывание клапана 110 и переход шара после перемещения гнезда, в результате которого в другом клапане 110 формируется другое гнездо для приема другого объекта того же диаметра, что и первый упавший объект, и срабатывает уже другой клапан 110. Для приведения в действие более чем одного клапана в ходе одного спуска в скважину можно использовать другие способы. Например, можно спустить и активировать шарнирносочлененное сдвигающее устройство, которое при спуске в скважину или подъеме из нее будет открывать или закрывать один клапан или более. Действие этого устройства основано на наличии у каждого клапана (в предпочтительном варианте представляющего собой скользящую муфту) уникального профиля, входящего в зацепление, или на использовании общих сдвигающих профилей, когда при известном положении каждого клапана сдвигающее устройство активируется до достижения конкретного клапана, где требуется осуществить смещение.
В альтернативном варианте могут быть использованы наборы разрывных мембран, разрывающихся при различных номинальных значениях давления и обеспечивающих открытие, при заданном давлении, определенных каналов телескопических элементов в определенной последовательности. Тем не менее, после разрыва такой мембраны и открытия каналов какой-либо группы телескопических элементов для прохождения потока эти каналы уже не могут быть снова закрыты в случае разрыва другого набора мембран для достижения другой зоны. Скользящие муфты обеспечивают возможность подачи всего объема жидкости для ГРП под соответствующим давлением в предварительно определенную группу каналов, тогда как использование разрывных мембран сопряжено с меньшей эксплуатационной гибкостью в случаях, когда ГРП необходимо выполнить в отдельных изолированных зонах.
Описанный выше способ, соответствующий настоящему изобретению, позволяет выполнить ГРП в открытом стволе скважины, направляя жидкость для ГРП в пласт без необходимости использования барьеров в кольцевом пространстве, и ГРП в нужном пласте можно осуществить без цементирования хвостовика. Эта методика в сочетании с клапанами, установленными на большинстве телескопических узлов или на всех этих узлах, обеспечивает выполнение ГРП точно в требуемых местах и в требуемом порядке. После проведения ГРП некоторые или все клапаны могут быть закрыты либо для закрытия скважины на всем протяжении участков выполнения ГРП, либо для селективного открытия одного или более участков для осуществления добычи через хвостовик и эксплуатационную колонну (не показана). Описанный выше способ экономит средства, затрачиваемые на цементирование и создание барьеров в кольцевом пространстве, и позволяет свести весь процесс непосредственно к выполнению ГРП, что занимает меньше времени, чем в случае применения известных способов, например, описанных выше и представленных на фиг. 1 и 2.
Хотя в настоящем описании телескопические узлы представлены в качестве предпочтительного варианта осуществления, можно предусмотреть и другие конструкции, позволяющие эффективно перекрыть окружающее кольцевое пространство таким образом, чтобы контакт жидкости для ГРП с пластом достигался в условиях передачи давления с малыми потерями или низкого поглощения жидкости в окружающем кольцевом пространстве. Специалистам в данной области будет ясно, что описанный выше способ сфокусирован на пластах хорошо сцементированных пород, где обрушение стенок скважины не является важным фактором. В других применениях, описанных ниже, отличительной особенностью ком- 3 021471 поновки низа бурильной колонны является использование разбухающего материала или полимера с памятью формы для заполнения окружающего кольцевого пространства 126, описанного выше и остающегося открытым в приведенном выше варианте осуществления.
В качестве одной из альтернатив гидравлическому выдвиганию узлов 116 может быть использовано механическое выдвигание. Показанные на фиг. 5 телескопические узлы 130 находятся в положении втягивания в обсадную колонну и при установке не выступают за пределы ее наружного диаметра 132. При смещении скользящей муфты 134 (фиг. 5а), например при попадании шара 140 в гнездо 138 (фиг. 5б), сужающийся конец 136 скользящей муфты 134 механически воздействует на телескопические узлы 130, что приводит к выдвиганию последних до контакта с пластом в месте, обозначенном через 131. Хотя использование скользящей муфты является предпочтительным, для механического выдвигания телескопических узлов можно использовать любые механические устройства. Одним из примеров, показанных на фиг. 6а и 6б, является использование спускаемой колонны 142 с выдвижными толкателями 144, выталкивающими телескопические узлы наружу Выдвигание толкателей может осуществляться под действием внутреннего давления или иным способом. В этом случае дополнительно требуется устройство закрытия.
Другой альтернативой выталкиванию телескопических узлов 116 под действием давления для достижения ими окружающего пласта является расширение хвостовика. В этом случае можно использовать телескопические узлы в сочетании с расширением труб. Расширение хвостовика может осуществляться посредством расширяющего конуса, продвижение которого вызывает выталкивание этих узлов, которые при спуске хвостовика 104 в скважину могут располагаться внутри него. В альтернативном варианте расширение может осуществляться под действием давления, в результате чего происходит не только расширение хвостовика, но и выдвигание узлов 116.
Возможен вариант осуществления, в котором передние концы крайних телескопических сегментов выполняются твердыми и острыми, например снабжаются карбидными или алмазными вставками, что способствует как проникновению в породу пласта, так и уплотнению в ней. Переднему концу может быть придана зазубренная или иная форма, облегчающая проникновение в породу.
Фиг. 7 является идентичной фиг. 3, но с одним существенным отличием. Здесь также имеется несколько расположенных на определенном расстоянии друг от друга узлов 108 для выполнения ГРП, содержащих клапаны 110 и телескопические узлы 116. На фиг. 7-10 показаны уплотнительные элементы 200, имеющие небольшие размеры при спуске в скважину (фиг. 7) и увеличивающиеся в размерах в стволе скважины 202 вплоть до его герметизации. Кольцевое пространство 126 (фиг. 7) на фиг. 8 показано закрытым вследствие увеличения уплотнительных элементов в размерах, в предпочтительном варианте в результате разбухания. Уплотнительные элементы 200 могут разбухать в скважинных флюидах, например в углеводородах, если они изготовлены, например, из резины. Они могут также включать покрытие, задерживающее разбухание и обеспечивающее время, необходимое для установки узла в требуемое положение в скважине. Это покрытие может, например, растворяться в скважинных флюидах. Уплотнительные элементы 200 могут быть также выполнены из полимера с памятью формы, который разбухает в присутствии скважинных флюидов или при нагреве каким-либо искусственным нагревателем либо в результате какой-либо химической реакции, протекающей, например, экзотермическим образом (все перечисленное схематически обозначено стрелкой 204), вследствие чего происходит герметизация кольцевого пространства 126. Таким путем можно исключить очень дорогие работы по цементированию. В пластах, где помимо проведения операций ГРП из узлов 108 желательно выполнение герметизации кольцевого пространства, использование элементов 200 представляет собой экономичный вариант, исключающий затраты и логистические проблемы, связанные с работами по цементированию. Это обстоятельство является особенно важным для морских скважин, где логистика, связанная с цементированием, является гораздо более сложной и, следовательно, дорогостоящей.
На фиг. 9 показан один набор телескопических элементов 116, выдвигающийся на начальном этапе ГРП описанным выше образом, тогда как на фиг. 10 показаны все телескопические узлы 116, находящиеся в выдвинутом положении, и кольцевое пространство 126, герметизированное элементами 200 с разрывами вокруг выдвинутых телескопических узлов 116.
Приведенное выше описание предпочтительного варианта осуществления является иллюстративным, и специалистами в данной области могут быть выполнены многие изменения в рамках объема настоящего изобретения, определяемого текстом и эквивалентным объемом приложенной формулы изобретения.
Claims (31)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ проведения гидравлического разрыва пласта, в котором спускают в скважину колонну для заканчивания, содержащую в стенке ряд каналов, сообщающихся с открытым стволом скважины;располагают в подлежащей обработке зоне кольцевого пространства вокруг упомянутой колонны, по меньшей мере, некоторые из упомянутых каналов, которые входят в контакт с пластом, оставляя это кольцевое пространство в значительной степени открытым относительно пласта;подают по меньшей мере через один из упомянутых каналов жидкость под давлением для проведения гидравлического разрыва пласта, причем для герметизации упомянутого кольцевого пространства до или после этой подачи используют по меньшей мере один уплотнительный элемент, расширяющийся вокруг колонны для заканчивания, причем уплотнительный элемент расположен на колонне для заканчивания, когда ее продвигают в открытый ствол скважины.
- 2. Способ по п.1, в котором расширяют упомянутый уплотнительный элемент при достижении в открытом стволе положения, требуемого для герметизации.
- 3. Способ по п.2, в котором расширяют уплотнительный элемент посредством воздействия на него скважинных флюидов в открытом стволе.
- 4. Способ по п.3, в котором для расширения уплотнительного элемента используют температуру скважинных флюидов или тепла, создаваемого в открытом стволе искусственным образом.
- 5. Способ по п.2, в котором используют в качестве материала для уплотнительного элемента резину или полимер с памятью формы.
- 6. Способ по п.2, в котором используют колонну для заканчивания, содержащую несколько уплотнительных элементов, расположенных друг от друга на определенном расстоянии, определяющем расположение упомянутых каналов в стенке, контактирующих с пластом, причем существенная герметизация кольцевого пространства вокруг каналов обеспечивается за счет разбухания уплотнительных элементов.
- 7. Способ по п.1, в котором осуществляют селективный доступ изнутри упомянутой колонны по меньшей мере к одному из каналов с целью закрытия.
- 8. Способ по п.7, в котором используют клапанный элемент для осуществления упомянутого селективного доступа с целью закрытия.
- 9. Способ по п.1, в котором достижение контакта каналов с пластом обеспечивают за счет удлинения или смещения этих каналов.
- 10. Способ по п.9, в котором формируют каналы из телескопических элементов с возможностью относительного смещения.
- 11. Способ по п.10, в котором блокируют каналы изнутри на начальном этапе и создают давление в блокированных каналах для относительного смещения телескопических элементов.
- 12. Способ по пп.9-11, в котором осуществляют механическое или гидравлическое выдвигание или смещение каналов до достижения плотного контакта с пластом.
- 13. Способ по п.1, в котором обеспечивают расширение колонны для сокращения расстояния, перекрываемого каналами для достижения контакта с пластом.
- 14. Способ по п.13, в котором используют расширяющийся конус для расширения колонны.
- 15. Способ по п.13, в котором выдвигание или смещение каналов обеспечивают за счет расширения колонны.
- 16. Способ по п.11, в котором устраняют блокировку каналов после их выдвигания до достижения контакта с пластом.
- 17. Способ по п.16, в котором обеспечивают растворение или удаление блокирующих элементов посредством скважинного флюида.
- 18. Способ по п.8, в котором используют несколько расположенных на определенном расстоянии друг от друга скользящих муфт в качестве упомянутых клапанных элементов для селективного открытия или изоляции нескольких каналов, связанных с каждой скользящей муфтой.
- 19. Способ по п.18, в котором осуществляют последовательное выполнение гидравлического разрыва пласта через несколько каналов, связанных по меньшей мере с двумя скользящими муфтами, селективно и последовательно открываемыми таким образом, что различные группы каналов, связанные с различными скользящими муфтами, можно использовать для гидравлического разрыва пласта в любом требуемом порядке.
- 20. Способ по п.13, в котором выдвигание или смещение каналов производят независимо от расширения колонны.
- 21. Способ по п.20, в котором расширение колонны производят после полного выдвигания или смещения каналов.
- 22. Способ по п.1, в котором перекрытие кольцевого пространства всеми каналами осуществляют путем их выдвигания или смещения приблизительно за одно и то же время.
- 23. Способ по п.18, в котором удержание в открытом состоянии только одной скользящей муфты- 5 021471 производят при подаче жидкости под давлением в каналы, связанные с этой открытой скользящей муфтой.
- 24. Способ по п.23, в котором закрывают открытую скользящую муфту и открывают другую скользящую муфту, расположенную в стволе скважины выше закрытой скользящей муфты; и осуществляют последовательное закрытие и открытие муфт в направлении устья скважины в процессе подачи жидкости под давлением через все каналы.
- 25. Способ по п.23, в котором закрывают открытую скользящую муфту и открывают другую скользящую муфту, расположенную в стволе скважины ниже закрытой скользящей муфты; и осуществляют последовательное закрытие и открытие муфт в направлении забоя скважины в процессе подачи жидкости под давлением через все каналы.
- 26. Способ по п.23, в котором открывают все скользящие муфты и осуществляют добычу через каналы.
- 27. Способ по п.1, в котором располагают передние концы каналов в плотном контакте с пластом.
- 28. Способ по п.27, в котором проникновение в пласт производят передними концами каналов.
- 29. Способ по п.28, в котором передние концы каналов выполнены острыми или твердыми для облегчения упомянутого проникновения.
- 30. Способ по п.8, в котором достижение контакта каналов с пластом обеспечивают за счет удлинения или смещения этих каналов с помощью клапанного элемента.
- 31. Способ по п.9, в котором выдвигание или смещение каналов в пласт обеспечивают за счет вхождения каналов в зацепление с выдвижным элементом на второй колонне, спускаемой в упомянутую колонну для заканчивания.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/463,944 US8104538B2 (en) | 2009-05-11 | 2009-05-11 | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
PCT/US2010/034209 WO2010132345A2 (en) | 2009-05-11 | 2010-05-10 | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201101601A1 EA201101601A1 (ru) | 2012-05-30 |
EA021471B1 true EA021471B1 (ru) | 2015-06-30 |
Family
ID=43061681
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201101601A EA021471B1 (ru) | 2009-05-11 | 2010-05-10 | Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8104538B2 (ru) |
EP (1) | EP2430287A4 (ru) |
CN (1) | CN102459808A (ru) |
AU (2) | AU2010247942B2 (ru) |
BR (1) | BRPI1013098A2 (ru) |
CA (1) | CA2761583C (ru) |
CO (1) | CO6460750A2 (ru) |
EA (1) | EA021471B1 (ru) |
EG (1) | EG26567A (ru) |
MX (1) | MX2011011915A (ru) |
MY (1) | MY156606A (ru) |
NZ (1) | NZ596286A (ru) |
SG (1) | SG175976A1 (ru) |
TN (1) | TN2011000574A1 (ru) |
WO (1) | WO2010132345A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2682391C1 (ru) * | 2018-01-09 | 2019-03-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
Families Citing this family (85)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US8826985B2 (en) * | 2009-04-17 | 2014-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Open hole frac system |
US8104538B2 (en) * | 2009-05-11 | 2012-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
CA2670218A1 (en) * | 2009-06-22 | 2010-12-22 | Trican Well Service Ltd. | Method for providing stimulation treatments using burst disks |
US20110005759A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing system and method |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
AU2010339027A1 (en) | 2010-01-04 | 2012-08-16 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore treatment apparatus and method |
US8297349B2 (en) * | 2010-01-26 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Openable port and method |
US8365827B2 (en) * | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
AU2011305004A1 (en) | 2010-09-22 | 2013-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
WO2012037661A1 (en) | 2010-09-23 | 2012-03-29 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for fluid treatment of a well |
US9371715B2 (en) | 2010-10-15 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole extending ports |
US9638003B2 (en) | 2010-10-15 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sleeve valve |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
AU2011331867A1 (en) | 2010-11-19 | 2013-06-06 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method |
US9382790B2 (en) | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9057260B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Through tubing expandable frac sleeve with removable barrier |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
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 |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US9033041B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
NO333258B1 (no) * | 2011-09-13 | 2013-04-22 | Geir Habesland | Verktoy og fremgangsmate for sentrering av fôringsror |
BR112014007068B1 (pt) | 2011-09-27 | 2021-04-20 | Baker Hughes Incorporated | método e sistema para fraturamento de uma formação |
US9765595B2 (en) * | 2011-10-11 | 2017-09-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore actuators, treatment strings and methods |
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 |
GB2500044B (en) | 2012-03-08 | 2018-01-17 | Weatherford Tech Holdings Llc | Selective fracturing system |
US9103188B2 (en) * | 2012-04-18 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Packer, sealing system and method of sealing |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9033046B2 (en) * | 2012-10-10 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-zone fracturing and sand control completion system and method thereof |
US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
US10830028B2 (en) | 2013-02-07 | 2020-11-10 | Baker Hughes Holdings Llc | Frac optimization using ICD technology |
WO2014153314A1 (en) * | 2013-03-18 | 2014-09-25 | Schlumberger Canada Limited | Sleeve valve |
US9605519B2 (en) | 2013-07-24 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
US9617836B2 (en) | 2013-08-23 | 2017-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Passive in-flow control devices and methods for using same |
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 |
US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
US9441455B2 (en) | 2013-09-27 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Cement masking system and method thereof |
US9410398B2 (en) * | 2013-09-27 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole system having compressable and expandable member to cover port and method of displacing cement using member |
US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
EP3097257A4 (en) * | 2014-01-24 | 2017-09-27 | Completions Research AG | Multistage high pressure fracturing system with counting system |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
GB2526297A (en) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | Maersk Olie & Gas | Method for stimulation of the near-wellbore reservoir of a wellbore |
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 |
CN105156088B (zh) * | 2015-10-21 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 双通道注入多级封隔器分段压裂管柱及其使用方法 |
US9863569B2 (en) | 2015-11-04 | 2018-01-09 | International Business Machines Corporation | Pipeline repair |
US10731762B2 (en) | 2015-11-16 | 2020-08-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Temperature activated elastomeric sealing device |
US10087698B2 (en) | 2015-12-03 | 2018-10-02 | General Electric Company | Variable ram packer for blowout preventer |
US10214986B2 (en) | 2015-12-10 | 2019-02-26 | General Electric Company | Variable ram for a blowout preventer and an associated method thereof |
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 |
CN106930736A (zh) * | 2015-12-30 | 2017-07-07 | 徐州博安科技发展有限责任公司 | 水控防反吸射流一体化装置 |
CN106930701B (zh) * | 2015-12-30 | 2019-01-01 | 徐州博安科技发展有限责任公司 | 水控分段压力强制排粉装置 |
NO340798B1 (en) * | 2016-01-04 | 2017-06-19 | Interwell Technology As | Plugging device with frangible glass body having a breakable neck |
US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US10344553B2 (en) | 2016-10-10 | 2019-07-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wellbore completion apparatus and methods utilizing expandable inverted seals |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US10900332B2 (en) * | 2017-09-06 | 2021-01-26 | Saudi Arabian Oil Company | Extendable perforation in cased hole completion |
CN110067527B (zh) * | 2019-06-12 | 2023-09-29 | 天津凯雷油田技术有限公司 | 井下密封筒修复工具 |
RU2731484C1 (ru) * | 2019-11-01 | 2020-09-03 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ обработки нескольких интервалов продуктивного пласта за одну спуско-подъемную операцию и устройство для его осуществления (варианты) |
US20230116346A1 (en) * | 2021-10-13 | 2023-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Tool Actuation Chamber Isolation |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080035349A1 (en) * | 2004-04-12 | 2008-02-14 | Richard Bennett M | Completion with telescoping perforation & fracturing tool |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7422069B2 (en) * | 2002-10-25 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Telescoping centralizers for expandable tubulars |
US7475729B2 (en) * | 2002-06-06 | 2009-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method for construction and completion of injection wells |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3347317A (en) * | 1965-04-05 | 1967-10-17 | Zandmer Solis Myron | Sand screen for oil wells |
US4475729A (en) * | 1983-12-30 | 1984-10-09 | Spreading Machine Exchange, Inc. | Drive platform for fabric spreading machines |
US5425424A (en) * | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
GB2407111A (en) * | 2001-10-12 | 2005-04-20 | Halliburton Energy Serv Inc | Perforated casing with plugs and method of perforating a subterranean formation |
US6896063B2 (en) * | 2003-04-07 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | Methods of using downhole polymer plug |
US7267172B2 (en) * | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US7422058B2 (en) * | 2005-07-22 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced open-hole zonal isolation packer and method of use |
US7392841B2 (en) * | 2005-12-28 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Self boosting packing element |
US7387158B2 (en) * | 2006-01-18 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Self energized packer |
US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
AU2006348171B2 (en) * | 2006-09-11 | 2011-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction |
US7757758B2 (en) * | 2006-11-28 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Expandable wellbore liner |
US8826985B2 (en) * | 2009-04-17 | 2014-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Open hole frac system |
US8104538B2 (en) * | 2009-05-11 | 2012-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
-
2009
- 2009-05-11 US US12/463,944 patent/US8104538B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-05-10 EA EA201101601A patent/EA021471B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-05-10 WO PCT/US2010/034209 patent/WO2010132345A2/en active Application Filing
- 2010-05-10 MY MYPI2011005466A patent/MY156606A/en unknown
- 2010-05-10 MX MX2011011915A patent/MX2011011915A/es not_active Application Discontinuation
- 2010-05-10 SG SG2011082591A patent/SG175976A1/en unknown
- 2010-05-10 AU AU2010247942A patent/AU2010247942B2/en active Active
- 2010-05-10 NZ NZ596286A patent/NZ596286A/xx not_active IP Right Cessation
- 2010-05-10 CN CN201080026513XA patent/CN102459808A/zh active Pending
- 2010-05-10 CA CA2761583A patent/CA2761583C/en active Active
- 2010-05-10 BR BRPI1013098A patent/BRPI1013098A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-05-10 EP EP10775325.3A patent/EP2430287A4/en not_active Withdrawn
-
2011
- 2011-11-10 EG EG2011111888A patent/EG26567A/en active
- 2011-11-11 CO CO11153898A patent/CO6460750A2/es active IP Right Grant
- 2011-11-11 TN TNP2011000574A patent/TN2011000574A1/en unknown
-
2012
- 2012-01-23 US US13/356,402 patent/US8443892B2/en active Active
-
2014
- 2014-06-25 AU AU2014203461A patent/AU2014203461B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7475729B2 (en) * | 2002-06-06 | 2009-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method for construction and completion of injection wells |
US7422069B2 (en) * | 2002-10-25 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Telescoping centralizers for expandable tubulars |
US20080035349A1 (en) * | 2004-04-12 | 2008-02-14 | Richard Bennett M | Completion with telescoping perforation & fracturing tool |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2682391C1 (ru) * | 2018-01-09 | 2019-03-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102459808A (zh) | 2012-05-16 |
MX2011011915A (es) | 2012-03-06 |
WO2010132345A3 (en) | 2011-03-24 |
AU2010247942B2 (en) | 2014-07-24 |
BRPI1013098A2 (pt) | 2016-04-05 |
SG175976A1 (en) | 2011-12-29 |
US20100282469A1 (en) | 2010-11-11 |
AU2014203461B2 (en) | 2015-09-03 |
CO6460750A2 (es) | 2012-06-15 |
EP2430287A2 (en) | 2012-03-21 |
US20120118573A1 (en) | 2012-05-17 |
EA201101601A1 (ru) | 2012-05-30 |
US8104538B2 (en) | 2012-01-31 |
CA2761583C (en) | 2015-06-30 |
WO2010132345A2 (en) | 2010-11-18 |
US8443892B2 (en) | 2013-05-21 |
AU2014203461A1 (en) | 2014-07-17 |
EG26567A (en) | 2014-02-19 |
AU2010247942A1 (en) | 2011-12-01 |
TN2011000574A1 (en) | 2013-05-24 |
NZ596286A (en) | 2013-02-22 |
CA2761583A1 (en) | 2010-11-18 |
MY156606A (en) | 2016-03-15 |
EP2430287A4 (en) | 2015-04-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA021471B1 (ru) | Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства | |
US8826985B2 (en) | Open hole frac system | |
US8267173B2 (en) | Open hole completion apparatus and method for use of same | |
US9074453B2 (en) | Method and system for hydraulic fracturing | |
US20050284633A1 (en) | One trip well apparatus with sand control | |
US20080066912A1 (en) | Method and Apparatus for Perforating and Isolating Perforations in a Wellbore | |
US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
SG189917A1 (en) | Method and apparatus for creating an annular barrier in a subterranean wellbore | |
US20170183919A1 (en) | Wellbore Strings Containing Expansion Tools | |
EP3551840B1 (en) | Methods and apparatus for creating wellbores | |
US10036237B2 (en) | Mechanically-set devices placed on outside of tubulars in wellbores | |
DK2761122T3 (en) | A method and system for hydraulic fracturing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |
|
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 |