FR2791733A1 - Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues - Google Patents
Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues Download PDFInfo
- Publication number
- FR2791733A1 FR2791733A1 FR9904301A FR9904301A FR2791733A1 FR 2791733 A1 FR2791733 A1 FR 2791733A1 FR 9904301 A FR9904301 A FR 9904301A FR 9904301 A FR9904301 A FR 9904301A FR 2791733 A1 FR2791733 A1 FR 2791733A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- injection device
- strainer
- insulation material
- insulation
- piston
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes
- E21B33/146—Stage cementing, i.e. discharging cement from casing at different levels
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
La présente invention a pour objet un procédé pour isoler un trou ouvert muni d'une crépine, consistant à pomper un ciment ou une résine au niveau de la crépine avec un dispositif d'injection muni de lèvres qui vont racler la crépine en aval du point d'injection de sorte que le ciment ou la résine remplit tout le trou de forage en amont du dispositif d'injection ainsi que l'espace derrière la crépine tandis que le dispositif est remonté vers la surface. L'invention a également pour objet un dispositif d'injection particulièrement adapté pour la mise en oeuvre de ce procédé, dispositif qui peut être avantageusement déplacé au moyen d'un tube d'intervention enroulé.
Description
A
PROCEDE ET DISPOSITIF POUR LA COMPLETION
DE PUITS POUR LA PRODUCTION
D'HYDROCARBURES OU ANALOGUES
La présente invention concerne le domaine des services pétroliers et parapétroliers, et plus précisément la complétion des puits de production d'hydrocarbures, puits géothermiques
ou analogues.
La pratique traditionnelle dans l'industrie pétrolière consiste à équiper le puits d'un cuvelage métallique - plus communément désigné sous le terme anglais de casing - qui est descendu et fixé par un ciment placé dans l'annulaire entre le casing et la paroi du trou. Un tel chemisage du puits permet d'éviter que les parois ne s'écroulent sur elles-mêmes et
d'isoler les différentes couches géologiques pour éviter les échanges de fluides.
La zone tubée peut s'étendre jusqu'à la zone de production. Dans ce cas, des perforations sont pratiquées au travers du casing et de la zone cimentée pour permettre l'écoulement des fluides de formation à l'intérieur du puits. Si, par suite du vieillissement du réservoir par exemple, certaines des perforations commencent à produire des quantités croissantes d'eau ou de gaz, il est relativement aisé de les colmater et de procéder à de nouvelles
perforations dans des zones plus favorables.
Si le chemisage s'avère très avantageux à moyen ou long terme, à court terme, il présente l'inconvénient d'être relativement onéreux, de retarder la mise en production et de limiter la production initiale, le fluide ne pouvant pénétrer dans le puits qu'au niveau des perforations et non par toute la périphérie du puits traversant la zone de production. Ce dernier point apparaît tout particulièrement critique dans le cas des puits dits horizontaux, c'est à dire des puits déviés typiquement à plus de 25 de la verticale, dont la justification
principale est l'augmentation de l'interface puits - zone de production.
C'est pourquoi nombre de puits, et notamment une large proportion de puits horizontaux, sont laissés ouverts dans la zone de production des hydrocarbures. Lorsque les formations
-2- 2791733
sont mal consolidées, une crépine à fentes - ou slotted liner - est simplement mise en place
pour prévenir l'écroulement des parois.
Mais à mesure du vieillissement du réservoir, le besoin de contrôler les apports d'eau (ou de gaz) dans le puits devient de plus en plus critique. Or, ce problème est d'autant plus difficile à résoudre que le plus souvent, le point d'entrée dans le puits du fluide non désiré est difficile à localiser. Le fluide peut cheminer derrière la crépine sur une longue distance avant d'émerger effectivement dans le puits. Selon la géométrie du puits, ce point d'entrée
peut être en amont ou même en aval du point d'entrée apparent.
Indépendamment de cette difficulté de localisation de la source du fluide, il existe peu de moyens efficaces pour colmater ces fuites. En général, ces moyens consistent à isoler la zone à traiter à l'aide de garnitures d'étanchéité (ou packers) et à injecter un fluide de consolidation (résine ou ciment) dans la zone traitée. Les brevets US 5, 339,901 et US 5,697,441 donnent des exemples de ces techniques connues de l'art. Ces techniques donnent satisfaction pour isoler l'extrémité du puits, avec un abandon de la zone en amont du bouchon mais elles ne permettent pas de garantir le placement du ciment derrière une longueur étendue de crépine ce qui est nécessaire si des zones de productrices se trouvent
en amont de la zone à traiter.
Une autre solution consiste à placer une garniture fermée du type liner qui est expansé au plus prêt des parois du puits. Ce liner, en matériau composite, plastique ou métal, peut ensuite être cimentée selon les techniques traditionnelles. Selon les cas, la crépine est laissée en place ou retirée. Le cofit de telles techniques est particulièrement élevé en raison
du coût même du liner et des techniques de placement notamment pour son expansion.
La présente invention, a pour but un nouveau procédé pour restituer l'isolation entre zones d'un trou ouvert muni d'une crépine, en particulier d'un trou de forage pour l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures, de gaz, d'eau ou analogue, ce procédé consistant à pomper depuis la surface un matériau d'isolation jusqu'à un dispositif d'injection tout en assurant une étanchéité le long de la crépine en aval du point d'injection du matériau d'isolation de sorte que le matériau d'isolation remplit le trou de forage en amont du dispositif d'injection
ainsi que l'espace derrière la crépine et à remonter le dispositif d'injection vers la surface.
L'amont et l'aval sont définis par rapport au flux d'hydrocarbure, l'amont est donc un point
plus proche de la surface.
-3- 2791733
Le procédé selon l'invention évite l'emploi d'une garniture fermée et la zone d'injection est à tout moment relativement petite ce qui permet d'assurer que le matériau d'isolation va
bien pénétrer derrière la crépine en chassant les fluides présents vers la surface du puits.
Le matériau d'isolation peut être une résine qui va polymériser après placement ou un
ciment, en particulier un ciment thixotropique comme en particuliers les ciments mousses.
o10 Sont tout particulièrement préférés les mousses à base de microciment, c'est à dire de ciment dont la taille maximale des particules est comprise entre 6 et 121am, et de préférence entre 8 et 1 llrm, avec un diamètre médian des particules de quelques microns, typiquement de 4 pim pour les micro-ciments commerciaux et une surface spécifique par unité de poids déterminée par le test de perméabilité à l'air [Finesse Blaine] supérieure à
0,6 m2g, de préférence supérieure à 0,7 m2/g et de préférence encore voisine de 0,8 m2/g.
L'invention a également pour objet un dispositif d'injection tout particulièrement adapté à la mise en oeuvre du procédé selon l'invention qui comprend un corps tubulaire creux dont la paroi extérieure comporte au moins une bague formant un joint précontraint d'étanchéité et un piston engagé autour du corps tubulaire et pouvant être déplacé le long du corps tubulaire entre une position de repos dans laquelle le piston comprime le joint précontraint d'étanchéité et bloque tout écoulement du matériau d'isolation hors du dispositif d'injection et une position ouverte dans laquelle le joint précontraint d'étanchéité est dégagé pour venir en contact avec la crépine et le matériau d'isolation peut s'écouler hors du dispoÈjtif d'injection. Dans une variante plus spécialement préférée de l'invention, le dispositif est déplacé à l'aide d'un tube d'intervention enroulé et après la cimentation, le trou est re- foré au diamètre intérieur de la crépine avec un outil de forage également monté à l'extrémité d'un
tube d'intervention enroulé.
D'autres détails et caractéristiques avantageuses de l'invention ressortent de la description
faite ci-après en référence aux figures qui représentent: Figure 1: une vue schématique d'un puits muni d'une crépine dans la zone de production Figures 2a et 2b: une vue schématique d'un dispositif d'injection selon l'invention, en position fermée (Fig. 2a) et en position ouverte (Fig. 2b); -4-
-$ 2791733
* Figures 3a à 3b: des schémas illustrant les étapes du procédé selon l'invention: positionnement de l'outil (Fig. 3a), pompage du ciment et ouverture du piston (Fig. 3b) et phase de cimentation (Fig. 3c); La figure 1 montre un exemple de puits dit ouvert. Dans le cas ici représenté, le puits est sensiblement horizontal dans la zone de production pour mieux drainer les fluides de la formation. Pour autant, l'invention s'applique tout aussi bien aux puits dits verticaux
qu'aux puits dits horizontaux.
Dans la zone de production, le puits est simplement équipé d'une crépine 1 qui laisse s'écouler librement les fluides vers le tube de production. Dans les formations mal consolidées, en particulier les formations sableuses, un écran, constitué par exemple par du gravier retenu par un grillage, est le plus souvent placé derrière la crépine pour filtrer les fluides de formation et limiter la quantité de sable entraînée vers les fluides de productions. Comme la zone de production s'étend sur une longueur de plusieurs dizaine de mètres, elle peut traverser des zones produisant des fluides non désirés, en particulier de l'eau. Cette eau 2 peut cheminer derrière la crépine avec des résurgences en amont ou en aval du point d'infiltration dans le puits de sorte qu'il est très mal aisé de localiser ces points d'infiltration. D'autre part, lorsque tout ou partie des points d'infiltration situés en aval des zones productrices d'hydrocarbures 3, on ne peut pas simplement abandonner la
partie du puits en aval sauf à renoncer à l'exploitation de ces zone productrices.
L'invention vise à remplir toute la zone du puits équipée d'une crépine au moyen d'un dispositif assurant le placement du fluide isolant (en général du ciment) derrière la crépine pour éviter toute circulation de fluide derrière la crépine. Le trou est ensuite re-foré au diamètre interne de la crépine et on peut alors procéder à une perforation au niveau des
zones productrices d'hydrocarbones.
Le placement est effectué de préférence avec un dispositif d'injection tel que schématisé figure 1. Ce dispositif est essentiellement constitué d'un corps tubulaire creux 4 et d'un piston 5, d'un diamètre légèrement plus grand que celui du corps tubulaire 4 le long duquel
il peut coulisser.
Le piston 5 comporte une partie avant munie d'au moins un port d'injection 6, de préférence au minimum au nombre de quatre disposés à 90 et une partie arrière séparée par de la partie avant par un renflement 7 muni d'un logement 8 pour une goupille de
cisaillement 8. La partie arrière coopère avec le corps tubulaire pour former un panier 9.
Le corps tubulaire 4 possède des lèvres périphériques déformables 10 ayant la capacité de pouvoir être repliées sous un diamètre extérieur minimal correspondant à un engagement sous contrainte élastique à l'intérieur du panier et de pouvoir se déployer de façon élastique pour présenter un diamètre extérieur supérieur au diamètre interne de la crépine afin d'assumer une fonction de segments d'étanchéité et de raclage lors de l'opération de cimentation. L'écartement axial entre deux lèvres périphériques est au moins sensiblement égal à l'étendue radiale de chaque lèvre. Chaque lèvre présente une section décroissant progressivement depuis son pied jusqu'à son bord périphérique qui définit à l'état de repos (fig. lb) un diamètre D qui est supérieur au diamètre intérieur de la crépine. En général, D
est compris entre 103% et 120% du diamètre intérieur de la crépine.
Ces lèvres sont de préférence réalisées en élastomère d'une dureté Shore comprise entre 50 et 70. Elles peuvent également être réalisées dans des matériaux composites comme par
exemple des caoutchoucs renforcés.
Dans le cas ici schématisé, les lèvres sont chacune sur des bagues emboîtées sous contraintes les unes à la suite des autres dans un logement du corps tubulaire. Elle peuvent être également fixées par tout autre moyen sur le corps tubulaire, notamment au moyen de brides ou même faire partie intégrante dudit corps tubulaire, cette dernière variante n'étant pas préférée dans la mesure o les lèvres sont des pièces d'usure qui demandent à être remplacées le plus souvent après chaque opération dans un puits. Il est aussi possible
d'utiliser une bague unique portant plusieurs lèvres.
L'extrémité du corps tubulaire forme de plus un épaulement 11 qui lorsque le piston est en position fermée, coopère avec une rainure pratiquée dans la partie avant du piston pour une
bonne définition de la position de fermeture.
Cet épaulement 11 est en contact permanent avec le piston contre lequel il frotte de façon à empêcher une circulation retour du ciment via l'intervalle entre le piston et le corps tubulaire. Il importe en effet de maîtriser les pertes de charge en phase d'arrivée du ciment de façon à ce que la pression du ciment conduise à l'ouverture du piston jusqu'au
dégagement des ports d'injection.
-6- 2791733
L'épaulement 11 coopère par ailleurs avec le renflement séparant les parties avant et arrière du piston pour définir une position de butée qui délimite la position d'ouverture maximale
du piston.
La longueur du panier est telle que lorsque le piston est en position déployée maximale, au moins une lèvre périphérique reste repliée en engagement dans le panier alors qu'au moins une autre lèvre périphérique est déployée. La lèvre périphérique engagée de façon
permanente dans le panier assure l'étanchéité entre le panier et la partie arrière du piston.
Dans une variante de l'invention, cette fonction peut être assurée par un joint spécifique
distinct des lèvres périphériques destinées à racler la crépine.
Le mode opératoire est illustré en référence aux figures 2a à 2c. Le dispositif d'injection est connecté à un tube d'intervention enroulé ou à l'extrémité d'un train de tiges au moyen d'un raccord non représenté sur les figures. L'ensemble est descendu dans le puits au niveau de la crépine à traiter située en règle générale au fond du puits. Si cette zone n'est pas située à proximité immédiate du fond, cette opération de placement sera précédée par le placement d'un bouchon de ciment qui va servir de fond provisoire de puits. A noter de plus que l'opération de cimentation est avantageusement précédée par un rinçage avec un fluide de nettoyage qui décrasse les ouvertures de la crépine. Un tel traitement ou flush est
communément pratiqué pour faciliter le passage des fluides.
En général, on vient toucher le fond puis le dispositif est rétracté sur une longueur correspondant à l'expansion du piston. A la fin de la phase de positionnement du dispositif d'injection (fig. 3a), on commence à pomper le ciment 12 (ou tout autre matériau d'étanchéité) au moyen du tube d'intervention ou du train de tiges de façon à remplir l'intérieur du corps tubulaire. La pression interne exercée par le ciment va alors atteindre la pression du seuil de déverrouillage de la goupille de cisaillement libérant ainsi le piston (Fig. 3b) jusqu'à ce que le renflement du piston vienne buter contre l'épaulement périphérique du corps tubulaire, position extrême d'ouverture du piston dans laquelle les ports d'injection sont en position dégagée et au moins une lèvre périphérique - et de
préférence au moins deux - est déployée et vient en contact avec la crépine (Fig. 3c).
Le pompage du ciment depuis la surface continuant, le ciment va alors remplir l'extrémité du trou de forage, l'annulaire entre le piston et la première lèvre périphérique déployée et grâce à l'isolation procurée par cette lèvre, va être contraint de pénétrer au travers des ouvertures de la crépine pour remplir l'annulaire 13 entre la paroi du trou et l'arrière de la
-7- 2791733
crépine. A noter que la forme des lèvres périphériques est telle que le ciment qui vient en contact avec la première lèvre périphérique déployée va exercer une pression qui tend à
plaquer plus encore cette lèvre contre la paroi de la crépine.
Le dispositif d'injection est remonté en continu pendant le pompage du ciment. Il va de soi que la vitesse de remontée du dispositif et le débit de pompage du ciment sont ajustés à
io des niveaux tels que le volume intérieur du trou est complètement rempli.
Lorsque tout ou partie de la crépine a été cimentée, on arrête de pomper du ciment et on peut pomper par exemple une fluide de forage ce qui permet de nettoyer le dispositif d'injection avant que le ciment ne prenne. Le dispositif d'injection est alors remonté en
surface et on laisse prendre le ciment.
La prise du ciment achevée, on redescend dans le puits au moyen d'un outil de forage afin d'éliminer tout le ciment pris à l'intérieur de la crépine. Cet outil de forage est de préférence monté à l'extrémité d'un tube d'intervention enroulé, selon la technique dite de Coiled Tubing Drilling. Il est aussi possible d'utiliser un outil de forage de type élargisseur (underreamer) suffisamment petit pour passer par le tube de production. Le puits est alors
prêt pour une perforation.
A noter que l'usage d'un tube d'intervention enroulé permet d'opérer tout en laissant en place le tube de production qui sera simplement remonté d'une longueur suffisante poiur
parer à sa cimentation.
L'emploi d'un ciment mousse comme matériau d'isolation est tout particulièrement préféré car ce type de ciment présente une bonne thixotropie qui facilite sa pénétration dans les ouvertures de la crépine. De plus, il est possible de réaliser des ciments très légers qui ne risquent pas de fracturer de façon non désirée les formations et ils sont particulièrement faciles à re-forer. Le ciment mousse permet aussi d'ajuster la densité en jouant sur la quantité d'azote et de viser une valeur exactement égale à la densité de la boue dans le trou ce qui permet au ciment de ne pas "couler" ni "flotter" et de remplir ainsi l'ensemble de la cavité. -8-
-8- 2791733
Claims (10)
1. Procédé d'isolation d'un trou ouvert dans un trou ouvert muni d'une crépine, en particulier d'un trou de forage pour l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures, de gaz, d'eau ou analogue, ce procédé consistant à pomper depuis la surface un matériau d'isolation jusqu'à un dispositif d'injection tout en assurant une étanchéité le long de la crépine en aval du point d'injection du matériau d'isolation de sorte que le matériau d'isolation remplit le trou de forage en amont du dispositif d'injection ainsi que
l'espace derrière la crépine et à remonter le dispositif d'injection vers la surface.
2. Procédé d'isolation selon la revendication 1, caractérisé en ce que le matériau d'isolation est pompé au travers d'un tube d'intervention enroulé servant à déplacer le
dispositif d'injection.
3. Procédé d'isolation selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le
matériau d'isolation est une résine.
4. Procédé d'isolation selon l'une des revendications 1 à 2, caractérisé en ce que le
matériau d'isolation est un ciment.
5. Procédé d'isolation selon la revendication 4, caractérisé en ce que le matériau
d'isolation est un micro-ciment moussé.
6. Dispositif d'injection d'un matériau d'isolation dans un trou ouvert muni d'une crépine comportant À un corps tubulaire creux dont la paroi extérieure comporte au moins une lèvre annulaire périphérique, déformable élastiquement formant un joint précontraint d'étanchéité; À un piston engagé autour du corps tubulaire et pouvant être déplacé le long du corps tubulaire entre - une position de repos dans laquelle le piston comprime le joint précontraint d'étanchéité et bloque tout écoulement du matériau d'isolation hors du dispositif d'injection et, - une position ouverte dans laquelle le joint précontraint d'étanchéité est dégagé pour venir en contact avec la crépine et le matériau d'isolation peut s'écouler hors du
dispositif d'injection.
7. Dispositif d'injection selon la revendication 6, caractérisé en ce que le piston comporte
au moins un port d'injection fermé en position de repos.
8. Dispositif d'injection selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'il comporte en outre une lèvre d'étanchéité en contact entre la paroi externe du corps tubulaire et le piston
pour éviter l'accumulation de matériau d'isolation entre le piston et le corps tubulaire.
9. Dispositif d'injection selon l'une des 6 à 8, caractérisé en ce qu'il comporte en outre une goupille de cisaillement libérant le piston lorsque la pression exercée par le
matériau d'isolation dépasse un certain seuil.
10. Outil de placement d'un matériau d'isolation dans un trou ouvert muni d'une crépine comportant un tube d'intervention enroulé, un dispositif d'injection selon l'une
quelconque des revendications 6 à 9 et des moyens de connexion du dispositif
d'injection à l'extrémité du tube d'intervention enroulé.
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9904301A FR2791733B1 (fr) | 1999-03-31 | 1999-03-31 | Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues |
| EP00201132A EP1043477B1 (fr) | 1999-03-31 | 2000-03-28 | Procédé et dispositif pour la complétion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues |
| AT00201132T ATE281585T1 (de) | 1999-03-31 | 2000-03-28 | Verfahren und vorrichtung zum ausrüsten eines bohrloches zur gewinnung von kohlenwasserstoffen oder dergleichen |
| DE60015418T DE60015418D1 (de) | 1999-03-31 | 2000-03-28 | Verfahren und Vorrichtung zum Ausrüsten eines Bohrloches zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen oder dergleichen |
| US09/539,071 US6390196B1 (en) | 1999-03-31 | 2000-03-30 | Method and apparatus for completing a well for producing hydrocarbons or the like |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9904301A FR2791733B1 (fr) | 1999-03-31 | 1999-03-31 | Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2791733A1 true FR2791733A1 (fr) | 2000-10-06 |
| FR2791733B1 FR2791733B1 (fr) | 2001-06-29 |
Family
ID=9544093
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR9904301A Expired - Fee Related FR2791733B1 (fr) | 1999-03-31 | 1999-03-31 | Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6390196B1 (fr) |
| EP (1) | EP1043477B1 (fr) |
| AT (1) | ATE281585T1 (fr) |
| DE (1) | DE60015418D1 (fr) |
| FR (1) | FR2791733B1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114215487A (zh) * | 2021-12-17 | 2022-03-22 | 山东唐口煤业有限公司 | 一种用于井壁钻孔滤沙排水装置 |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6619398B2 (en) * | 2000-06-21 | 2003-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Cement diverter system for multilateral junctions and method for cementing a junction |
| US6817415B2 (en) * | 2002-11-05 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of sealing an annulus surrounding a slotted liner |
| US7299878B2 (en) * | 2003-09-24 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure multiple branch wellbore junction |
| US7261153B2 (en) * | 2003-12-17 | 2007-08-28 | Plomp Albert E | Packer cups |
| US7525872B2 (en) * | 2004-02-26 | 2009-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for cement bond evaluation using transversely polarized shear waves |
| US7631695B2 (en) * | 2007-10-22 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore zonal isolation system and method |
| US7959155B2 (en) | 2008-02-04 | 2011-06-14 | Associated Research Developments Ltd. | Packer cup |
| US8136594B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
| US8162054B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
| US9458694B2 (en) * | 2011-09-08 | 2016-10-04 | Altarock Energy, Inc. | System and method for a slotted liner shoe extension |
| US10335315B2 (en) | 2013-02-01 | 2019-07-02 | Alcon Lensx, Inc. | Bi-radial patient interface |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2642141A (en) * | 1951-08-31 | 1953-06-16 | Shell Dev | Collapsible packer for well instruments |
| US2986212A (en) * | 1958-07-21 | 1961-05-30 | Shell Oil Co | Method and apparatus for sealing water formations in a well |
| FR2290616A1 (fr) * | 1974-11-07 | 1976-06-04 | Soletanche | Dispositif obturateur, notamment pour tubes d'injection |
| US4340427A (en) * | 1979-05-10 | 1982-07-20 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US5339901A (en) | 1993-04-26 | 1994-08-23 | Texaco Inc. | Method of achieve zonal isolation |
| US5697441A (en) | 1993-06-25 | 1997-12-16 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Selective zonal isolation of oil wells |
| US5803177A (en) * | 1996-12-11 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services | Well treatment fluid placement tool and methods |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2274756A (en) * | 1940-09-23 | 1942-03-03 | Jr William J Travers | Cementer |
| US2888078A (en) * | 1955-08-17 | 1959-05-26 | Schlumberger Well Surv Corp | Well methods and apparatus |
| US5029642A (en) * | 1989-09-07 | 1991-07-09 | Crawford James B | Apparatus for carrying tool on coil tubing with shifting sub |
| FR2703102B1 (fr) * | 1993-03-25 | 1999-04-23 | Drillflex | Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation. |
-
1999
- 1999-03-31 FR FR9904301A patent/FR2791733B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2000
- 2000-03-28 DE DE60015418T patent/DE60015418D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-28 EP EP00201132A patent/EP1043477B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-28 AT AT00201132T patent/ATE281585T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-03-30 US US09/539,071 patent/US6390196B1/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2642141A (en) * | 1951-08-31 | 1953-06-16 | Shell Dev | Collapsible packer for well instruments |
| US2986212A (en) * | 1958-07-21 | 1961-05-30 | Shell Oil Co | Method and apparatus for sealing water formations in a well |
| FR2290616A1 (fr) * | 1974-11-07 | 1976-06-04 | Soletanche | Dispositif obturateur, notamment pour tubes d'injection |
| US4340427A (en) * | 1979-05-10 | 1982-07-20 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US5339901A (en) | 1993-04-26 | 1994-08-23 | Texaco Inc. | Method of achieve zonal isolation |
| US5697441A (en) | 1993-06-25 | 1997-12-16 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Selective zonal isolation of oil wells |
| US5803177A (en) * | 1996-12-11 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services | Well treatment fluid placement tool and methods |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114215487A (zh) * | 2021-12-17 | 2022-03-22 | 山东唐口煤业有限公司 | 一种用于井壁钻孔滤沙排水装置 |
| CN114215487B (zh) * | 2021-12-17 | 2024-01-12 | 山东唐口煤业有限公司 | 一种用于井壁钻孔滤沙排水装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1043477A1 (fr) | 2000-10-11 |
| EP1043477B1 (fr) | 2004-11-03 |
| DE60015418D1 (de) | 2004-12-09 |
| US6390196B1 (en) | 2002-05-21 |
| FR2791733B1 (fr) | 2001-06-29 |
| ATE281585T1 (de) | 2004-11-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2841797C (fr) | Dispositif d'isolation d'une partie d'un puits | |
| FR2791733A1 (fr) | Procede et dispositif pour la completion de puits pour la production d'hydrocarbures ou analogues | |
| CA1337043C (fr) | Procede d'isolation entre zones de production d'un puits et dispositif de mise en oeuvre de ce procede | |
| FR2703102A1 (fr) | Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation. | |
| CN104169514B (zh) | 用于钻取井筒以及地下压裂的钻头 | |
| FR2630158A1 (fr) | Procedes et appareils de completion d'un puits de forage de configuration deviee, et de mise en place d'un filtre a gravier dans un tel puits | |
| CA2460219C (fr) | Emballeuse avec dispositif de nettoyage integre | |
| FR2900682A1 (fr) | Methode et outil pour debloquer une ligne de commande | |
| FR2937076A1 (fr) | Procede de reparation d'une suspension de colonne perdue, dispositif et ebauche pour sa mise en oeuvre | |
| FR2808557A1 (fr) | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue | |
| FR2529612A1 (fr) | Dispositif de forage et d'injection, procede d'amelioration du sol au moyen de ce dispositif et procede de sondage de l'etat du sol au moyen de ce dispositif | |
| FR2619154A1 (fr) | Methode et dispositif hydrauliques ameliores de penetration de puits | |
| EP0457879B1 (fr) | Dispositif et procede de nettoyage d'un puits souterrain | |
| FR2656651A1 (fr) | Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection differee de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain fore dans une couche intermediaire peu permeable. | |
| EP0457653B1 (fr) | Manchon de sécurité pour puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, ensemble de sécurité et procédé d'exploitation de puits associés | |
| EP0633965B1 (fr) | Dispositif d'etancheite pour scellement de joints d'expansion coupes dans des barrages en beton et procede d'installation du dispositif | |
| US20220003068A1 (en) | A-annulus cementing without pumping cement | |
| US20210123323A1 (en) | Method and apparatus for washing an upper completion | |
| FR2772826A1 (fr) | Procede et outil pour traiter au moins la paroi d'une zone critique d'un trou de forage | |
| EP3172383A1 (fr) | Dispositif d'ancrage dans un sol multicouches comprenant une bague de liaison | |
| WO2016078840A1 (fr) | Procédé de stimulation hydraulique et dispositif de stimulation hydraulique correspondant | |
| FR2864139A1 (fr) | Procede et systeme pour boucher un puits, mettant en oeuvre des materiaux argileux | |
| FR2538848A1 (fr) | Procede pour la completion d'un puits souterrain, procede pour reduire la dissolution d'un filtre, et filtre prefabrique pour ce puits | |
| FR2667351A1 (fr) | Dispositif pour pousser des tubages dans un puits de forage. | |
| FR2988769A1 (fr) | Dispositif de colmatage de puits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20111130 |