NO151558B - Tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et broennroer i en broennboring - Google Patents

Tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et broennroer i en broennboring Download PDF

Info

Publication number
NO151558B
NO151558B NO782306A NO782306A NO151558B NO 151558 B NO151558 B NO 151558B NO 782306 A NO782306 A NO 782306A NO 782306 A NO782306 A NO 782306A NO 151558 B NO151558 B NO 151558B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
balls
sealing
perforations
density
liquid
Prior art date
Application number
NO782306A
Other languages
English (en)
Other versions
NO151558C (no
NO782306L (no
Inventor
Steven R Erbstoesser
Original Assignee
Exxon Production Research Co
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of NO782306L publication Critical patent/NO782306L/no
Publication of NO151558B publication Critical patent/NO151558B/no
Publication of NO151558C publication Critical patent/NO151558C/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/4891With holder for solid, flaky or pulverized material to be dissolved or entrained

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)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
  • Rolls And Other Rotary Bodies (AREA)
  • Reduction Rolling/Reduction Stand/Operation Of Reduction Machine (AREA)

Description

\ Foreliggende oppfinnelse angår tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et brønnrør i en brønn-boring.
Ved fullføring av olje- og gassbrenner er det van-lig å anordne en rørstreng, brannrøret, i brønnen og bruke sement rundt brønnrørets utside for å isolere de forskjellige formasjoner som er gjennomtrengt av brønnen. For å opprette væskekommunikasjon mellom de hydrokarbonholdige formasjoner og brønnrørets indre, blir brannrøret og sementmantelen perforert.
På forskjellige tidspunkter under brønnens levetid kan det være ønskelig å øke hydrokarbon-produksjonshastighet-en ved syrebehandling eller hydraulisk opp-brekking. Hvis bare en kort, enkelt drivverdig sone i brønnen er perforert, vil behandlingsvæsken strømme inn i den drivverdige sone, hvor det er bruk for den. Når lengden av den perforerte, drivverdige sone eller antallet perforerte, drivverdige soner øker, blir det vanskeligere å få behandlingsvæsken til de områder av de drivverdige soner, der det er behov for den. De lag som har den høyeste gjennomtrengelighet vil f.eks. sannsynligvis kon-sumere hovedparten av en gitt stimuleringsbehandling, mens de minst gjennomtrengelige lag praktisk talt forblir ubehandlet. Det er derfor utviklet teknikker for å avlede behandlingsvæsken fra dens minste motstands vei, slik at sonene med lav gjennomtrengelighet også blir behandlet.
En teknikk for å oppnå slik avledning omfatter bruk av borehullutstyr, som pakningsanordning. Skjønt disse anor-dninger er effektive, er de nokså kostbare på grunn av behov-et for tilordnet behandlingsutstyr som kreves under rør-pak-kings-manipuleringene. Dertil kommer at mekanisk pålitelighet tenderer til å reduseres med økt brønndybde.
Det er følgelig satset atskillig arbeid på utvik-ling av alternative avledningsmetoder. En av de mest populæ-
re og brukte avledningsteknikker i de siste 20 år har vært bruk av små, gummibelagte tetningskuler for tetning av
perforeringene på innsiden av brønnrøret.
Tetningskulene pumpes ned i brønnboringen sammen
med formasjons-behandlingsvæske. Kulene føres ned i brønnbor-ingen og mot perforeringene av væskestrømmen gjennom perforeringene ut i formasjonen. Kulene setter seg fast mot perforeringene og holdes der av trykkdifferensialet gjennom perforeringen.
De største fordeler ved bruk av tetningskuler som avledningsmiddel er: de er enkle i bruk, lukker positivt, uav-hengig av formasjonen og de. er ikke skadelige for brønnen. Tetningskulene blir ganske enkelt blåst inn ved overflaten og transportert av behandlingsvæsken. Foruten en kule-injektor kreves intet ekstra behandlingsutstyr. Tetningskulene er konstruert slik at de har et utvendig belegg som er tilstrekkelig et-tergivende til å tette en dyseformet perforering og en massiv, stiv kjerne, som motstår ekstrudering gjennom perforeringen. Tetningskulene vil derfor ikke trenge inn i formasjonen og for-årsake permanent skade på brønnens strømningskarakteristikk.
Flere krav er gjentatte ganger stilt til tetningskuler, slik de vanligvis benyttes i dag. For det første må tetningskulene være kjemisk indifferente i det miljø de utsettes fo. For det annet må de tette effektivt, men ikke presses inn i perforeringene. For det tredje må tetningskulene frigis fra perforeringene, når trykkdifferensialet inn i formasjonen svekkes. For det fjerde er tetningskuler stort sett tyngre enn væsken i brønnen, slik at de vil synke til bunns i brønnen og komme av veien etter at behandlingen er fullført.
Skjønt de kjente teknikker for avledning med tetningskuler er meget brukt i dag, er det meget som klart tyder på at tetningsanordningene ofte ikke virker effektivt, fordi bare en brokdel av tetningskulene som innføres virkelig legger seg på perforeringene. Den vanlige praksis ved bruk av tetningskuler som har storre tetthet enn behandlingsvæsken gir en lav og uberegnelig tetningseffekt, som i høy grad er avhengig av tetthetsforskjell en mellom tetningskulene og væsken, væskens stromningsliastighet gjennom perforeringene og antallet, avstanden og orienteringen av perforeringen. Resultatet er at propping av det ønskede antall perforeringer på det rette tidspunkt under behandlingen for oppnåelse av onsket avledning er
fullstendig overlatt til tilfeldighetene.
Når disse mangler fører til behandlingssvikt, antas det generelt at svikten skyldes at det føres utilstrekkelig strøm-ning gjennom perforeringene, slik at kulene kan falle til bunnen av brønnen uten å fremkalle væskeavledning. Forsøk på å løse dette problemet har omfattet innpumping av et antall kuler, som overskrider antallet perforeringer. Skjønt denne fremgangsmåte kan hjelp, er den ikke tilfredsstillende.
Ved en fremgangsmåte oppheves begrensningene av de kjente tetningskule-avledningsmetoder. Foreliggende oppfinnelse omfatter tetningskuler som angitt i krav 1 og en anvendelse av disse jf. krav 3, hvor 100% effektivitet kan oppnås med hensyn til kulenes anlegg mot perforeringene.
En behandlingsvæske sendes ned i brønnrøret og gjennom perforeringene til de formasjoner som omgir de perforerte deler av brønnrøret. På et passende tidspunkt under behandlingen innføres kuleformede propper, f.eks. tetningskuler, i behandlingsvæsken ved overflaten. Disse tetningskuler har tilstrekkelig størrelse til å proppe brønnrørets perforeringer og en tetthet som er lavere enn behandlingsvæskens tetthet i brønn-røret. Deretter fortsettes den nedadrettede væskestrømning i brønnrøret med en slik hastighet at væskens nedadrettede hastighet i brønnrøret ovenfor perforeringene er tilstrekkelig til å utøve en nedadrettet kraft på tetningskulene som er større enn den oppadrettede oppdriftskraft som påvirker tetningskulene, slik at tetningskulene transporteres til perforeringene. Når tetningskulene først har nådd frem til perforeringene, vil alle gå i anlegg mot perforeringene som mottar væske, tette perforeringene og føre til at behandlingsvæsken ledes til de gjenstående, åpne perforeringene.
Selve tetningskulene må ha en sterk kjerne med lav tetthet, som er istand til å motstå trykket som rår i brønnen. Det trykk som påvirker tetningskulene forårsakes av de hydrostatiske trykk fra væsken i brønnboringen og pumpetrykket. Kjernematerialet må ikke falle sammen under trykket i brønnen, ellers ville tetningskulene få redusert volum og følgelig økt tetthet,
hvilken lett kan overskride behandlingsvæskens tetthet.
Det har vist seg at kjernematerialet som tilfredsstiller kravene til tetthet og styrke omfatter syntektiske skumstoff og polymetylpenten.
Etter behandlingen av de hydrokarbonførende lag, svekkes trykket på væsken i brønnrøret, slik at tetningskulene frigis ' fra perforeringene hvor de var i anlegg. Tetningskulene vil stige i brønnrøret som følge av oppdriften og den oppadgående strømning av væsker fra brønnen til overflaten. Det kan anordnes en kulefanger for å fange samtlige kuler oppstrøms for utstyr som de måtte kunne tette til eller skade.
Anvendelse av tetningskuler ifølge oppfinnelsen gir en sikkerhet når det gjelder avledning som hittil er ukjent i brønnbehandlinger.
I tegningene viser fig. 1 et snitt av en brønn for å illustrere anvendelsen av tetningskulene ifølge oppfinnelsen,
fig. 2 et sideriss, delvis i snitt av en typisk anordning av brønnhodeutstyr anordnet på en produksjonsbrønn for styring av hydrokarbon-strømmen fra brønnen, med en kulefanger tilpasset for å fange tetningskulene oppstrøms av utstyr som kunne tette til eller skade,
fig. 3 et skjema over anleggs-effekten i forhold til den normaliserte tetthétskontrast mellom en tetningskule og en behandlingsvæske, basert på eksperimenter,
fig. 4 et skjema over væskehastigheten i brønnrøret i forhold til den normaliserte tetthets-kontrast mellom en tetningskule og en behandlingsvæske, basert på eksperimenter,
fig. 5 en tetningskule i snitt.
Et foretrukket utførelseseksempel er illustrert i fig. 1. Brønnen er ifølge fig. 1 forsynt med et brønnrør 2, som for-løper til bunnen av brønnboringen og er sementert rundt ut-siden, slik at brønnrøret holdes på plass og de gjennomtrengte formasjoner eller intervaller isoleres. Sementmantelen 3 strekker seg oppover fra bunnen av brønnboringen i det minste til et punkt ovenfor produksjonslagene 5. For at hydrokarbonene i produksjonslagene skal produseres, er det nødvendig å opprette væskekommunikasjon mellom produksjonslagene 5 og det indre
av brønnrøret 2 og sementmantelen 3»
Hydrokarbonene som strømmer ut av produksjonslag-
ene 5 gjennom perforeringene 4 og inn i brønnrørets 2 indre, transporteres til overflaten gjennom produksjonsrør 6. En produksjonspakning 7 er installert nær nedre ende av produk" sjonsrøret 6 og ovenfor den høyeste, perforering for oppnåe-
lse av trykktetning mellom produksjonsrøret 6 og brønnrøret 2. Produksjonsrør blir ikke alltid brukt, og i slike tilfelle utnyttes hele det indre volum av brønnrøret for å lede hydrokarbonene til jordens overflate.
Når avledning er nødvendig under brønnbehandling, benyttes ofte tetningskuler for å stenge av noen av perforeringene. Disse tetningskulene er fortrinnsvis kuleformede,
men andre geometriske former er også foreslått.
Ved bruk av tetningskuler 10 for å plugge noen av perforeringene k, er første trinn å innføre tetningskulene 10
i brønnrøret 2 på et fastsatt tidspunkt under behandlingen. Tetningskulene kan blandes med væsken enten før eller etter
at denne pumpes inn i øvre ende av brønnrøret. Fremgangsmå-
ter for dette er kjent-.
Når tetningskulene 10 er innført i væsken oppstrøms
av de perforerte brønnrørpartier, føres de ned i produksjons-
røret 6 eller brønnrøret 2 av væskestrømmen. Når væsken når fram til de perforerte partier i brønnrøret, får den en radi-
alt utadrettet bevegelse i tillegg til den nedadrettede bevegelse, dvs. en bevegelse mot og gjennom perforeringene h. Behandlingsvæske-strømmen gjennom perforeringene k fører tetningskulene 10 mot perforeringene h og avsetter dem på perforeringene k. Tetningskulene 10 fastholdes der av væsketrykk-differensialet og lukker derved perforeringene h effektivt,
inntil trykkdifferensialet byttes om. Ideelt vil tetningskul-
ene 10 først tette perforeringene, gjennom hvilke behandlingsvæske strømmer med størst hastighet. Denne selektive lukking av perforeringene muliggjør behandling av produksjonslagene over hele perforeringsstrekningen.
Ifølge kjente systemer foretrekkes at tetningskule-
nes tetthet er større enn behandlingsvæskens. Det er vel verd å undersøke den kjente kuletetnings-mekanisme, slik at denne kan stilles opp som kontrast til foreliggende oppfinnelse.
Hastigheten av tetningskuler som er tettere enn væsken i brønn-boringen, er sammensatt av to komponenter. Hver tetningskule har en avsetningshastighet som skyldes forskjellen i tetthet mellom tetningskulen og væsken og alltid er en nedadrettet hastighet. Den andre komponent av tetningskulens hastighet kan tilskrives medrivningskrefter som utøves mot tetningskulen av den bevegede væske som forskyves rundt .tetningskulen.
Denne hastighetskomponent vil være i væskestrømningens retning. I produksjonsrøret eller i brønnrøret ovenfor perforeringen vil hastighetskomponenten som skyldes væsken generelt være nedadrettet.
Like ovenfor det perforerte parti av brønnrøret, får væsken eh horisontal væskekomponent som er rettet radialt utad, mot og gjennom perforeringene 4. Strømningen gjennom perforeringen må være tilstrekkelig til å trekke tetningskulene 10
mot perforeringen før kulene synker forbi denne perforering. Hvis væskestrømningen gjennom de forskjellige perforeringer ikke trekker tetningskulen mot en perforering når tetningskulen passerer forbi nederste perforering, vil kulen ganske enkelt synke ned i sumpen 8, hvor den vil forbli.
Ved foreliggende oppfinnelse benyttes derimot tetningskuler 10 med lavere tetthet enn behandlingsvæskens. I brønn-boringen får hver kule 10 en hastighet som- er sammensatt av to motsatt rettede komponenter. Den første hastighetskomponent er rettet vertikalt oppad, som følge av tetningskulens oppdrift i væsken. Den andre komponent tilskrives medrivningskrefter som utøves mot kulene ved væskens bevegelse forbi tetningskulen. Ovenfor perforeringene vil denne andre hastighetskomponent være generelt nedadrettet. Det er viktig at den nedadrettede strømningshastighet i produksjonsrøret 6 og i brønnrøret 2 ovenfor perforeringene 4 er tilstrekkelig til å utøve en større medvirkningskraft på tetningskulene enn oppdriftens oppadrettede kraft. Dette fører til at tetningskulene føres ned mot de avsnitt av brønnrøret som er blitt perforert.
Når det benyttes tetningskuler ifølge foreliggende oppfinnelse, vil de aldri forbli i sumpen 8, dvs. nedenfor nederste perforering, gjennom hvilken behandlingsvæsken strømmer, fordi kuletetningenes oppdrift vil føre dem oppover. Nedenfor nederste perforering som mottar behandlingsvæske, vil væsken i brønnboringen forbli stillestående. Der virker således ingen nedadrettet kraft på tetningskulene for å holde dem nedenfor den nederste perforering som mottar væske. De oppadrettede oppdriftskrefter som virker på tetningskulene, vil således dominere her.
Foreliggende oppfinnelse innebærer derfor at den vertikale hastighet av hver tetningskule er en funksjon av kulens vertikale stilling i brønnrøret. I det minste nedenfor nederste perforering, og muligens også høyere opp, hvis lite væske strømmer ned til og gjennom de nedre perforeringer, vil den netto vertikale hastighet av hver tetningskule være oppad-rettet som følge av oppdriftens dominans over eventuelle nedadrettede medrivningskrefter. I det minste ovenfor den øverste perforering, og muligens noe lengre ned hvis lite væske strømmer gjennom disse høyereliggende perforeringer, vil den vertikale nettohastighet for hver tetningskule være nedadrettet som følge av væskens nedadrettede medrivningskraft som dominerer over oppdriften. Tetningskulene
ifølge oppfinnelsen ■' som har lavere tetthet enn behandlingsvæsken vil forbli innenfor, eller bevege seg mot brønn-rørets parti mellom den øverste og den nederste perforering gjennom hvilken væske strømmer, inntil kulene har satt seg på en perforering. Mens de svever i nevnte område av brønnrøret, vil væsken radiale, utadrettede bevegelse til og gjennom perforeringene utøve medrivningskrefter på tetningskulene, slik at de beveges radialt utad mot perforeringene, hvor de vil avsette seg og fastholdes av trykkdifferensialet.
Nettoresultatet
er at tetningskulene som innføres i brønnen og transporteres til den perforerte sone av brønnrøret alltid og med usvi-kelig 100% effekt vil sette seg på og proppe de perforeringene gjennom hvilke væske strømmer. Det vil si at hver enkelt tetningskule vil sette seg på og proppe en perforering så lenge det er en ledig perforering gjennom hvilken væske strømmer og strømningen ned langs brønnrøret ovenfor øverste perforering er tilstrekkelig til å utøve en nedadrettet medvirkningskraft på kulen, som er større enn oppdriften som påvirker samme kule.
Når behandlingen er fullført og trykkdifferensialet opphevet, vil kulene slippe perforeringene. Ved tetningskuler med mindre tetthet enn behandlingsvæskens, ifølge foreliggende oppfinnelse, vil alle tetningskuler naturlig migrere oppad. Derfor bør det anordnes organer for å fange opp disse tetningskulene, før de passerer til utstyr som de kunne tette til eller skade. En kulefanger 30, som utfører dette, er vist i fig. 2.
Fig. 2 viser en typisk anordning av brønnhodeutstyr for en produksjonsbrønn. Brønnrøret 2 strekker seg noe ovenfor overflate-nivå og avstøtter brønnhodet 20. Produksjons-røret 6 forløper innenfor brønnrøret 2 og er forbundet med nedre ende av en hovedventil 21. Hovedventilen 21 styrer olje- og gass-strømningen fra brønnen. Ovenfor hovedventilen 21 foreligger et T-rør 25 som oppretter forbindelse med brønnen, enten gjennom øvre ventil 22 eller gjennom sideventilen 23. Forskjel-lig utstyr kan kobles til øvre- ende av øvre ventil 22 og forbindelse mellom slikt utstyr og brønnen opprettes ved åpning av ventilene 22 og 21. Vanligvis er øvre ventil 22 lukket. Produk-sjon fra brønnen strømmer gjennom T-røret 25 inn i sideventilen 23. Sideventilen 23 retter væske/gass-strømmeri fra brønnhodet mot samleledningen 26.
En kulefanger 30, vist i snitt, er anordnet nedstrøms av sideventilen og oppstrøms av den strømnings-justerende stru-peanordning 24. Den produserte væske vil passere gjennom kulefangeren 30, men tetningskulene blir fanget opp der. Etter at den produserte væske har passert gjennom strupeanordningen 24, beveges den til en samleledning 26, hvor væsken transporteres til en separasjonsenhet og deretter enten til lagrings-tank eller; rørledning. ••••
Kulefangeren 30 er stort sett et T-formet rør med en omstyrings-innsats 34 som omfatter en orastyringsrist 35 innsatt i nedstrøms ende av T-røret. Omstyringsristen 35 lar væske passere videre nedstrøms, men ikke gjenstander med tetningskulers størrelse. Fortrinnsvis er omstyringsristen 35 skråstilt i kulefangeren 30, slik at kulene som rammer risten 35 styres ned i T-rørets blindgren 32. En blindgrenhette 33 er festet til nedre ende av blindgrenen 32 og kan lett tas av, når sideventilen lukkes og trykket er redusert, slik at oppfangede tetningskuler kan fjernes.
Det er utført eksperimenter
for å teste tetningseffekten av tetningskuler med stør-
re tetthet erin behandlingsvæskens, og tetningskuler ifølge oppfinnelsen, dvs. med lavere tetthet enn behandlingsvæsken.
Laboratorie-eksperimentene ble utført for å simulere tetningskulers anlegg mot perforeringer i et brønnrør. Eksper-iment-utstyret omfattet et ca. 2,4 m langt stykke av en 1, 6 cm Lucite-rørledning, som representerte brønnrøret. Lucite-røret
ble montert vertikalt i laboratoriet og nedre ende ble avtett-
et. Mellom 0,9 og 1,2 m fra rørets bunn ble det boret fem hul-
ler, vertikalt på linje med hverandre, gjennom rørets vegg,
som perforeringer. Hullene hadde en diameter på 9»5 mm og en innbyrdes senteravstand på 0,5 cm.
Et 90° kne ble anordnet på øvre ende av Lucite-røret
og forbundet med en pumpe via en strømningsledning. Pumpen su-
get væske fra en forrådsbeholder og pumpet den gjennom strøm-nings ledningen og inn i øvre ende av røret med forskjellige,
styrte hastigheter. Væsken strømmet ned i Lucite-røret, gjen-
nom perforeringene og vendte tilbake til forrådsbeholderen gjennom en strømningsledning.
For innføring av tetningskulene ble Jet passende
hull tatt ut i kneet og et rørstykke med 2,54 cm diameter ble sveiset fast i hullet. Enden av 2,54 cm diameter-røret ble sentrert, slik at den var koaksial med Lucite-røret i sist-
nevntes øvre ende. Tetningskulene ble innført i Lucite-røret gjennom røret med 2,54 cm diameter.
Væskestrømningen inn i øvre ende av Lucite-røret
ble målt. Det ble antatt at strømningen gjennom hver perforer-
ing var liKé sterk, og man gikk således ut fra at strømningen gjennom hver perforering var 1/5 av den målte strømning inn i øvre ende av Lucite-røret.
Under eksperimentene ble vann med en tetthet på
1,0jg/cm^ brukt som væske. Stive tetningskuler ble fremstilt av forskjellige materialer med forskjelligvtetthet. Kulene had-
de en diameter på 19 mm og var fremstilt av polypropylen (tett-
het: 0,84-0,86 g/cm ), nylon (tetthet: 1,11 g/cm ), acetal (tetthet: 1,39 <g>/cm^) og teflon (tetthet: 2,17 g/cm^). Disse tetningskuler hadde ikke noe elastomert belegg. I praksis er
tetningskuler vanligvis belagt med elastomer, som gummi, slik at de tetter bedre, men hensikten med disse eksperimenter var å observere anleggsegenskaper, ikke tetningsegenskaper.
Eksperimentet involverte generelt opprettelse av en spesifikk strømningshastighet for væsken gjennom perforeringene, innføring av tetningskulene gjennom et 2,54 cm rør i øvre ende av det 2,4 m lange Lucite-rør og observasjon av om tetningskulene gikk i anlegg mot perforeringene. Eksperiment-pro-grammet ble utført med tetningskuler av alle fire materialer, som ble innført i røret, mens vannet strømmet »gjennom det.
En enkelt testserie omfattet innføring av ti kuler
av samme materiale etter en tur i toppen av det 2,4 m lange Lucite-rør. Det ble observert om tetningskulene la seg i anlegg mot en av perforeringene. Hvis en kule kom i anlegg mot en perforering, ble kulen frigitt fra perforeringen, før neste kule ble sluppet ned i røret, slik at det til enhver tid var fem åpne perforeringeer for hver kule. Under en testserie forble væsken og dens strømningshastighet uforandret. Etter at ti kuler var blitt sluppet, ble det antall som var gått til anlegg mot perforeringer definert som anleggseffekten under de rådende forhold og uttrykt i prosent.
Seks eller syv tester ble gjennomført for å definere en regresjohskurve, hvor anleggseffekt ble inntegnet i forhold til strømningshastighet gjennom en perforering for vedkommende spesielle tetningskule og væske. Disse regresjonskurvene ble konstruert for hvert sett av tetningskuler med samme tetthet. Data fra de nevnte regresjonskurver ble deretter brukt til skje-maet ifølge fig. 3-
Fig. 3 er et skjema over anleggseffekten i forhold til den normaliserte tetthets-kontrast. Den normaliserte tetthetskontrast er forskjellen i tetthet mellom tetningskulen og væsken, delt med væskens tetthet. En positiv normalisert tetthetskontrast innebærer at tetningskulens tetthet er større enn væskens og en negativ normalisert tetthetskontrast betyr at tetningskulens tetthet er lavere enn væskens. Derav følger at en normalisert tetthetskontrast på 0 betyr at tetningskulen og væsken har samme tetthet.
Når den normaliserte tetthetskontrast er større enn 0, viste det seg at anleggs effekten var en funksjon av strømningen gjennom perforeringene. I fig. 3 er det inntegnet fire kurver for anleggseffekt i forhold til normalisert tetthetskontrast for fire forskjellige strømningshastigheter gjennom en perforering, 75» 7 1/min., 56,7 1/min., 37»8 1/min. og 18,9 1/min. Anleggseffekten viste seg også å øke, når den normaliserte tetthetskontrast avtok ved null.
Når den normaliserte tetthetskontrast er mindre enn 0, er anleggseffekten alltid 100%, forutsatt at væskens strøm-ning nedad i brønnrøret ovenfor perforeringene er tilstrekkelig til å gi kulene en nedÅdrettet medrivningskraft som er større enn den oppadrettede oppdriftskraft som påvirker kulene. Med andre ord, hvis væskens nedadrettede kraft i brønn-røret er tilstrekkelig til å transportere tetningskulene ned til perforeringene, vil de alltid gå i anlegg.
Det er en ganske enestående situasjon, når den normaliserte tetthetskontrast er lik null. Som bemerket ovenfor, er den normaliserte tetthetskontrast null, når tetningskulens tetthet er den samme som væskens tetthet. Det ble ikke utført tester hvor tetningskulene hadde nøyaktig samme tetthet som væsken, men det fremgår av de øvrige data at anleggseffekten for en normalisert tetthetskontrast på null bør være nær 100%. Anleggseffekten kan være noe mindre enn 100%, idet det foreligger en teoretisk mulighet at en tetningskule ikke går i anlegg. Dette kunne hende, hvis tetningskulen ble ført ned av væsken til nivået for nederste perforering uten at kulen går i anlegg og hvis kulen deretter vandrer under nivået for nederste perforering på grunn av sin treghet. Det er mulig at en tetningskule som skyter forbi nederste perforering som føl-ge av sin treghet vil forbli svevende i sumpen uten å gå i anlegg, hvis væskestrømningen ned i brønnrøret og gjennom perforeringene ikke skaper tilstrekkelig turbulens nedenfor den nederste perforering for å bevege tetningskulen opp på en eller annen måte. Denne situasjon er ikke mulig, hvis tetningskulene er mindre tette enn væsken, idet kulens oppdrift da vil føre til at de stiger til nivået for nederste åpne perforering som tar imot væske.
Når den normaliserte tetthetskontrast er mer enn null, dvs. kulens tetthet er større enn væskens tetthet, er tetningskulenes anleggseffekt en funksjon av strømningshastigheten gjennom perforeringene og tetthetsforskjellen mellom tetningskulene og væsken. Jo større strømnings-hastigheten er gjennom perforeringen og jo mindre tetthetsforskjellen er mellom kulene og væsken, desto større vil an-leggsef f ekt en være. Anleggseffekten for tetningskuler med større tetthet enn væskens er alltid et statistisk fenomen.
En variasjon i antallet, avstanden og orienteringen av perforeringene vil med stor sannsynlighet påvirke den nøyaktige anleggseffekt, som kan ventes i en slik situasjon. Ettersom anlegget av tetningskuler med større tetthet.enn væskens alltid er et statistisk fenomen, er det alltid en mulighet for at for få eller for mange av tetningskulene går i anlegg i forhold til den ønskede fordeling.
Ved gjennomføring av tetningskule-avledning ifølge foreliggende oppfinnelse, dvs. ved bruk av tetningskuler med mindre tetthet enn væskens, vil det alltid oppnås 100% anleggs-ef f ekt, uansett strømningshastigheten gjennom perforeringene og uansett størrelsen av tetthetsforskjellen mellom tetningskulene og væsken. Anleggseffekten av tetningskuler med mindre tetthet enn væskens er utelukkende en funksjon av væskestrøm-ningen nedad ovenfor den øverste perforering i brønnrøret.
Hvis den nedadrettede strømning i brønnrøret kan transportere tetningskulene til perforeringsnivået, vil tetningskulene gå
i anlegg. En forutsigbar fordelingsprosess vil finne sted,
idet antallet perforeringer som proppes av tetnxngskulene vil svare til det mindre antall kuler som innføres i brønnrøret eller antallet perforeringer som mottar væske.
Forholdet mellom den normaliserte tetthetskontrast
og væskehastigheten som kreves for å føre tetningskulene ned i brønnrøret, er blitt undersøkt. Fig. 4 er et skjema over den normaliserte tetthetskontrast mellom tetningskulene og væsken, inntegnet i forhold til væskens hastighet ned i brønn-røret. Dette diagram baserer seg på flere tester som omfatter anordning av en tetningskule i et vertikalt Lucite-rørstykke og væskestrømning ned gjennom røret. Væskens hastighet ble justert, inntil tetningskulen ble holdt stasjonært ved midt-punktet av røret. I denne likevektstilling var væskens medrivningskraft, idet væsken passerte forbi tetningskulen, like stor som oppdriftskreftene som påvirker kulen. Tetningskuler
av forskjellige tettheter ble brukt i forbindelse med to væsker, vann og kalsiumkloridoppløsning med en tetthet på 1,13 g/cm , og de resultater som er inntegnet i fig. 4 ble oppnådd .■
Den tette linje definerer likevektsforholdet, hvor kulen vil forbli stasjonær i brønnrøret, dvs. hverken beve-gessopp eller ned. Under linjen i fig. 4 vil væskens hastighet i brønnrøret være utilstrekkelig for å overvinne oppdriften og kulen vil stige i brønnrøret. Ovenfor linjen i fig. 4 vil væskens hastighet i brønnrøret utøve en medrivningskraft på tetningskulene som er større enn oppdriftskraften som påvirker kulene. Derfor vil tetningskulene transporteres ned i brønnrøret.
Alle punkter på linjen og nedenfor denne svarer til en bestemt normalisert tetthetskontrast og en bestemt hastighet i røret som resulterer i en anleggseffekt på null %. Fordi tetningskulene ikke transporteres ned til perforeringene, kan de ikke gå i anlegg mot dem. Hvis den normaliserte tetthetskontrast og hastigheten i røret definerer et punkt ovenfor linjen som er inntegnet i fig. 4, vil anleggseffekten derimot være 100%. Hvis tetningskulene transporteres til perforeringene, vil de gå i anlegg mot dem. Deres oppdrift vil holde dem i en stilling ved eller ovenfor nederste perforering og den nedadrettede væskehastighet i røret ovenfor den øverste perforering vil holde tetningskulene ved eller under øverste perforeringsnivå. Det kreves en meget liten væskestrømning gjennom en perforering for å trekke en tetningskule til perforeringen og bringe den til anlegg mot denne, når den tidsperiode som væslcestrømning gjennom perforeringen må påvirke tetningskulen bare begrenses av innførings-tidens lengde.
For anvendelse av foreliggende oppfinnelse i praksis er det nødvendig å bruke en tetningskule som har mindre tetthet enn brønnboringsvæsken og samtidig styrke nok til å motstå det trykk den møter i brønnboringen. Det er ikke u-vanlig at bunnhulltrykket overstiger 703 kp/cm og endog når 1054 kp/cm . Hvis en tetningskule ikke kan motstå disse trykk, vil den falle sammen, slik at kulens tetthet øker til en
tetthet som lett kan overstige væsketettheten.
Ettersom de væsker som benyttes for behandling av brønner generelt har en tetthet fra ca. 0,8 g/cm til betydelig over 1,1 g/cm , kreves en rekke lette tetningskuler med tetthet i samme område mellom 0,8 og 1,1 g/cm .
Egnede materialer er tilgjengelige til bruk i forbindelse med tetningskulene i 1,1 g/cm - området og for stør-re tetthet. I området fra 0,8 til 1,1 g/cm har teknikkene for fremstilling av slike tetningskuler hittil.ikke vært særlig tilfredsstillende. Det finnes f.eks. en handelsført tetningskule med NUNA-N belegg, som har en fenolkjerne med betydelig hulrom, som kan ha mindre tetthet enn 1,0 g/cm . Ettersom hulrommet i fenolkjernen dannes ved delvis komprimering av en fenolharpiks ved bruk av lavtrykks-støpebetingelser, er kon-trollen med tettheten ytterst vanskelig. Et representativt utvalg ble utprøvet og viste seg å ha en middels tetthet på 0,996 g/cm-3 og en vid fordeling (0,908 til 1,085 g/cm-3). Når disse kulene ble hydrostatisk utprøvet, viste det seg videre at hulrommene i mange av kulene var ustabilt og falt sammen, når dé ble utsatt for hydrostatiske trykk på ca. 421 kp/cm . Når disse hulrom falt sammen, økte^kulenes tetthet tilsvarende.
En tetningskule som er i stand til å motstå sterke trykk og har en tetthet i området 0,8 til 1,1 g/cm , er vist i fig. 5. Den sfæriske kule 10 har en kuleformet kjerne 101
av syntaktisk skumstoff belagt med et elastomermateriale 201.
Syntatisk skumstoff er et materialsystem som omfatter hule, kuleformede partikler dispergert i et bindemiddel. De handelsførte syntatiske skumstoff med lav tetthet, som sy--nes å være sterke nok til å motstå trykket og temperaturene som tetningskuler møter, består av mikroskopisk små, hule glasskuler (med en middels diameter på ca. 50 mikron) som er dispergert i et harpiksbindemiddel, som epoksy. Det forventes at det i fremtiden vil bli mulig å benytte kuler fremstilt av andre materialer enn glass og bindemidler av materialer som termoplastiske og varmeherdende plaststoffer i syntaktiske skumstoffsystemer. Firma Emerson and Cuming Inc. har i realiteten nylig utviklet meget sterke glass-mikrokuler som kan motstå høye trykk med nivåer som foreligger ved sprøyte-støping. Hvis sprøytestøping kan benyttes for fremstilling av tetningskuler, vil det være mulig å bruke lette, termoplastiske eller varmeherdende plaststoffer som bindemiddel, slik at man oppnår tetningskuler med stor styrke og meget lav tetthet.
Flere av de handelsførte syntaktiske skumstoffer som synes å være hensiktsmessige for bruk som kjernemateriale for tetningskuler med lav tetthet, er angitt i tabell I.
De syntaktiske skumstoffer som er angitt i tabell I
viser meget god styrke, når de utsettes for hydrostatisk sammen-trykning. Mange av materialene kan lett motstå 1054 kp/cm 2.
Videre har hvert syntaktisk skumstoff med tilgjengelige data for volumelastisitetskoeffisient en volumelastisitetskoeffisi-
ent som er sammenlignbar med vannets, som er 21092 kp/cm 3.
Volumelastisitetskoeffisienten er det motsatte av
materialets sammentrykkfoarhet. Den representerer et material-
ets motstand mot volumendring som funksjon av hydrostatisk trykk. Hvis et materiales sammentrykningskoeffisient er større enn vannets, vil materialet således være mindre sammentrykk-
bart enn vann. Følgelig vil materialets oppdrift øke i for-
hold til vann, mår begge utsettes for samme trykk, idet vann vil bli mer sammentrykt. Denne egenskap av disse syntaktiske skumstoffer vil sikre at tetningskulenes tetthet forblir lav-
ere enn behandlingsvæskens og dermed unngås de problemer som
oppstår i forbindelse med tetningskuler med fenokjerne.
Syntaktisk skumstoff er normalt bare handelsført i blokker med et standardvolum på omtrent 0,09 m . Første trinn ved fremstilling av syntaktiske skumstoffkuler er således å maskinbearbeide de syntaktiske skumstoffblokker for fremstilling av skumstoffkuler med en diameter på 19,05 mm. Kulene blir deretter overflatebehandlet, forsynt med et egnet binde-middelbelegg og deretter belagt med det ønskede belegg.
Overflatebehandlingen omfattende en renseteknikk er nødvendig for å sikre den best mulige forbindelse mellom belegget og det syntaktiske skumstoff. Det er ønskelig at overflatebehandlingen kan begrenses til sterk luftblåsing, som vil fjerne det meste av knust glass og avfall som oppstår under rnaskinbehandlingen. Sandblåsing er blitt utnyttet med meget gode resultater, men bruken av sandblåsing bør begrenses til meget kortvarig behandling på grunn av hurtig nedsliping av kjernen, hvilket medfører økt kuletetthet og meget variabel sats-tetthet. Hvis kulene er blitt håndtert eller oljet, har trikloretylenvasking vært brukt med tilfredsstillende resultat. Når kulene er frie for fett og olje, kan de dyppes i et egnet bindemiddel, som velges i avhengighet av det beleggmateriale som skal benyttes.
Gummi kan brukes som elastomert belegg-materiale.
Etter at det ikke herdede gummibelegg er blitt sammentrykket rundt skumstoffkulene med en spindelpresse, er kulene klare for støping. Nøyaktig temperatur, trykk og herdingstid vil variere med gummiforbindelsene. Herdingsprosesser er vel-kjent.
Den kritiske parameter ved herdingsprosessen, når det gjelder syntaktiske skumstoffkuler, er temperaturen. Ettersom temperaturene vanligvis holdes i ca. i time ved ca. 148, 89°C for BUNA-N eller epiklorhydrin-gummiforbindelser, er det avgjørende at bindemidlet for det syntaktiske skumstoff er forenelig med varme.
Samtlige produsenter av syntaktiske skumstoffsystemer som er angitt i tabell I har epoksy-bindemiddel-systemer ved bruk av egnede herdere, som anhydritt, som ikke mykner eller nedbrytes ved slike høye temperaturer (ca. 148,89°C). Det eneste polyamid-bindemiddel-system som ble utprøvet var
EF 38 (tabell I), og det viste seg å være uhensiktsmessig når det ble utsatt for høyere temperaturer enn 121,11°C.
Mens tabell I angir tettheten av de utvalgte syntaktiske skumstoffmaterialer, bestemmes den generelle tetthet av en tetningskule av både kjernemateriale og belegg. Tabell II angir statistiske data, inklusive den generelle kuletetthet, for fire grupper av gummebelagte, syntaktiske skumstoffkuler som er blitt fremstilt.
Sikteprøver som ble utført med de fremstilte, syntaktiske skumstoff-tetningskuler viste at de er mekanisk sta-
bile, når de utsettes for et trykkdifferensial på ca. 100
kp/cm 2 over simulerte perforeringer og når de utsettes for
temperaturer på ca. 76°C. Når de utsettes for hydrostatiske trykk, ble det ikke registrert tegn til svikt hos tetningskulene før det var nådd trykk på ca. 949 kp/cm 2. På dette tidspunkt begynte de å svikte på grunn av at det syntaktiske skumstoff falt sammen. Svikt ved dette trykk svarer meget godt til
produsentens angitte hydrostatiske sammentrykningsstyrke på
959 kp/cm<2> ( se tabell I, Lockheed 36-IB4).
Skjønt syntaktisk skumstoff er et. tetningskulekjerne-
materiale, kan også visse termoplaststoffer benyttes. Skjønt ingen ikke oppskummede plaststoffer har tilstrekkelig lav tetthet til å danne en 0,8 til 0,9 g/cm <3> tetningskule, kan polymetylpenten benyttes som kjernemateriale for tetningskuler i 1,0 g/cm 3 og er en høytemperaturtermoplast (smeltepunkt
ca. 250°C). Alle andre lette plaststoffer som omfatter poly-butylen, polyetylen, polypropylen og pollallomer copolymerer, ei" nesten dobbelt så tunge som godtagbart. Ettersom disse materialer er lavtemperatur-termoplaster, er de sannsynligvis ikke egnet som tetningskule-kjerner ut fra det standpunkt at de sannsynligvis vil trykkes gjennom perforeringene under de bunnhulltemperatur-og trykkforhold, som ventelig vil oppstå.
Prinsippet for foreliggende oppfinnelse og den beste måte å anvende dette prinsipp er ovenfor omtalt. Det skal be-merkes at denne ovenstående beskrivelse bare er ment som en illustrasjon og at andre organer og teknikker kan benyttes uten at man avviker fra oppfinnelsens ramme, slik denne er angitt i kravene.

Claims (3)

1. Tetningskuler til prcpping av perforeringer i et brønnrør i en brønnboring, karakterisert ved at de omfatter en syntaktisk skumstoffkjerne i form av et materialsystem som omfatter hule kuleformede partikler dispergert i et bindemiddel, med kjernen omgitt av et elastomerisk belegg.
2. Tetningskuler som angitt i krav 1 , karakterisert ved at kjernen er av polymetylpenten.
3. Anvendelse av tetningskuler som angitt i krav 1 eller 2, til propping av brønnrør hvor kulene føres ned til perforeringer i brønnrøret med en væskestrøm, som skaper en trykkforskjell, hvilken trykkforskjell bringer kulene mot perforeringene og holder kulene tettende mot disse inntil trykkforskjellen opphører, hvoretter kulene frigis og flyter opp, idet de har mindre spesifikk vekt enn væsken.
NO782306A 1977-09-06 1978-07-03 Tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et broennroer i en broennboring NO151558C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US05/830,729 US4102401A (en) 1977-09-06 1977-09-06 Well treatment fluid diversion with low density ball sealers

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO782306L NO782306L (no) 1979-03-07
NO151558B true NO151558B (no) 1985-01-14
NO151558C NO151558C (no) 1985-05-02

Family

ID=25257584

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO782306A NO151558C (no) 1977-09-06 1978-07-03 Tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et broennroer i en broennboring

Country Status (9)

Country Link
US (1) US4102401A (no)
AU (1) AU520468B2 (no)
CA (1) CA1080613A (no)
DE (1) DE2838552C2 (no)
GB (1) GB1595366A (no)
MX (1) MX147448A (no)
MY (1) MY8500145A (no)
NL (2) NL7804565A (no)
NO (1) NO151558C (no)

Families Citing this family (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4407368A (en) * 1978-07-03 1983-10-04 Exxon Production Research Company Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion
US4244425A (en) * 1979-05-03 1981-01-13 Exxon Production Research Company Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions
US4410387A (en) * 1980-02-27 1983-10-18 Molded Dimensions Inc. Ball sealers and method of preparation
US4287952A (en) * 1980-05-20 1981-09-08 Exxon Production Research Company Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers
US4421167A (en) * 1980-11-05 1983-12-20 Exxon Production Research Co. Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments
US4716964A (en) * 1981-08-10 1988-01-05 Exxon Production Research Company Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion
US4420040A (en) * 1982-05-07 1983-12-13 Halliburton Company Ball catcher
US4488599A (en) * 1982-08-30 1984-12-18 Exxon Production Research Co. Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments
US4505334A (en) * 1983-09-06 1985-03-19 Oil States Industries, Inc. Ball sealer
US4753295A (en) * 1984-11-19 1988-06-28 Exxon Production Research Company Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore
US4702316A (en) * 1986-01-03 1987-10-27 Mobil Oil Corporation Injectivity profile in steam injection wells via ball sealers
US4702318A (en) * 1986-04-09 1987-10-27 Mobil Oil Corporation Injectivity profile in CO2 injection wells via ball sealers
BR8604808A (pt) * 1986-10-03 1988-05-17 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Sistema mecanico e processo para diversificacao em operacao de acidificacao de formacoes produtoras de petroleo
US4869960A (en) * 1987-09-17 1989-09-26 Minnesota Mining And Manufacturing Company Epoxy novolac coated ceramic particulate
US5127472A (en) * 1991-07-29 1992-07-07 Halliburton Company Indicating ball catcher
US5485882A (en) * 1994-10-27 1996-01-23 Exxon Production Research Company Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells
EP1141519B1 (en) 1998-12-31 2003-05-28 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method for removing condensables from a natural gas stream, at a wellhead, downstream of the wellhead choke
US6394184B2 (en) 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6488116B2 (en) 2000-06-21 2002-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic receiver
DZ3387A1 (fr) * 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
US6672405B2 (en) 2001-06-19 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Perforating gun assembly for use in multi-stage stimulation operations
US7348894B2 (en) 2001-07-13 2008-03-25 Exxon Mobil Upstream Research Company Method and apparatus for using a data telemetry system over multi-conductor wirelines
US7026951B2 (en) * 2001-07-13 2006-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Data telemetry system for multi-conductor wirelines
WO2003092850A1 (en) * 2002-04-29 2003-11-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Cyclonic fluid separator equipped with adjustable vortex finder position
EP1542783B1 (en) * 2002-09-02 2011-02-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Cyclonic fluid separator
EP2273066B1 (en) 2003-05-31 2013-10-16 Cameron Systems (Ireland) Limited Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
WO2005083228A1 (en) 2004-02-26 2005-09-09 Des Enhanced Recovery Limited Connection system for subsea flow interface equipment
US7066266B2 (en) * 2004-04-16 2006-06-27 Key Energy Services Method of treating oil and gas wells
US7273104B2 (en) * 2004-07-30 2007-09-25 Key Energy Services, Inc. Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well
DE102005015406B4 (de) * 2005-04-04 2012-03-29 Ivoclar Vivadent Ag Abdeck- und Abhalteelement für die störungsfreie Vornahme dentaler Bearbeitungen an Zähnen sowie Verfahren zu dessen Herstellung
US7647964B2 (en) * 2005-12-19 2010-01-19 Fairmount Minerals, Ltd. Degradable ball sealers and methods for use in well treatment
US7779926B2 (en) * 2006-12-05 2010-08-24 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore plug adapter kit and method of using thereof
GB0625526D0 (en) 2006-12-18 2007-01-31 Des Enhanced Recovery Ltd Apparatus and method
US8434549B2 (en) * 2008-06-23 2013-05-07 Solation Equipment Services Inc. System, apparatus and process for collecting balls from wellbore fluids containing sand
GB2453125B (en) 2007-09-25 2012-02-08 Statoilhydro Asa Deadleg
US8714250B2 (en) * 2007-10-18 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Multilayered ball sealer and method of use thereof
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US9260921B2 (en) 2008-05-20 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well
US7878242B2 (en) * 2008-06-04 2011-02-01 Weatherford/Lamb, Inc. Interface for deploying wireline tools with non-electric string
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
BRPI0922039A2 (pt) * 2008-11-20 2015-12-22 Brinker Technology Ltd método e equipamento para vedação.
CA2757650C (en) 2009-04-03 2016-06-07 Statoil Asa Equipment and method for reinforcing a borehole of a well while drilling
EP2422043A2 (en) 2009-04-24 2012-02-29 Completion Technology Ltd. New and improved actuators and related methods
US8851172B1 (en) 2009-08-12 2014-10-07 Parker-Hannifin Corporation High strength, low density metal matrix composite ball sealer
CA2802884C (en) 2010-06-17 2020-02-25 Covalon Technologies Inc. Antimicrobial silicone-based wound dressings
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US10808497B2 (en) 2011-05-11 2020-10-20 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
CA2752864C (en) * 2011-09-21 2014-04-22 1069416 Ab Ltd. Sealing body for well perforation operations
US9567828B2 (en) * 2012-01-27 2017-02-14 Glen Mitchell Kniffin Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore
US20140345875A1 (en) * 2013-05-21 2014-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Syntactic Foam Frac Ball and Methods of Using Same
WO2014189766A2 (en) * 2013-05-21 2014-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Syntactic foam frac ball and methods of using same
US10107064B2 (en) 2013-06-06 2018-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Changeable well seal tool
CA2933148C (en) * 2013-12-26 2017-01-10 Kureha Corporation Ball sealer for hydrocarbon resource recovery, method for manufacturing same, and method for treating borehole using same
US11814923B2 (en) * 2018-10-18 2023-11-14 Terves Llc Degradable deformable diverters and seals
US10738577B2 (en) 2014-07-22 2020-08-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and cables for use in fracturing zones in a well
US10001613B2 (en) 2014-07-22 2018-06-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and cables for use in fracturing zones in a well
WO2016056934A1 (en) 2014-10-06 2016-04-14 Schlumberger Canada Limited Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles
CA2915601A1 (en) 2015-12-21 2017-06-21 Vanguard Completions Ltd. Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use
WO2017111640A1 (en) 2015-12-21 2017-06-29 Schlumberger Technology Corporation Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof
GB201707552D0 (en) * 2017-05-11 2017-06-28 Qinov8 Uk Sealing element
US10808162B2 (en) 2017-11-17 2020-10-20 Fairmount Santrol Inc. Crush resistant buoyant ball sealers
CN115874999A (zh) * 2023-01-09 2023-03-31 西南石油大学 一种双螺旋式泡排球智能加注装置

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2754910A (en) * 1955-04-27 1956-07-17 Chemical Process Company Method of temporarily closing perforations in the casing
US2933136A (en) * 1957-04-04 1960-04-19 Dow Chemical Co Well treating method
US3010514A (en) * 1957-10-09 1961-11-28 Socony Mobil Oil Co Inc Oil well cementing
US3086587A (en) * 1958-12-22 1963-04-23 Zandmer Method of temporarily plugging openings in well casing and apparatus therefor
US3144049A (en) * 1962-06-28 1964-08-11 Standard Oil Co Method for sealing leaks and leak sealant
US3174546A (en) * 1962-08-29 1965-03-23 Pan American Petroleum Corp Method for selectively sealing-off formations
US3301327A (en) * 1963-08-12 1967-01-31 Exxon Production Research Co Well stimulation method
US3292700A (en) * 1964-03-02 1966-12-20 William B Berry Method and apparatus for sealing perforations in a well casing
US3376934A (en) * 1965-11-19 1968-04-09 Exxon Production Research Co Perforation sealer
US3437147A (en) * 1967-02-23 1969-04-08 Mobil Oil Corp Method and apparatus for plugging well pipe perforations
US3645331A (en) * 1970-08-03 1972-02-29 Exxon Production Research Co Method for sealing nozzles in a drill bit

Also Published As

Publication number Publication date
NO151558C (no) 1985-05-02
NL8401702A (nl) 1984-09-03
MY8500145A (en) 1985-12-31
DE2838552C2 (de) 1983-07-07
AU520468B2 (en) 1982-02-04
NO782306L (no) 1979-03-07
CA1080613A (en) 1980-07-01
MX147448A (es) 1982-12-03
GB1595366A (en) 1981-08-12
DE2838552A1 (de) 1979-03-08
NL7804565A (nl) 1979-03-08
AU3764978A (en) 1980-01-03
US4102401A (en) 1978-07-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO151558B (no) Tetningskuler og anvendelse av disse til propping av perforeringer i et broennroer i en broennboring
CA1139217A (en) Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions
US3297092A (en) Casing patch
US20110221137A1 (en) Sealing method and apparatus
US5673752A (en) Method and apparatus for producing gas from a formation containing both gas and water
NO312478B1 (no) Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon
RU2107806C1 (ru) Трубный испытательный клапан и способ извлечения испытательной колонны из постоянного пакера
NO323681B1 (no) Forbedring av reservoarkommunikasjonen med en bronn
NO874597L (no) Fremgangsmaate ved klargjoering av broenn med dreneringshull.
NO314273B1 (no) Fremgangsmåte og anordning for oppbygging av en verktöystreng som skal nedföres i et borehull
RU94628U1 (ru) Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости
NO347414B1 (no) Antikanaliserings-tetningspartikler anvendt i en produksjonsseksjon i en olje-/gassbrønn, og fremgangsmåte for komplettering og fremgangsmåte for produksjon ved anvendelse av slike partikler
US11661812B2 (en) Fluid barriers for dissolvable plugs
CN105401906B (zh) 调堵球选取方法及调堵球剪切许用应力测试装置
NO20170336A1 (en) Breakable ball for wellbore operations
US3029875A (en) Well test-completion tool
NO309396B1 (no) Fremgangsmåte og system for testing av et borehull ved bruk av en bevegelig plugg
CN108397161B (zh) 一种油田用投球式无泵开采装置
RU2548465C1 (ru) Устройство заканчивания горизонтальной скважины
CN106437681A (zh) 用于油井套管的应力测试方法
WO2020226655A1 (en) Downhole apparatus with removable plugs
NO811037L (no) Massefordelingssystem, saerlig for benene til en maritim plattform.
US20200378215A1 (en) Injection valve arrangement with switched bypass and method
CN205100956U (zh) 一种油田可反洗井防喷射管柱
CN219795209U (zh) 一种自验封封隔器