NO328818B1 - Framgangsmate for frakturering av hydrokarbonkilder - Google Patents
Framgangsmate for frakturering av hydrokarbonkilder Download PDFInfo
- Publication number
- NO328818B1 NO328818B1 NO20024285A NO20024285A NO328818B1 NO 328818 B1 NO328818 B1 NO 328818B1 NO 20024285 A NO20024285 A NO 20024285A NO 20024285 A NO20024285 A NO 20024285A NO 328818 B1 NO328818 B1 NO 328818B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- accordance
- fluid
- mixture
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 73
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 19
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 19
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 5
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910001439 antimony ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- -1 guar gum HPG Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Containers And Packaging Bodies Having A Special Means To Remove Contents (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Toys (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk brønnformasjon for å stimulere produksjonen av hydrokarboner, og mer spesielt en fremgangsmåte for frakturering av brønnformasjonen.
Bakgrunn
Flere teknikker er utarbeidet for å behandle en underjordisk brønnformasjon for å stimulere produksjon av hydrokarboner. For eksempel er fremgangsmåter basert på hydraulisk frakturering ofte brukt, hvor en del av formasjonen som skal stimuleres er isolert ved bruk av vanlige pakninger eller liknende, og et stimuleringsfluid som inneholder gel, syrer, sandslam eller liknende blir pumpet gjennom brønnhullet inn i den isolerte delen av formasjonen. Det trykksatte stimuleringsfluidet presser mot formasjonen med en veldig stor kraft for å etablere og utvide sprekker i formasjonen. Imidlertid er kravet til isolering av formasjonen med pakninger tidkrevende og bidrar i betydelig grad til kostnadene hos systemet.
Et av problemene som ofte oppstår ved hydraulisk frakturering er fluidtap, som i forbindelse med patentsøknaden er definert som tapet av stimuleringsvæske i de porøse formasjonene eller i de naturlige frakturene som eksisterer i formasjonen.
Fluidtap kan reduseres på mange måter, slik som ved bruk av skum. Siden skum er bra for å unngå lekkasjer, hjelper de også til med å danne større frakturer. Vanligvis er skumutstyr fremskaffet på bakken, hvor skumutstyret danner et skum som så pumpes ned i brønnhullet. Skum har imidlertid større friksjonskoeffisienter og reduserte hydrostatiske effekter, hvor begge disse øker de påkrevde trykkene for å behandle brønnen betydelig.
EP patent nr. 851 094 beskriver en fremgangsåte for å frakturere en underjordisk formasjon penetrert av en brønn, omfattende trinnene å posisjonere et hydraspyleverktøy med minst én fluidstråledannende dyse i brønnen inntil formasjonen som skal fraktureres og deretter med trykk spyle fluid som kan inneholde én eller flere syrer gjennom dysen mot formasjonen med et trykk tilstrekkelig til å danne et hulrom i denne og frakturere formasjonen ved likevektstrykket i hulrommet.
Det er likevel et behov for en stimuleringsbehandling hvor behovet for pakninger elimineres, hvor skumgenereringen skjer in situ i brønnhullet og hvor frakturlengden øker.
I et aspekt fremskaffer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for frakturering av en brønnhullsformasjon, hvor fremgangsmåten omfatter plassering av et flertall av sprøytedyser med mellomrom i forhold til formasjonsveggen, for slik å danne et ringrom mellom dysene og formasjonen; hvor et ikke-syreinneholdende stimuleringsfluid pumpes med et forhåndsbestemt trykk gjennom dysene og inn i ringrommet og mot formasjonsveggen; og en gass pumpes inn i ringrommet slik at stimuleringsfluidet blander seg med gassen, for slik å danne skum før blandingen sprøytes mot formasjonen for å danne frakturer i formasjonsveggen.
I samsvar med foreliggende oppfinnelse kombineres teknikkene med frakturering, isolering og skumgenerering for å produsere en forbedret stimulering av formasjonen. Et stimuleringsfluid tømmes ut gjennom en arbeidsstreng og inn i et brønnhull ved et relativt høyt dynamisk trykk og hastighet uten behov for isolasjonspakninger til å frakturere formasjonen.
Eksempel
Oppfinnelsen vil i det følgende bli beskrevet med henvisning til de vedlagte tegningene, hvor:
Fig. 1 er et utsnitt av et fraktureringssystem i samsvar med en utføreIsesform av foreliggende oppfinnelse, vist i et vertikalt brønnhull.
Fig. 2 er et splittriss ovenfra av to komponenter i systemet vist i fig. 1.
Fig. 3 er et tverrsnittsriss av komponentene i fig. 2.
Fig. 4 er et utsnitt av et fraktureringssystem i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen, vist i et brønnhull med et horisontalt avvik. Fig. 5 viser et riss lik det i fig. 1, men viser en alternativ utførelsesform av fraktureringssystemet i foreliggende oppfinnelse vist i et vertikalt brønnhull. Fig. 6 viser et riss lik det i fig. 5, men viser fraktureringssystemet i utførelsesformen i fig 5 i et brønnhull med et horisontalt avvik.
Det henvises nå til fig 1, hvor et stimuleringssystem i samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er vist installert i et underjordisk, hovedsakelig vertikaltstrekkende brønnhull 10 som gjennomborer en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon 12. Et foringsrør 14 strekker seg fra bakken (ikke vist) inn i brønnhullet 10 og ender over formasjonen. Stimuleringsapparatet omfatter en arbeidsstreng 16 i form av en rørledning eller et kveilrør, som også strekker seg fra bakken og gjennom foringsrøret 14. Arbeidsstrengen 16 strekker seg bortenfor, eller under, enden av foringsrøret 14 som vist i fig. 1, og en ende av arbeidsstrengen er koblet til en ende av en rørformet sprøytestuss 20 på en måte som vil bli beskrevet i detalj lenger ned. Sprøytestussen har et flertall av åpninger 22, maskinbearbeidet gjennom dennes vegger som danner uttømmingsstusser som vil bli beskrevet i detalj lengre ned.
En ventilstuss 26 er koblet til den andre enden av sprøytestussen 20, også på en måte som vil bli beskrevet. Enden av arbeidsstrengen 16 på bakken er tilpasset til å motta et stimuleringsfluid, som vil bli beskrevet i detalj, og ventilstussen 26 er vanligvis lukket for å forårsake strøm av stimuleringsfluid til å slippe ut fra sprøytestussen 22. Ventilstussen 26 er valgfri, og er hovedsakelig påkrevet for å tillate reverserende sirkulasjonsprosesser i nødstilfeller, slik som ved screenouts, utstyrsfeil etc. Et ringrom 28 er dannet mellom den indre overflaten av brønnhullet 10 og de ytre overflatene av arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26.
Stimuleringsfluidet er et ikke-surt fluid, som for formålene til dette bruksområdet er et fluid med en pH-verdi over 5. Fluidene kan inneholde en viskositetsøker slik som vannbaserte eller oljebaserte geler, i tillegg til de nødvendige skumagentene, sammen med andre ulike tilsetningsstoffer, slik som tensider, skumstabilisatorer og gelbryter, som er velkjente for fagområdet. Typiske fluider omfatter lineære eller kryssbundne geler, oljebase eller vannbase; hvor geldanneren kan være polysakkarid, slik som guargummi HPG, CMHPG, CMG; eller cellulosederivativer slik som CMHEC og HEC. De kryssbindende midler kan være borat, Ti, Zr, Al, antimon ionkilder eller -blandinger. Et mer spesifikt, men ikke-begrensende eksempel på fluidtype er 4 g per liter HEC, inneholdende tensider og brytere. Denne blandingen vil i det følgende bli kalt "stimuleringsfluid". Dette stimuleringsfluidet kan blandes med gass og/eller sand eller kunstige proppmaterialer ved behov, som beskrevet nedenfor.
De respektive aksene til sprøytestussen 20 og ventilstussen 26 strekker seg vesentlig vertikalt i brønnhullet 10. Når stimuleringsfluidet pumpes gjennom arbeidsstrengen 16, entrer den det indre av sprøytestussen 20 og slipper den ut gjennom åpningene 22 inn i brønnhullet 10, og mot formasjonen 12.
Detaljer av sprøytestussen 20 og kuleventilstussen 26 er vist i fig. 2 og 3. Sprøytestussen 20 er dannet av et rørformet hus 30 som omfatter en langsgående strømningspassasje 32 som strekker seg gjennom lengden av huset. Åpningene 22 strekker seg gjennom huset i ett plan og kan strekke seg vinkelrett på aksen til huset som vist i fig. 2, og/eller ved en skarp vinkel til aksen til huset som vist i fig. 3, og/eller aksielt rettet (ikke vist). Dermed entrer stimuleringsfluidet huset 30 fra arbeidsstrengen 16, passerer gjennom passasjen 32 og strømmer ut fra åpningene 22. Utløpsmønstret av stimuleringsfluidet har form av ei skive som strekker seg rundt huset 30.
Som et resultat av at høytrykks stimuleringsfluidet fra det indre av huset 30 tvinges ut gjennom de relativt små åpningene 22, oppnås en sprøyteeffekt. Dette forårsakes av at stimuleringsfluidet strømmer ut ved et relativt høyt differensialtrykk, så som 20700 - 41400 kPa, som akselererer stimuleringsfluidet til en relativt høy hastighet, så som 200 m/s. Dette høyhastighets stimuleringsfluidet som sprøytes inn i brønnhullet, forårsaker drastisk reduksjon avtrykket som omgir stimuleringsfluidstrømmen (basert på det velkjente Bernoulli prinsippet), noe som eliminerer behovet for isolasjonspakninger som diskutert ovenfor.
To rørformede nipler 34 og 36 er dannet ved de respektive ender av huset 30 og er fortrinnsvis dannet integrert med huset. Niplene 34 og 36 har mindre diameter enn huset 30 og er utvendig gjenget, og den tilsvarende endedelen av arbeidsstrengen 16 (fig. 1) er innvendig gjenget for å feste arbeidsstrengen til huset 30 via nippelen 34.
Ventilstussen 26 er dannet av et rørformet hus 40 som inkluderer en første langsgående strømningspassasje 42 som strekker seg fra en ende av huset og en andre langsgående strømningspassasje 44 som strekker seg fra strømningspassasjen 42 til den andre enden av huset. Diameteren til passasjen 42 er større enn den hos passasjen 44, for slik å danne en skulder mellom passasjene, og ei kule 46 er anordnet i passasjen 42 og anbringes normalt mot skulderen.
En utvendig gjenget nippel 48 strekker seg fra en ende av huset 40 for tilkobling til andre komponenter (ikke vist) som kan bli brukt i stimuleringsprosessen, så som sensorer, opptakere, sentreringsverktøy og liknende. Den andre enden av huset 40 er innvendig gjenget til å motta den utvendig gjengete nippelen 36 hos sprøytestussen 20 for å koble huset 40 av ventilstussen 26 til huset 30 hos sprøytestussen.
Det skal forstås at andre konvensjonelle komponenter, slik som sentreringsanordninger, utblåsningssikringer, strippere, rørventiler, ankere, tetninger etc kan tilknyttes systemet i fig. 1. Siden disse komponentene er konvensjonelle og ikke utgjør noen del av foreliggende oppfinnelse, er de fjernet fra fig.l for enkelthets skyld.
I drift senkes kula 46 inn i arbeidsstrengen 16 og stimuleringsfluidet blandes med noen relativt fine eller relativt grove proppmaterialer og pumpes kontinuerlig fra bakkeoverflaten gjennom arbeidsstrengen 16 og sprøytestussen 20 og til ventilstussen 26.1 ventilstussen 26 passerer kula 46 gjennom passasjen 42 og anbringes å skulderen mellom passasjene 42 og 44. Fluidtrykket bygger seg dermed opp i stussene 20 og 26, for dermed å forårsake stimuleringsfluidet inneholdende proppemateriale til å strømme ut gjennom åpningene 22.
I løpet av operasjonen ovenfor pumpes en gass, hovedsakelig bestående av karbondioksid eller nitrogen, fra bakkeoverflaten og inn i ringrommet 28 (fig. 1). Gassen strømmer gjennom ringrommet 28 og stimuleringsfluidet inneholdende proppemateriale blander seg med og frakter gassen fra ringrommet mot formasjonen som forårsaker en høyenergisk blanding til å generere skum med den resulterende blandingen, i det følgende kalt en "blanding", som innvirker på formasjonsveggen.
Pumpehastigheten til stimuleringsfluidet økes deretter til et nivå hvorved trykket til fluidet som sprøytes gjennom åpningene 22, når et relativt høyt differensialtrykktrykk og høy utslippshastighet slik som beskrevet ovenfor. Dette danner hulrom eller perforeringer i veggene i brønnhullet og bidrar til å erodere formasjonsveggene.
Ettersom hvert av hulrommene blir tilstrekkelig dype, vil den innelukkede blandingen trykksette hulrommene. Stier for blandingen dannes i bunnen av hulrommene i formasjonen, som tjener som utgangssåpninger inn i formasjonen, hvor ringrommet 28 tjener som en inngangsåpning til systemet. Dermed er en virtuell sprøytepumpe dannet, som er direkte tilkoblet frakturen. Videre blir hvert hulrom et lite blandingskammer som forbedrer homogeniteten og skumkvaliteten vesentlig. Etter et kort tidsrom blir hulrommene vesentlig større og formasjonen frakturerer og blandingen skyves så enten inn i frakturen eller returneres inn i brønnhullsområdet.
Ved dette tidspunket kan blandingen erstattes med en pad-blanding ("pad mixture"), som består av stimuleringsfluidet og gassen, men uten relativt grove proppmaterialer, selv om denne kan omfatte en mindre mengde relativt fine proppmidler. Det primære formålet med pad-blandingen er å åpne frakturen for å tillate videre behandling, som beskrevet ovenfor. Dersom det er ønsket å danne en relativt stor fraktur, styres trykket til pad-blandingen i ringrommet 28 rundt stussen 20 slik at det er mindre enn eller lik det hydrauliske fraktureringstrykket; og derfor kan en vesentlig større fraktur (slik som 7 m til 150 m eller mer i lengde) dannes. I denne prosessen reduserer skummet blandingstapet inn i frakturflaten og/eller de naturlige frakturene. Dermed kan det meste av pad-blandingsvolumet bli brukt som midler for å utvide frakturen for å produsere enn relativt større fraktur.
Pad-blandingen erstattes så med en blanding omfattende stimuleringsfluidet og gassen som danner et skum på måten beskrevet ovenfor, sammen med en relativt høy konsentrasjon av relativt grove proppemidler. Sistnevnte blanding introduseres inn i frakturen og mengden blanding brukt i dette trinnet avhenger av den ønskete frakturlengden og den ønskete tetthet av proppmiddelet som skal plasseres i frakturen.
Etter operasjonene ovenfor, initieres et skylletrinn, hvor det skummede stimuleringsfluidet og gassen, uten proppmiddel, pumpes inn i arbeidsstrengen 16, helt til eksisterende proppmidler i arbeidsstrengen fra det tidligere trinnet skyves ut av arbeidsstrengen. I denne sammenhengen, dersom alle proppmidlene er sluppet ut av arbeidsstrengen, kan det være ønsket å "pakke" frakturen med proppemiddel for å øke tettheten og distribusjonen av proppmidler i frakturen og oppnå en bedre kobling mellom formasjonen og brønnhullet. For å gjøre dette reduseres trykket i blandingen i ringrommet 28 til et nivå høyere enn trykket i porene i formasjonen og lavere enn fraktureringstrykket, mens fluidet inneholdende proppemateriale kontinuerlig tvinges inn i frakturen og sakte utvides inn i frakturflatene. Proppmidlene pakkes så inn i frakturen og lukker de smale åpningene ved tuppen av frakturen, for med dette å forårsake at veksten til frakturen øker, noe som ofte kalles en "tipp-screenout" ("tip screenout"). Nærværet av skum i blandingen reduserer fluidtapet i blandingen med formasjonen slik at frakturutvidelsen kan økes vesentlig. Etter operasjonene ovenfor reduseres trykket hos stimuleringsfluidet i arbeidsstrengen 16 og et rensefluid, så som vann, blir introdusert i ringrommet 28 med et relativt høyt trykk dersom det er ønsket å rense ut fremmede materialer så som produksjonsavfall, masse fra røret etc, fra brønnhullet 10, arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26. Etter å ha nådd en dybde i brønnhullet 10 under stussene 20 og 26, strømmer rensefluidet under høyt trykk i en retning motsatt av retningen til stimuleringsfluidet beskrevet ovenfor og entrer utslippsenden av strømningspassasjen 44 hos ventilstussen 26. Trykket til rensefluidet tvinger kuleventilen 46 ut av engasjementet med skuldrene mellom passasjene 42 og 44 hos stussen 36. Kuleventilen 46 og rensefluidet passerer gjennom passasjen 42, sprøytestussen 20 og arbeidsstrengen 16 til bakkeoverflaten. Denne sirkuleringen av rensefluid renser ut det fremmede materialet inne i arbeidsstrengen 16, stussene 20 og 26 og brønnhullet 10.
Etter den ovenfor beskrevne renseoperasjonen senkes kuleventilen 46 inn i arbeidsstrengen 16 fra bakkeoverflaten på måten beskrevet ovenfor og stimuleringsfluidet introduseres i arbeidsstrengen 16, dersom det er ønsket å initiere uttømming av stimuleringsfluid mot formasjonsveggen som beskrevet ovenfor.
Fig. 4 viser et stimuleringssystem omfattende noen av komponentene i systemet i fig. 1-3 som er gitt samme henvisningstall. Systemet i fig. 4 er installert i et underjordisk brønnhull 50 med en hovedsakelig vertikal seksjon 50a som strekker seg fra bakkeoverflaten og en avvikende, hovedsakelig horisontal seksjon 50b som strekker seg fra seksjonen 50a inn i den hydrokarbonproduserende, underjordiske formasjonen 52. Som i den forrige utførelsesformen strekker foringsrøret 14 seg fra bakkeoverflaten inn i brønnhullsseksjonen 50a.
Stimuleringssystemet i fig. 4 omfatter en arbeidsstreng 56, i form av rørledning eller kveilrør, som strekker seg fra bakkeoverflaten, gjennom foringsrøret 14 og brønnhullsseksjonen 50a, og inn i brønnhullsseksjonen 50b. Som i den forrige utførelsesformen, introduseres stimuleringsfluid inn i enden av arbeidsstrengen 56 ved bakkeoverflaten (ikke vist). En ende av den rørformete sprøytestussen 20 er tilkoblet den andre enden av arbeidsstrengen 56 på måten beskrevet ovenfor for å motta og tømme ut stimuleringsfluid i brønnhullsseksjonen 50b og inn i formasjonen 52 på måten beskrevet ovenfor. Ventilstussen 26 er tilkoblet den andre enden av sprøytestussen 20 og styrer strømmen av stimuleringsfluid gjennom sprøytestussen på måten beskrevet ovenfor. De respektive aksene til sprøytestussen 20 og ventilstussen 26 strekker seg vesentlig horisontalt i brønnhullsseksjonen 50b slik at når stimuleringsfluidet pumpes gjennom arbeidsstrengen 56, strømmer det inn i sprøytestussen 20 og strømmer ut gjennom, i en vesentlig radiell eller vinklet retning, brønnhullsseksjonen 50 b og mot formasjonen 52 for å frakturere og trykke den sammen på måten diskutert ovenfor. Den horisontale eller avvikende seksjonen av brønnhullet er fullført som en åpen (uforet) brønn og operasjonen av denne utførelsesformen er identisk med den hos fig. 1. Det skal forstås at selv om brønnhullsseksjonen 50b er vist mens den strekker seg vesentlig horisontalt i fig. 4, er utførelsesformen ovenfor like anvendelig hos brønnhull som strekker seg i en vinkel i forhold til horisontalretningen.
I forbindelse med formasjoner hvor brønnhullene strekker seg over relativt lange avstander, enten vertikalt, horisontalt eller vinklet, kan sprøytestussen 20, ventilstussen 26 og arbeidsstrengen 56 initielt plasseres ved tåseksjonen (det vil si den seksjonen lengst vekk fra bakkeoverflaten) av brønnen. Fraktureringsprosessen beskrevet ovenfor kan så repeteres et stort antall ganger gjennom den horisontale brønnhullsseksjonen, slik som hver trettiende eller sekstiende meter.
Utførelsesformen i fig. 5 er lik den i fig. 1 og utnytter mange av de samme komponentene av de sistnevnte utførelsesformene, hvor komponentene er gitt de samme henvisningstallene. I utførelsesformen i fig. 5, er et foringsrør 60 fremskaffet, som strekker seg fra bakkeoverflaten (ikke vist) inn i brønnhullet 10 dannet i formasjonen 12. Foringsrøret 60 strekker seg i hele lengden til den delen av brønnhullet som arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26 strekker seg. På denne måten strekker foringsrøret 60 seg, likesom aksene til stussene 20 og 26 seg hovedsakelig vertikalt.
Før introduksjonen av stimuleringsfluidet inn i sprøytestussen 20, introduseres en væske blandet med sand i sprøytestussen 20 og tømmes ut fra åpningene 22 i sprøytestussen og mot den indre veggen til foringsrøret 60 ved en svært høy hastighet, noe som forårsaker at små åpninger dannes gjennom den sistnevnte veggen. En mye større mengde "perforeringsfluid" anvendes enn i forbindelse med utførelsesformene 1-3 ovenfor; ettersom det er mye hardere for fluidet å penetrere veggene av foringsrøret. Så initieres operasjonen beskrevet i forbindelse med utførelsesformene i fig. 1-3 over, og blandingen av stimuleringsfluid og skummet gass tømmes ut ved en relativt høy hastighet gjennom åpningene 22, gjennom åpningene i foringsrør 60 og mot formasjonen 12 for å frakturere denne på måten beskrevet ovenfor. Ellers er operasjonen i utførelsesformen i fig. 5 identisk til den i fig. 1-4.
Utførelsesformen i fig. 6 likner den i fig. 4 og utnytter mange av de samme komponentene som hos den sistnevnte utførelsesformen, hvilke komponenter er gitt de samme henvisningstallene. I utførelsesformen vist i fig. 6 er et foringsrør 62 fremskaffet som strekker seg fra bakkeoverflaten (ikke vist) inn i brønnhullet 50 dannet i formasjonen 52. Foringsrøret 62 strekker seg i hele lengden til den delen av brønnhullet hvori arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26 er plassert. På denne måten har foringsrøret 62 en hovedsakelig vertikal seksjon 62a og en hovedsakelig horisontal seksjon 62b som strekker seg henholdsvis i brønnhullsseksjonene 50a og 50b. Stussene 20 og 26 er plassert i seksjonen 62b og deres respektive akser strekker seg vesentlig horisontalt.
Før introduksjonen av stimuleringsfluid inn i sprøytestussen 20, introduseres en væske blandet med sand i arbeidsstrengen 16 med kuleventilen 46 (fig. 3) i stedet. Blandingen av væske/sand tømmes ut gjennom åpningen 22 (fig. 2) i sprøytestussen 20 og mot den indre veggen av foringsrøret 62 ved en svært høy hastighet gjennom, noe som forårsaker at små åpninger dannes i den sistnevnte veggen. Så initieres operasjonen beskrevet i forbindelse med utførelsesformene i fig. 1-3 over, med uttømming av blandingen av stimuleringsfluid og skummet gass, ved en relativt høy hastighet, gjennom åpningen 22, gjennom åpningene i foringsrøret 62 og mot veggen av formasjonen 52 for å frakturere den på måten som omtalt ovenfor. Ellers er operasjonen av utførelsesformen i fig. 6 lik den i fig. 1-3.
Hver av utførelsesformene ovenfor kombinerer dermed egenskapene med frakturering med egenskapene til skumgenerering og bruk, noe som resulterer i flere fordeler som alle forsterker stimuleringen av formasjonen og produksjon av hydrokarboner. For eksempel reduserer skummet fluidtapet eller lekkasjer av stimuleringsfluid og dermed øker frakturlengden slik at bedre stimuleringsresultater oppnås. Det er heller ikke behov for kompliserte og dyre pakninger for å etablere de høye trykkene som omtalt ovenfor. Videre, etter alle av de ovenfor beskrevne stimuleringstrinnene er fullført, hjelper skummet til med fjerning av det oppbrukte stimuleringsfluidet fra brønnhullet, som ellers er tidkrevende. Videre leveres stimuleringsfluidet hovedsakelig i flytende form, noe som reduserer friksjon og driftskostnader.
Det skal forstås at variasjoner kan gjøres i det ovenstående uten å forlate oppfinnelsestanken. For eksempel kan gass pumpes inn i ringrommet etter perforeringstrinnet ovenfor, og stimuleringsfluidet og proppmidlene kan tømmes inn i ringrommet som beskrevet ovenfor for å blande seg med gassen. Også gassen som strømmer i ringrommet 28 kan forhåndsblandes med væsker før entring i foringsrøret 14 av mange grunner, slik som kostnadsreduksjon og øking av hydrostatisk trykk. Videre kan påfyllingen av stimuleringsfluid varieres innenfor oppfinnelsestanken. Videre kan retningen til brønnhullet variere fra helt vertikale til helt horisontale. Den spesielle vinkelen som uttømmingsåpningene strekker seg i, i forhold til aksen av sprøytestussen, kan variere. Videre kan åpningene 22 i stussen 20 være erstattet av separat installerte sprøytedyser av fremmede materialer, slik som karbidblandinger for økt holdbarhet. Et antall andre fluid kan brukes i ringrommet 28, inkludert rene stimuleringsfluid, væsker som kjemisk styrer leirestabilitet, og rene billige fluid.
Selv om kun et fåtall utførelsesformer av oppfinnelsen er beskrevet i detalj, vil fagmenn på området enkelt forstå at mange andre modifiseringer er mulig uten å forlate oppfinnelsestanken. Alle slike modifiseringer er ment inkludert innenfor rammen av oppfinnelsen slik det fremgår av de vedlagte patentkravene. I kravene er setninger med middel pluss funksjon ment å dekke strukturene beskrevet her for å utføre de anførte funksjonene og ikke kun strukturelle ekvivalenter, men også ekvivalente strukturer.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte ved frakturering aven borehullsformasjon (12, 52), hvor fremgangsmåten omfatter å anbringe et flertall sprøytedyser (22) med mellomrom i forhold til formasjonsveggen for å danne et ringrom (28) mellom dysene (22) og formasjonen (12, 52), karakterisert ved at et ikke-syreinneholdende stimuleringsfluid pumpes gjennom dysene (22) ved et forhåndsbestemt trykk inn i ringrommet (28) og mot formasjonsveggen, og hvor en gass pumpes inn i ringrommet (28) slik at stimuleringsfluidet blandes med gassen for å generere skum, før blandingen sprøytes mot formasjonen (12, 52) for å danne frakturer i formasjonen.
2. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1, karakterisert ved at fluidet har pH over 5.
3. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1 eller 2, karakterisert ved at stimuleringsfluidet er en lineær eller tverrforbundet gel.
4. Fremgangsmåte i samsvar med et av patentkravene 1-3, karakterisert ved å tilsette proppmidler til blandingen.
5. Fremgangsmåte i samsvar med et av patentkravene 1-4, karakterisert ved at skummet i blandingen reduserer trykktapet i frakturflatene, for med dette å øke utvidelsen av frakturen inn i formasjonen.
6. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 5, karakterisert ved å redusere fluidtrykket i ringrommet (28) for å terminere frakturutvidelsen.
7. Fremgangsmåte i samsvar med et av patentkravene 1-6, karakterisert ved at et brønnhull (50) er dannet i formasjonen og har en vertikal komponent (50a) og en horisontal komponent (50b).
8. Fremgangsmåte i samsvar med et av patentkravene 1-7, karakterisert ved at trinnet med å anbringe sprøytedysene (22) omfatter å feste sprøytedysene til en arbeidsstreng (16, 56) og å føre arbeidsstrengen inn i brønnhullet.
9. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 8, karakterisert ved at den omfatter å innføre et foringsrør (60, 62) i formasjonen og pumpe en blanding av væske og sand gjennom sprøytedysene, for slik å perforere foringsrøret før trinnene med pumping.
10. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 4, karakterisert ved at et flertall sprøytedyser (22) er anbrakt i arbeidsstrengen (16, 56), og hvor fremgangsmåten videre omfatter terminering av trinnet med å tilføye proppmidler, og styre trykket til blandingen av fluid og gass slik at det er mindre enn eller lik fraktureringstrykket.
11. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 10, karakterisert ved at den videre omfatter å tilsette relativt grove proppmidler til blandingen av fluid og gass for å øke størrelsen til frakturen.
12. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 10 eller 11, karakterisert ved å skylle proppmidlene ut av arbeidsstrengen (16, 56).
13. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 12, karakterisert ved at den videre omfatter å pakke frakturen med proppmidler før skylling fullføres, hvor trinnet med pakking fortrinnsvis omfatter å redusere trykket til blandingen i ringrommet (28) mens det fluidet inneholdende proppemidler tvinges inn i frakturen.
14. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 12, karakterisert ved at trykket til blandingen i ringrommet (28) reduseres til et nivå høyere enn trykket til porene i formasjonen og lavere enn fraktureringstrykket.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/966,128 US6662874B2 (en) | 2001-09-28 | 2001-09-28 | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20024285D0 NO20024285D0 (no) | 2002-09-09 |
NO20024285L NO20024285L (no) | 2003-03-31 |
NO328818B1 true NO328818B1 (no) | 2010-05-18 |
Family
ID=25510947
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20024285A NO328818B1 (no) | 2001-09-28 | 2002-09-09 | Framgangsmate for frakturering av hydrokarbonkilder |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6662874B2 (no) |
EP (1) | EP1298280B1 (no) |
CN (1) | CN1327107C (no) |
AU (1) | AU2002300782B2 (no) |
BR (1) | BR0203938B1 (no) |
CA (1) | CA2405631C (no) |
DE (1) | DE60226678D1 (no) |
DK (1) | DK1298280T3 (no) |
MX (1) | MXPA02009416A (no) |
NO (1) | NO328818B1 (no) |
Families Citing this family (107)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7063147B2 (en) * | 2004-04-26 | 2006-06-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus and program storage device for front tracking in hydraulic fracturing simulators |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6725933B2 (en) * | 2001-09-28 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US7741251B2 (en) | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US6805199B2 (en) * | 2002-10-17 | 2004-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process and system for effective and accurate foam cement generation and placement |
US8631869B2 (en) * | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8278250B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US8181703B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7503404B2 (en) * | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
US7159660B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
US7185703B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole completion system and method for completing a well |
US7243723B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
US20060070740A1 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-06 | Surjaatmadja Jim B | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation |
US7237612B2 (en) * | 2004-11-17 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of initiating a fracture tip screenout |
US7228908B2 (en) * | 2004-12-02 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7322417B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US20090084553A1 (en) * | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7261159B2 (en) * | 2005-06-14 | 2007-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating method |
US7431090B2 (en) * | 2005-06-22 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for multiple fracturing of subterranean formations |
US8151874B2 (en) | 2006-02-27 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal recovery of shallow bitumen through increased permeability inclusions |
US7540326B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for well treatment and perforating operations |
US20070261851A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Window casing |
US7337844B2 (en) * | 2006-05-09 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating and fracturing |
US7866396B2 (en) * | 2006-06-06 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for completing a multiple zone well |
US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
US7814978B2 (en) | 2006-12-14 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing expansion and formation compression for permeability plane orientation |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US7686609B2 (en) | 2007-03-23 | 2010-03-30 | Kent Byron | Apparatus for molding proppants and method |
US7640975B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control for increased permeability planes in unconsolidated formations |
US7640982B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of injection plane initiation in a well |
US7647966B2 (en) | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
US7726403B2 (en) * | 2007-10-26 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for ratcheting stimulation tool |
US7849924B2 (en) * | 2007-11-27 | 2010-12-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool |
US7832477B2 (en) * | 2007-12-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing deformation and control for inclusion propagation |
US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US8439116B2 (en) * | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US7775285B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
US7886842B2 (en) * | 2008-12-03 | 2011-02-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for orienting a wellbore servicing tool |
US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
US7963332B2 (en) * | 2009-02-22 | 2011-06-21 | Dotson Thomas L | Apparatus and method for abrasive jet perforating |
US8276675B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8104535B2 (en) * | 2009-08-20 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices |
US20110061869A1 (en) * | 2009-09-14 | 2011-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation of Fractures Within Horizontal Well |
US8104539B2 (en) * | 2009-10-21 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services Inc. | Bottom hole assembly for subterranean operations |
CA2779173A1 (en) | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Fln Feuerloeschgeraete Neuruppin Vertriebs Gmbh | Composition suitable for production of foam extinguishants |
US8272443B2 (en) * | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US8061426B2 (en) * | 2009-12-16 | 2011-11-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for lateral wellbore entry, debris removal, and wellbore cleaning |
US8739881B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
US8267172B2 (en) * | 2010-02-10 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for determining position within a wellbore |
CA3077883C (en) * | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8307904B2 (en) | 2010-05-04 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for maintaining position of a wellbore servicing device within a wellbore |
CA2799940C (en) | 2010-05-21 | 2015-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
US8365827B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
US8939202B2 (en) | 2011-05-24 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing nozzle assembly with cyclic stress capability |
US8720544B2 (en) | 2011-05-24 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Enhanced penetration of telescoping fracturing nozzle assembly |
US9227204B2 (en) | 2011-06-01 | 2016-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajetting nozzle and method |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8955585B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
CN103917738A (zh) * | 2011-10-11 | 2014-07-09 | 帕克斯普拉斯能源服务有限公司 | 钻井致动器,处理柱以及其方法 |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US20130126169A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation |
CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
CN102996104A (zh) * | 2012-11-30 | 2013-03-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井定面射孔方法及装置 |
US9523268B2 (en) * | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
GB2537317B (en) | 2014-04-07 | 2020-02-12 | Halliburton Energy Services Inc | Soil and rock grouting using a hydrajetting tool |
GB2538437B (en) | 2014-04-07 | 2021-03-24 | Halliburton Energy Services Inc | Systems and methods for using cement slurries in hydrajetting tools |
US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US9771779B2 (en) | 2014-09-15 | 2017-09-26 | Halliburton Energy Service, Inc. | Jetting tool for boosting pressures at target wellbore locations |
CN105986802B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下压裂的方法 |
US10815766B2 (en) | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
US10989029B2 (en) | 2015-11-05 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
US10513917B2 (en) * | 2015-11-12 | 2019-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for fracturing a formation |
WO2017123217A1 (en) * | 2016-01-13 | 2017-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-pressure jetting and data communication during subterranean perforation operations |
US20210102453A1 (en) * | 2016-09-12 | 2021-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore landing methods for reservoir stimulation |
EP3510245A4 (en) | 2016-09-12 | 2020-05-13 | Services Pétroliers Schlumberger | ACCESS TO COMPROMISED FRACTURED PRODUCTION REGIONS AT THE OIL FIELD |
AU2018205724B2 (en) | 2017-01-04 | 2023-08-10 | Schlumberger Technology B.V. | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extended tunnels |
US10875209B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-12-29 | Nuwave Industries Inc. | Waterjet cutting tool |
WO2019014160A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | RADIAL DRILL LINK TRANSMISSION AND FLEXIBLE SHAFT PROTECTION COVER |
WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | CONTROLLED PIPE RELEASE |
US11131177B2 (en) | 2017-07-10 | 2021-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for deep reservoir stimulation using acid-forming fluids |
US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2019-10-22 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
CN110969923B (zh) * | 2018-09-30 | 2021-06-18 | 辽宁石油化工大学 | 一种多角度射孔教学演示的方法与装置 |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2802537A (en) | 1954-11-04 | 1957-08-13 | Robert G Goldinger | Apparatus for acidizing wells |
US4044833A (en) | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
US4453597A (en) | 1982-02-16 | 1984-06-12 | Fmc Corporation | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation |
US4730676A (en) | 1982-12-06 | 1988-03-15 | Halliburton Company | Downhole foam generator |
US4453596A (en) | 1983-02-14 | 1984-06-12 | Halliburton Company | Method of treating subterranean formations utilizing foamed viscous fluids |
US4615564A (en) * | 1985-02-11 | 1986-10-07 | Hydrofoam Mining, Inc. | Foam process for recovering underground rock fragments |
BE904055A (fr) | 1986-01-16 | 1986-05-15 | Ledent Pierre | Procede concernant l'amelioration du conditionnement des agents gazeifiants utilises dans les procedes de gazeification souterraine du charbon. |
US5060725A (en) * | 1989-12-20 | 1991-10-29 | Chevron Research & Technology Company | High pressure well perforation cleaning |
US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
US5499678A (en) | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
US6170577B1 (en) * | 1997-02-07 | 2001-01-09 | Advanced Coiled Tubing, Inc. | Conduit cleaning system and method |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6439310B1 (en) | 2000-09-15 | 2002-08-27 | Scott, Iii George L. | Real-time reservoir fracturing process |
US6765642B2 (en) * | 2002-09-18 | 2004-07-20 | Hannstar Display Corp. | In-plane switching liquid crystal display with a compensation electrode structure and method of forming the same |
-
2001
- 2001-09-28 US US09/966,128 patent/US6662874B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-08-27 AU AU2002300782A patent/AU2002300782B2/en not_active Ceased
- 2002-09-05 EP EP02256175A patent/EP1298280B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-05 DE DE60226678T patent/DE60226678D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-05 DK DK02256175T patent/DK1298280T3/da active
- 2002-09-09 NO NO20024285A patent/NO328818B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-09-24 CN CNB021432481A patent/CN1327107C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-26 MX MXPA02009416A patent/MXPA02009416A/es active IP Right Grant
- 2002-09-26 BR BRPI0203938-9A patent/BR0203938B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-09-27 CA CA2405631A patent/CA2405631C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0203938A (pt) | 2003-09-16 |
DK1298280T3 (da) | 2008-06-23 |
BR0203938B1 (pt) | 2012-11-27 |
EP1298280A1 (en) | 2003-04-02 |
DE60226678D1 (de) | 2008-07-03 |
US20030062167A1 (en) | 2003-04-03 |
MXPA02009416A (es) | 2003-04-03 |
AU2002300782B2 (en) | 2007-01-18 |
CA2405631C (en) | 2011-08-02 |
CN1408986A (zh) | 2003-04-09 |
CA2405631A1 (en) | 2003-03-28 |
NO20024285D0 (no) | 2002-09-09 |
NO20024285L (no) | 2003-03-31 |
EP1298280B1 (en) | 2008-05-21 |
CN1327107C (zh) | 2007-07-18 |
US6662874B2 (en) | 2003-12-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328818B1 (no) | Framgangsmate for frakturering av hydrokarbonkilder | |
NO328819B1 (no) | Framgangsmate for behandling av hydrokarbonkilder | |
EP1298282B1 (en) | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation | |
US4951751A (en) | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores | |
US7866395B2 (en) | Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
US5131472A (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
EP1489260A1 (en) | Downhole tool and method of fracturing a well formation | |
US3118501A (en) | Means for perforating and fracturing earth formations | |
US4730676A (en) | Downhole foam generator | |
BRPI0509063B1 (pt) | método de completar um poço em uma formação subterrânea | |
RU2078200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
CA2588916A1 (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing | |
US3393741A (en) | Method of fracturing subsurface formations | |
US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
CN112814641A (zh) | 一种储层的压裂方法 | |
RU2206724C2 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
SU1719657A1 (ru) | Способ обработки продуктивной толщи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |