NO334015B1 - Framgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon - Google Patents
Framgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO334015B1 NO334015B1 NO20024319A NO20024319A NO334015B1 NO 334015 B1 NO334015 B1 NO 334015B1 NO 20024319 A NO20024319 A NO 20024319A NO 20024319 A NO20024319 A NO 20024319A NO 334015 B1 NO334015 B1 NO 334015B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- fluid
- foam
- gas
- pressure
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 26
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 68
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 36
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 32
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;hydrate Chemical compound O.O=[Si]=O LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Cultivation Of Plants (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Rehabilitation Tools (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for behandling av en undergrunns brønnformasjon for å stimulere produksjonen av hydrokarboner og, mer spesifikt, en fremgangsmåte for å utnytte skum-avledning i brønnformasjonen.
Bakgrunn
Flere teknikker er utarbeidet for å behandle en undergrunns brønnformasjon for å stimulere produksjon av hydrokarboner. For eksempel er fremgangsmåter basert på hydraulisk frakturering ved syrebehandling ofte brukt, hvor en del av en formasjon som skal stimuleres i samsvar med denne isoleres ved bruk av konvensjonelle pakkere eller liknende, og et stimuleringsfluid som inneholder gel, syrer, sandslam eller liknende blir pumpet gjennom brønnhullet inn i den isolerte delen av formasjonen. Det trykkisolerte stimuleringsfluidet presser mot formasjonen med en veldig stor kraft for å etablere og utvide sprekker i formasjonen.
Fremgangsmåter basert på trykk er også blitt brukt, som involverer introduksjon av stimuleringsfluid, som inneholder syre, til formasjoner ved et trykk som er høyere enn formasjonstrykket (men ikke så høyt som fluidtrykket i fremgangsmåtene basert på frakturering), som forårsaker at fluidet infiltreres i porene i formasjonen og reagerer med formasjonen for å forstørre porene.
I disse fremgangsmåtene er skum-avledning ofte brukt, hvor skum dannes og brukes for å plugge igjen porene i formasjonen og dermed bidrar til at fluidet spres over et relativt større overflateområde i formasjonen. Fram til i dag er konvensjonelt skumutstyr ofte 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 disseøker de påkrevde trykkene for å behandle brønnen betydelig. Videre, ved bruk av vanlige prosedyrer, sendes et skum generert ved overflaten gjennom den samme ledningen som de andre fluidene. Dersom skum behøves, kan det derfor ikke introduseres inn i formasjonen før alle fluidene som tidligere er brukt, er fjernet fra brønnhullet. Gassen inn i skumgeneratoren kan endres, men denne endringen vil ikke inntreffe før alle tidligere leverte skum fjernes fra brønnhullet. Dette er selvfølgelig meget tidkrevende.
US patentskrift 4,730,676 beskriver en skumgenerator for bruk i formasjoner, der skum produseres inne i produksjonsrøret, som deretter pumpes ned gjennom produksjonsrørstrengen 88 og drives ut gjennom enden av samme. En gass injiseres ned gjennom produksjonsstrengen, mens ei væske pumpes ned gjennom ringrommet. En innsnevring 52 danner et lavtrykksområde, inne i produksjonsrørstrengen, som tjener til å trekke væsken inn i skumproduksjonskammeret 48, der turbulensen danner skummet, inne i produksjonsrørstrengen. Skummet pumpes deretter ut av den nedre enden av produksjonsrørstrengen 88.
Oppfinnelsen
Vi har nå funnet opp en forbedret fremgangsmåte for stimulering av en brønn, hvor de ovenfor beskrevne problemene er dempet eller overvunnet.
Mer konkret angår foreliggende oppfinnelse som beskrevet i patentkrav 1.
Et apparat for å stimulere en borehullsformasjon, omfatter et flertall av sprøytedyser arrangert til å bli anbrakt med mellomrom til formasjonsveggen for å danne et ringrom mellom dysene og formasjonen, en pumpe for å pumpe et fluid direkte inn i ringrommet, en pumpe for å pumpe et fluid gjennom dysene og inn i ringrommet, midler for å styre trykket til det første av fluidene slik at fluidet tømmes ut i ringrommet men ikke strømmer inn i formasjonen, midler for å styre trykket hos det andre fluidet slik at det passerer fra ringrommet og inn i formasjonen, og midler for å øke trykket til det første fluidet slik at det blander seg med det andre fluidet og genererer skum før blandingen passerer mot formasjonen, hvor minst et av fluidene omfatter en syre for å stimulere formasjonen.
For at oppfinnelsen skal forstås i større grad, henvises det til de vedlagte tegningene, hvor:
Fig. 1 er et utsnitt av et fraktureringssystem for bruk i samsvar med 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 for bruk i samsvar med foreliggende oppfinnelse, 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 for bruk i den 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 for bruk i samsvar med foreliggende
oppfinnelse er vist installert i et underjordisk, hovedsakelig vertikalt-strekkende brønnhull 10 som gjennomborer en hydrokarbonproduserende undergrunns formasjon 12. Et hus 14 strekker seg fra bakken (ikke vist) inn i brønnhullet 10 og ender over formasjonen. Stimuleringssystemet omfatter en arbeidsstreng 16 i form av en rørleder eller en rørspiral, som også strekker seg fra bakken og gjennom huset 14. Arbeidsstrengen 16 kan være plassert rett over den nedre enden av huset 14 eller kan strekke seg lengre, eller under, enden av huset 14, som vist i fig. 1. En ende av arbeidsstrengen 16 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 gjennomgående åpninger 22 maskinert gjennom stussens vegg som danner utløpsdyser som er beskrevet i detalj senere.
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 en gass, slik som nitrogen eller karbondioksid.
Ventilstussen 26 er normalt lukket for å forårsake en gasstrøm til å tømmes fra sprøytestussen 22. Ventilstussen 26 er valgfri og er hovedsakelig påkrevet for å tillate reverserende sirkulasjonsprosesser i nødstilfeller, slik som ved screenout, 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. Flere ulike typer fluid pumpes inn i ringrommet 28 fra bakken, av grunner som vil bli beskrevet.
De respektive aksene til sprøytestussen 20 og ventilstussen 26 strekker seg vesentlig vertikalt i brønnhullet 10. Når gassen 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 ved 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 fig. 3. Gassen tilføres fra arbeidsstrengen 16, entrer huset 30, 32 og slipper ut gjennom åpningene 22, med utløpsmønstret i form av ei skive som strekker seg rundt huset 30.
Dersom gassen introduseres inn i arbeidsstrengen 16, og tømmes ut gjennom åpningen 22 ved et relativt høyt trykk under betingelsene som vil bli beskrevet, oppnås en sprøyteeffekt. Dette danner et relativt høyt differanse-utløpstrykk, som akselererer stimuleringsfluidet i ringrommet 28 til en relativt høy hastighet. På denne måten blir det dannet en relativt høy skjærspenning mellom gassen som er frigjort og fluidet i ringrommet 28. Denne høye skjærspenningen forårsaker utviklingen av et skum med høy kvalitet in situ, avgrunner som vil bli beskrevet.
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 en 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 passasjen 42 til den andre enden av huset. Diameteren til passasjen 42 er større enn den til passasjen 44 for å danne en skulder mellom passasjene, og ei kule 46 strekker seg 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, slik 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 den foreliggende oppfinnelsen, er de fjernet fra fig. 1 for enkelthets skyld.
I drift senkes kula 46 inn i arbeidsstrengen 16, den passerer gjennom passasjen 42, og anbringes på skulderen mellom passasjene 42 og 44. En gass, slik som nitrogen eller karbondioksyd, pumpes ned arbeidsstrengen 16 og fluidtrykket bygger seg dermed opp i stussene 20 og 26. Denne pumpingen av gassen fortsetter til systemet er fylt opp, hvoretter den ved dette tidspunktet stanses.
Et forspylingsfluid pumpes ned i ringrommet 28 ved trykk mellom trykket til porene i formasjonen og bruddspenningen. Dette forspylingsfluidet fjerner karbonatene og/eller skyller vekk farlige mineraler fra brønnhullet 10 som ellers vil kunne forårsake utfelling når de kommer i kontakt med hydrogenfluorsyre i et senere trinn. Forspylingsfluidet kan være en syre, men behøver ikke være det.
Et stimuleringsfluid pumpes så ned i ringrommet 28 ved trykk ved reservoaret 12 mellom poretrykket og bruddspenningen. Stimuleringsfluidet kan være i form av en konvensjonell syre som er brukt i trykk- eller matriks-syrebehandling («squeezing or matrix acidicing»), sammen med andre ulike kjente additiver. Typiske syrer omfatter mineralsyrer eller organiske syrer, slik som saltsyre, fluorkiselsyre, maursyre eller eddiksyre, eller en blanding av disse. Stimuleringsfluidet reagerer med formasjonen, for slik å forårsake frakturering og sammentrykking, som på konvensjonell måte.
Et etterspylingsfluid pumpes så ned i ringrommet 28 for å skylle hydrogenfluorsyren ut fra brønnhullet. Dette etterspylingsfluidet er hovedsakelig ikke-surt, og kan inneholde skumagenter av grunner som vil bli beskrevet. Det skal bemerkes at i det ovenfor beskrevne, kan noe avgassen være tilstede i arbeidsstrengen 16 nært eller ved dennes ende, og noe av gassen kan ha lekket inn i ringrommet 28 som et resultat av fylling av systemet, som beskrevet ovenfor. Denne gassen har en konsentrasjon eller trykk for å unngå fluidene ovenfor i å stige opp i arbeidsstrengen 16, men er ikke høyt nok i konsentrasjon til å danne et viskøst skum når den blandes med fluidet ved åpningene 22 i sprøytestussen 20.
Etter en forhåndsbestemt pumping av etterspylingsfluidet, initieres et diversjonstrinn for å sikre at fluidet er spredt over et relativt stort overflateområde av formasjonen. Til slutt initieres pumpehastigheten til gassen inn i arbeidsstrengen 16 og gjennom åpningene 22 ved en økt hastighet sammenliknet med den initielle fyllingen av systemet, som beskrevet ovenfor. Ett av de følgende trinn tas for å sikre at skummet er dannet i ringrommet 28 ved eller under sprøytestussen 20 når gassen som slipper utfra åpningene 22 blandes med etterspylingsfluidet i ringrommet 28: 1 differensialtrykket til gassen ovenfor åpningene 22 vil være stort nok til å danne et homogent skum
2 en skumagent tilføres fluidet; og/eller
3 gass-til-væske-forholdet vil være stort nok til å danne et viskøst skum.
Skummet som på denne måten dannes dirigeres mot formasjonen og tvinges inn i porene i denne, danner så en barriere slik at fluidene i det neste trinnet, eller syklusen, som vil bli beskrevet, omdirigeres til andre ubehandlede deler av formasjonen.
I løpet av dette diversjonstrinnet, overvåkes trykkøkninger eller trykkminskninger som oppstår ved reservoarflaten 12 ved overflaten. Endringer av overflaten kan gjøres med tanke på enten fluid- eller gasshastigheten for å endre skummet i brønnhullet sin viskositet for filtreringstap og trinnstørrelser.
I det denønskete diversjonen er fullført, repeteres trinnene ovenfor i en annen syklus og de ovenfor nevnte barrierene dannet av skummet forårsaket av diversjonen gjør det mulig at fluidet, og spesielt stimuleringsfluidet, spres over et relativt stort overflateområde hos formasjonen. Dermed genereres skummet in situ etter behov og hovedsakeligøyeblikkelig, i samsvar med det foregående.
Den akselererte gasstrømmen kan beregnes om følger:
Anta at Q er kvalitet, Vg er den volumetriske strømningshastigheten til gass ved et bestemt trykk (i dette eksemplet ignoreres påvirkning fra trykk og gassutvidelse for enkelthets skyld; og disse kan inkluderes i fremtiden ved bruk av vanlig ingeniørkunnskap) og VI er væskehastighet; Vgl er gasshastigheten ved Ql, og Vg2 ved Q2; og dV er lik (Vg2 - Vgl), så, ved å vite at Vg =
(Q<*>V1) / (1-Q), kan den eventuelle gasstrømmen beregnes ved Q2; som er Vg2 = (Q2<*>V1) / (1-Q2). For å danne brønnhullets trinnendring og levere volumet relativt raskt, er dette volumet VADD = dV<*>VPIPE/Vg2; hvor VPIPE er det totale volumet til ledningen som frakter gass. VADD må leveres i tillegg til Vg2 så raskt som mulig.
Etter operasjonene over, dersom det er ønsket å rense ut oppbrukt syre eller fremmede materialer, slik som produksjonsavfall, masse fra røret etc, fra brønnhullet 10, arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26, reduseres trykket hos stimuleringsfluidet i arbeidsstrengen 16 og et rensefluid, slik som vann, introduseres inn i ringrommet 28 med et relativt høyt trykk. Etter å ha nådd en dybde i brønnhullet 10 mellom 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 renser ut det fremmede materialet inne i arbeidsstrengen 16, stussene 20 og 26 og brønnhullet 10.
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 undergrunns 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 undergrunnsformasjonen 52. Som i den forrige utførelsesformen strekker huset 14 seg fra bakkeoverflaten inn i brønnhullsseksjonen 50a.
Stimuleringssystemet i fig. 4 omfatter en arbeidsstreng 56, i form av rørledning eller spiralrør, som strekker seg fra bakkeoverflaten, plassert ved den nedre delen av huset 14. Som i den forrige utførelsesformen introduseres gass, slik som nitrogen, inn enden av arbeidsstrengen 56 ved bakkeoverflaten (ikke vist); mens en stimuleringsvæske, som beskrevet ovenfor, pumpes inn i ringrommet til brønnhullet 50. En ende av den rørformete sprøytestussen 20 er koblet til den andre enden av arbeidsstrengen 56 på måten beskrevet over for å motta og slippe ut gass inn i brønnhulls-seksjonen 50b og inn i formasjonen 52 på måten beskrevet ovenfor. Ventilstussen 26 er koblet til den andre enden av sprøytestussen 20 og styrer strømmen av gass gjennom sprøytestussen på måten beskrevet ovenfor. De respektive aksene til sprøytestussen 20 og ventilstussen 26 strekker seg hovedsakelig horisontalt i brønnhulls-seksjonen 50b, slik at når gassen pumpes gjennom arbeidsstrengen 56, entrer den det indre av ventilstussen 20 og slippes ut, hovedsakelig radiell eller vinklet retning gjennom brønnhulls-seksjonen 50b og mot formasjonen 52, for å danne et skum med gassen i brønnhullet 50. Den horisontale eller avvikende seksjonen til brønnhullet er avsluttet med åpent hull og operasjonen av denne utførelsesformen er identisk med den i fig. 1. Det skal forstås dit hen at selv om brønnhulls-seksjonen 50b er slik at den hovedsakelig strekker seg horisontalt i fig. 4, er utførelsesformen ovenfor like anvendelig for brønnhull som strekker seg med en vinkel i forhold til horisontalen.
I forbindelse med formasjoner hvor brønnhullene strekker seg over relativt lange avstander, enten vertikalt, horisontalt eller i en vinkel, kan sprøytestussen 20, ventilstussen 26 og arbeidsstrengen 56 initielt plasseres i bunnseksjonen (det vil si den fjerneste seksjonen fra bakkeoverflaten) hos brønnen. Syrebehandlingen og trykkprosessen beskrevet over kan så gjentas en rekke ganger gjennom den horisontale brønnhulls-seksjonen, slik som hver trettiende til sekstiende meter.
Utførelsesformen i fig. 5 likner den i fig. 1 og utnytter mange av de samme komponentene hos de sistnevnte utførelsesformene, hvor komponentene er gitt de samme henvisningstallene. I utførelsesformene i fig. 5 er et hus 60 fremskaffet, som strekker seg fra bakkeoverflaten (ikke vist) inn i brønnhullet 10 dannet i formasjonen 12. Huset 60 strekker seg i hele lengden til den delen av brønnhullet hvor arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26 strekker seg. På denne måten strekker huset 60, likesom aksene til stussene 20 og 26, seg hovedsakelig vertikalt. Huset 60 må enten være perforert på forhånd eller perforert ved bruk av konvensjonelle midler, eller den kan vannsprøytes med sand ved bruk av sprøytestussen 20. Inne i huset 60 kan trådsiler valgfritt være installert og pakket med grus på en kjent måte. Så initieres operasjonen beskrevet i forbindelse med utførelsesformene i fig. 1-3 ovenfor, og blandingen av stimuleringsfluid og skummet gass slippes ut ved en relativt høy hastighet gjennom åpningen 22, gjennom den ovenfor nevnte åpningen i huset 60 og mot huset 60 for å generere skum og trykke det sammen på måten beskrevet over. Ellers er operasjonen av utførelsesformen i fig. 5 identisk til de i fig. 1-4.
Utførelsesformen i fig. 6 likner den i fig. 4 og utnytter mange av de samme komponentene som i de sistnevnte utførelsesformene, hvor komponentene er gitt de samme henvisningstallene. I
utførelsesformene i fig. 6 er et hus 62 fremskaffet, som strekker seg fra bakkeoverflaten (ikke vist) inn i brønnhullet 50 dannet i formasjonen 52. Huset 62 strekker seg i hele lengden til den delen av brønnhullet hvor arbeidsstrengen 16 og stussene 20 og 26 er plassert. På denne måten har huset 62 en hovedsakelig vertikal seksjon 62a og en hovedsakelig horisontal seksjon 62b som strekker seg henholdsvis i brønnhulls-seksjonene 50a og 50b. Stussene 20 og 26 er plassert i husseksjonen 62b og deres respektive akser strekker seg vesentlig horisontalt. Husseksjonen 62b må enten være preperforert eller perforert ved bruk av konvensjonelle midler; eller den kan blåses med sand ved bruk av sprøytestussen 20. På innsiden av husseksjonen 62b kan etter ønske trådsiler være installert og fylt med grus på en måte som er velkjent teknikk. Når stimuleringsoperasjonen som beskrevet i forbindelse med utførelsesformene i fig. 1-3 over, initieres med blandingen av stimuleringsfluid og gassutslipp ved en relativt høy hastighet, gjennom de ovenfor nevnte åpningene i huset 62 og mot formasjonen 12 for å trykkfrakturere på måten som beskrevet ovenfor. Ellers er operasjonen av utførelsesformen i fig. 6 identisk til de i fig. 1-3.
Det skal forstås at variasjoner kan gjøres i det ovenstående uten å forlate oppfinnelsestanken. For eksempel selv om teknikken var beskrevet i forbindelse med en prosess for å matriks-syrebehandle sandsteinsreservoarer, skal det forstås dit hen at det ikke er begrenset til syrebehandling av sandstein med hydrogenfluorsyre, og kan bli brukt med karbonat-matriks syrebehandling med andre typer syrer som er kompatible med karbonatreservoarer. Ulike andre fluider kan også brukes i ringrommet 28, inkludert rene stimuleringsfluider, fluider som kjemisk styrer leirestabiliteten og rene lavkostnads fluider. Videre kan væskene injiseres gjennom arbeidsstrengen 16 mens gassen pumpes inn i ringrommet 28. Videre kan det avgjøres at fyllingen av reaktive fluid, slik som syrene, kan oppdages ved andre posisjoner i brønnen. For å gjøre dette, kan posisjonen til sprøytestussen 20 være langt under huset 14 som vist i fig. 1. Videre kan de ovenfor nevnte forspylinger og etterspylinger være syrebaserte eller ikke syrebaserte.
Gassen kan også forhåndsblandes med enkelte væsker føre de entrer arbeidsstrengen av mange grunner, slik som kostnadsreduksjoner ogøkning av hydrostatisk trykk. Videre kan påfyllingen av stimuleringsvæske varieres innenfor oppfinnelsestanken. Videre kan den spesielle retningen til brønnhullet variere fra fullstendig vertikalt til fullstendig horisontalt. Videre kan åpningene 22 i stussen 20 være erstattet av separat installerte sprøytedyser av fremmede materialer slik som karbidblandinger for økt holdbarhet.
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 (11)
1. Framgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon,karakterisert vedå omfatte å plassere en arbeidsstreng (16) omfattende et antall åpninger (22) i avstand fra veggen av formasjonen for å danne et ringrom mellom åpningene (22) og formasjonen, å pumpe et første fluid direkte inn i ringrommet, å pumpe en gass ned gjennom arbeidsstrengen (16) og deretter øke trykket av gassen slik at den blandes med det første fluidet under dannelse av et skum etter at gassen er presset ut gjennom åpningene (22) inn i ringrommet, idet skummet passerer mot formasjonen, idet det første fluid omfatter en syre for å stimulere formasjonen.
2. Framgangsmåte ifølge patentkrav 1,karakterisert vedat trinnet av å øke trykket danner et utmatingstrykk for gassen tilstrekkelig til å akselerere det første fluid inn i ringrommet med en hastighet tilstrekkelig til å danne et skum.
3. Framgangsmåte ifølge patentkrav 1 eller 2,karakterisert vedvidere å omfatte å innføre et forspylingsfluid i ringrommet samt å innføre et etterspylingsfluid i ringrommet.
4. Framgangsmåte ifølge patentkrav 3,karakterisert vedat forspylingsfluidet blir innført før trinnet av å øke trykket mens etterspylingsfluidet blir innført etter forspylingsfluidet og før trinnet av å øke trykket.
5. Framgangsmåte ifølge et hvilket som helst av patentkravene 1 til 4,karakterisert vedat syren reagerer med veggen av formasjonen og danner kanaler.
6. Framgangsmåte ifølge et hvilket som helst av patentkravene 1 til 5,karakterisert vedogså å omfatte å endre trykket av gassen for å avslutte eller øke dannelsen av skum.
7. Framgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat det første fluidet er et stimuleringsfluid slik at stimuleringsfluidet blander seg med gassen under dannelse av et skum før skummet passerer mot formasjonen, for å bli presset inn i porene av formasjonen.
8. Framgangsmåte ifølge krav 7,karakterisert vedat en kombinasjon av ulike syrer og fluider uten syre blir benyttet for effektivt å behandle formasjonen.
9. Framgangsmåte ifølge krav 7 eller 8,karakterisert vedat stimuleringsfluidene reagerer med formasjonen for å danne kanaler i formasjonsveggen.
10. Framgangsmåte ifølge krav 7, 8 eller 9,karakterisert vedat skummet dannes nede i hullet ved behov, for å bli benyttet til å omdirigere påfølgende behandlingsfluider til andre lokasjoner i brønnhullet.
11. Framgangsmåte ifølge et hvilket som helst av patentkravene 7 til 10,karakterisert vedat skumkvaliteten blir regulert fra overflaten etter behov.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/966,630 US6725933B2 (en) | 2001-09-28 | 2001-09-28 | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20024319D0 NO20024319D0 (no) | 2002-09-10 |
NO20024319L NO20024319L (no) | 2003-03-31 |
NO334015B1 true NO334015B1 (no) | 2013-11-18 |
Family
ID=25511664
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20024319A NO334015B1 (no) | 2001-09-28 | 2002-09-10 | Framgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6725933B2 (no) |
EP (1) | EP1298282B1 (no) |
CN (1) | CN100482918C (no) |
AU (1) | AU2002300842B2 (no) |
BR (1) | BR0203939B1 (no) |
CA (1) | CA2405608C (no) |
DE (1) | DE60236130D1 (no) |
DK (1) | DK1298282T3 (no) |
MX (1) | MXPA02009367A (no) |
NO (1) | NO334015B1 (no) |
Families Citing this family (66)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6938690B2 (en) * | 2001-09-28 | 2005-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation |
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 |
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 |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US8151874B2 (en) | 2006-02-27 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal recovery of shallow bitumen through increased permeability inclusions |
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 |
US9915131B2 (en) * | 2007-03-02 | 2018-03-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods using fluid stream for selective stimulation of reservoir layers |
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 |
US7640975B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control for increased permeability planes in unconsolidated formations |
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 |
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 |
WO2009113839A1 (ru) * | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Sissembayev Kuanysh Djoljanovi | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости |
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 |
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 |
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 |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8276675B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-10-02 | 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 |
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 |
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 |
US8267172B2 (en) * | 2010-02-10 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for determining position within a wellbore |
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 |
US8985902B2 (en) | 2011-08-16 | 2015-03-24 | Golder Associates, Inc. | System and method for treating an excavation activity |
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 |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
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 |
US20140041859A1 (en) * | 2012-08-08 | 2014-02-13 | Blackhawk Specialty Tools, Llc | Reversible ported sub assembly |
CN102979497A (zh) * | 2012-11-20 | 2013-03-20 | 中国石油大学(北京) | 不动管柱式无封隔器滑套水力喷射脉动酸压装置及方法 |
US9562425B2 (en) | 2012-12-18 | 2017-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing |
CN103244083B (zh) * | 2013-04-25 | 2015-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泡沫辅助水力喷砂射孔工艺管柱及方法 |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
WO2015038153A1 (en) | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancenment of complex fracture networks in subterranean formations |
WO2015156755A1 (en) | 2014-04-07 | 2015-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for using cement slurries in hydrajetting tools |
GB2537317B (en) | 2014-04-07 | 2020-02-12 | Halliburton Energy Services Inc | Soil and rock grouting using a hydrajetting tool |
US20160341017A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods Using Viscoelastic Surfactant Based Abrasive Fluids for Perforation and Cleanout |
US10619470B2 (en) * | 2016-01-13 | 2020-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-pressure jetting and data communication during subterranean perforation operations |
CN106968648A (zh) * | 2017-03-14 | 2017-07-21 | 咸阳川庆鑫源工程技术有限公司 | 一种耐磨非金属双螺旋水力喷射器 |
US10875209B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-12-29 | Nuwave Industries Inc. | Waterjet cutting tool |
CA3069503A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for deep reservoir stimulation using acid-forming fluids |
WO2019140111A1 (en) * | 2018-01-10 | 2019-07-18 | Freedom Chemical Technologies, Llc | Oil well tool system and apparatus |
US11002108B2 (en) * | 2018-02-26 | 2021-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for smart multi-function hole cleaning sub |
CN110644960A (zh) * | 2019-09-02 | 2020-01-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田注水井储层在线分流酸化施工参数的优化方法 |
US11661825B2 (en) * | 2020-06-03 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Hybrid stimulation tool and related methods |
CN112832702B (zh) * | 2021-02-04 | 2022-04-08 | 西南石油大学 | 一种泡沫排水采气-冲砂一体化装置及其工艺 |
Family Cites Families (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1221162A (en) * | 1913-05-27 | 1917-04-03 | J P Eustis Mfg Company | Pneumatically-operated musical instrument. |
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 |
US4480696A (en) * | 1982-10-25 | 1984-11-06 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
US4730676A (en) | 1982-12-06 | 1988-03-15 | Halliburton Company | Downhole foam generator |
US4480694A (en) * | 1982-12-27 | 1984-11-06 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean reservoirs |
US4453596A (en) | 1983-02-14 | 1984-06-12 | Halliburton Company | Method of treating subterranean formations utilizing foamed viscous fluids |
US4554082A (en) * | 1984-01-20 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
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. |
FR2666621B1 (fr) * | 1990-09-12 | 1993-05-14 | Schlumberger Cie Dowell | Produit et procede pour la diversion d'acide dans le traitement de formations souterraines. |
US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
US5335724A (en) * | 1993-07-28 | 1994-08-09 | Halliburton Company | Directionally oriented slotting method |
US5392859A (en) * | 1993-12-02 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Acid stimulation process for production from subterranean formations |
US5445220A (en) * | 1994-02-01 | 1995-08-29 | Allied Oil & Tool Co., Inc. | Apparatus for increasing productivity by cutting openings through casing, cement and the formation rock |
US5499678A (en) | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
US5765756A (en) * | 1994-09-30 | 1998-06-16 | Tiw Corporation | Abrasive slurry jetting tool and method |
US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
US6439310B1 (en) | 2000-09-15 | 2002-08-27 | Scott, Iii George L. | Real-time reservoir fracturing process |
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 |
US6719054B2 (en) * | 2001-09-28 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US6662874B2 (en) * | 2001-09-28 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
-
2001
- 2001-09-28 US US09/966,630 patent/US6725933B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-09-02 AU AU2002300842A patent/AU2002300842B2/en not_active Ceased
- 2002-09-09 DK DK02256223.5T patent/DK1298282T3/da active
- 2002-09-09 DE DE60236130T patent/DE60236130D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-09 EP EP02256223A patent/EP1298282B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 NO NO20024319A patent/NO334015B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-09-24 CN CNB02143249XA patent/CN100482918C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-25 MX MXPA02009367A patent/MXPA02009367A/es active IP Right Grant
- 2002-09-26 BR BRPI0203939-7A patent/BR0203939B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-09-27 CA CA002405608A patent/CA2405608C/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-06-26 US US10/607,348 patent/US6779607B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2405608C (en) | 2009-03-10 |
EP1298282B1 (en) | 2010-04-28 |
US6725933B2 (en) | 2004-04-27 |
NO20024319L (no) | 2003-03-31 |
DE60236130D1 (de) | 2010-06-10 |
BR0203939B1 (pt) | 2012-11-27 |
NO20024319D0 (no) | 2002-09-10 |
EP1298282A2 (en) | 2003-04-02 |
US20040089452A1 (en) | 2004-05-13 |
EP1298282A3 (en) | 2004-01-07 |
CA2405608A1 (en) | 2003-03-28 |
AU2002300842B2 (en) | 2008-02-14 |
DK1298282T3 (da) | 2010-07-12 |
CN100482918C (zh) | 2009-04-29 |
US20030062162A1 (en) | 2003-04-03 |
US6779607B2 (en) | 2004-08-24 |
BR0203939A (pt) | 2003-05-13 |
MXPA02009367A (es) | 2004-08-12 |
CN1425847A (zh) | 2003-06-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334015B1 (no) | Framgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon | |
NO328819B1 (no) | Framgangsmate for behandling av hydrokarbonkilder | |
NO328818B1 (no) | Framgangsmate for frakturering av hydrokarbonkilder | |
AU644764B2 (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
US20030234106A1 (en) | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation | |
BRPI0509063B1 (pt) | método de completar um poço em uma formação subterrânea | |
NO322887B1 (no) | Fremgangsmate til frakturering av underjordiske formasjoner | |
US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
RU2720038C1 (ru) | Способ разрушения пробки в скважине | |
US7290608B2 (en) | Method and system for pumping in an oil well | |
RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2081296C1 (ru) | Способ укрепления призабойной зоны газовой скважины, сложенной слабосцементированными коллекторами, и устройство для его осуществления | |
US20120073820A1 (en) | Chemical Injector for Wells | |
US2549728A (en) | Means for acidizing gas wells | |
JP7468902B2 (ja) | 井戸修復方法 | |
NO853394L (no) | Anordning for aa sperre et borehull ved boring etter oljekilder e.l. | |
RU2188304C1 (ru) | Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин | |
RU2000125925A (ru) | Способ гидроразрыва пластов в скважинах | |
RU2686936C1 (ru) | Устройство для повышения нефтеотдачи пластов скважин | |
CN111322021A (zh) | 一种解除砂堵的反冲砂方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |