NO341120B1

NO341120B1 - System, well operation tool and method of well operation

Info

Publication number: NO341120B1
Application number: NO20140569A
Authority: NO
Inventors: Kristian Brekke; Jarid Shawd
Original assignee: Interwell As
Priority date: 2014-05-05
Filing date: 2014-05-05
Publication date: 2017-08-28
Also published as: NO20140569A1; WO2015169676A3; WO2015169676A2

Description

Oppfinnelsen omhandler et fraktureringssystem, et brønnoperasjonsverktøy og en fremgangsmåte for å utvinne olje og gass. The invention relates to a fracturing system, a well operation tool and a method for extracting oil and gas.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Behovet for naturlig olje og gass har økt signifikant de siste årene, noe som har gjort lav-produserende olje- og gassreservoarer økonomisk gjennomførbare. Hydraulisk frakturering spiller en viktig rolle i denne type energiutvinning over hele verden. Over mange tiår har et flertall ulike teknologier blitt benyttet for å fremme metoder for å produsere ressurser fra olje- og gassbrønner. Lange horisontale brønner med flere fraktureringer er én prosess som er mye brukt for å fremme utvinning av olje og gass fra brønner. Denne prosessen starter etter at en brønn har blitt boret og kompletteringen har blitt installert i brønnen. Flertrinns-frakturering er en fremgangsmåte som medfører pumping av store mengder trykksatt vann eller gele, en proppant og/eller kjemikalier inn i borehullet for å lage atskilte multiple fraktureringer i reservoaret langs borehullet. The need for natural oil and gas has increased significantly in recent years, which has made low-producing oil and gas reservoirs economically feasible. Hydraulic fracturing plays an important role in this type of energy extraction worldwide. Over many decades, a majority of different technologies have been used to advance methods of producing resources from oil and gas wells. Long horizontal wells with multiple fracturing rings are one process that is widely used to promote the recovery of oil and gas from wells. This process starts after a well has been drilled and the completion has been installed in the well. Multistage fracturing is a process that involves pumping large quantities of pressurized water or gel, a proppant and/or chemicals into the borehole to create separate multiple fracturing in the reservoir along the borehole.

Én av de avanserte teknologiske metodene som benyttes er simultan proppant-frakturering av mange frakturer i én pumpeoperasjon. Denne metoden innebærer bruk av proppant for å forhindre at frakturene lukker seg. Denne metoden kan imidlertid vanligvis forårsake ujevn fordeling av proppant mellom frakturene, noe som vil redusere effektiviteten til fraktureringssystemet. Som et resultat kan denne metoden også forårsake at frakturer sprer seg til områder som er utenfor målområdet for reservoaret. En slik metode kan derfor være ineffektiv og upålitelig. I beskrivelsen er det benyttet ulike begreper for å frakturere, men som skal forstås å ha den samme betydningen, slik som frakke og frakturering. One of the advanced technological methods used is simultaneous proppant fracturing of many fractures in one pumping operation. This method involves the use of proppant to prevent the fractures from closing. However, this method can usually cause uneven distribution of proppant between the fractures, which will reduce the efficiency of the fracturing system. As a result, this method can also cause fractures to propagate to areas outside the target area of the reservoir. Such a method can therefore be ineffective and unreliable. In the description, different terms are used for fracturing, but which should be understood to have the same meaning, such as coat and fracturing.

I tillegg innebærer vanligvis proppant-frakturering flere trinn og det kreves mange verktøy for en vellykket gjennomføring. Denne metoden som tillater jevn fordeling av proppants mellom frakturer, avhenger i stor grad av settingen av plugger mellom fraktureringstrinnene eller å benytte frakke-baller av økende størrelse. I disse metodene settes plugger enten etter at hver frakturering har blitt perforert og pumpet, eller så slippes frakke-baller fra overflaten for suksessivt å åpne fraktureringsventiler anordnet langs brønnen. For hvert trinn slippes baller med ulik diameter (dvs. at en starter med ballene med minst diameter) ned i brønnen som korresponderer med et spesifikt fraktureringventilsete. Ved et punkt i brønnen vil ikke ballen lenger passere gjennom på grunn av en minking i brønndiameteren. Når ballen er på plass kan fraktureringen begynne. Etter fraktureringen må pluggene gjennombores og ballene må samles sammen. Med hvert fraktureringstrinn ved setting av plugger, benyttes det mye tid og energi på tripping ut av hullet mellom trinnene og gjennomboring av pluggene. Dessuten så er landbaserte rigger vanligvis leid på dagbasis, så alle forsinkelser kan medføre økte kostnader. I tillegg er kun 12-15 ulike fraktureringstrinn mulig med ballmetoden før en innskrenking i strømningsareal, som et resultat av baller med liten diameter, gjør fraktureringen vanskelig på grunn av store trykktap. In addition, proppant fracturing usually involves several steps and many tools are required for successful completion. This method, which allows for even distribution of proppants between fractures, largely depends on the setting of plugs between fracturing stages or using casing balls of increasing size. In these methods, plugs are either inserted after each fracturing has been perforated and pumped, or casing balls are dropped from the surface to successively open fracturing valves located along the well. For each step, balls of different diameters (ie starting with the balls with the smallest diameter) are dropped into the well that corresponds to a specific fracturing valve seat. At a point in the well, the ball will no longer pass through due to a reduction in the well diameter. Once the ball is in place, fracturing can begin. After fracturing, the plugs must be pierced and the balls must be collected together. With each fracturing step when setting plugs, a lot of time and energy is used tripping out of the hole between the steps and drilling the plugs. In addition, land-based rigs are usually hired on a daily basis, so any delays can lead to increased costs. In addition, only 12-15 different fracturing steps are possible with the ball method before a restriction in flow area, as a result of small diameter balls, makes fracturing difficult due to large pressure losses.

Et fraktureringssystem hvor bruken av multiple ball seter med ulik størrelse unngås, er vist i US 2013/0248189 Al. A fracturing system where the use of multiple ball seats of different sizes is avoided is shown in US 2013/0248189 Al.

Annen kjent teknikk er US 2013/0081817 Al som viser en brønnserviceanordning for frakturering med faststående fraktureringshylser i hver sone av interesse. Another prior art is US 2013/0081817 A1 which shows a well service device for fracturing with fixed fracturing sleeves in each zone of interest.

Med bakgrunn i kjent teknikk, er det fortsatt et behov for et forbedret system og fremgangsmåte for frakturering av olje- og gassbrønner. With a background in prior art, there is still a need for an improved system and method for fracturing oil and gas wells.

Et formål med oppfinnelsen er derfor å tilveiebringe et forbedret fraktureringssystem, og tilhørende fremgangsmåte for benyttelse av systemet, som eliminerer behovet for ballseter og baller med ulik størrelse. An object of the invention is therefore to provide an improved fracturing system, and associated method for using the system, which eliminates the need for ball seats and balls of different sizes.

Et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen er å muliggjøre frakturering fra hælen til tåa i brønnen. Another purpose of the present invention is to enable fracturing from the heel to the toe in the well.

Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention

Oppfinnelsen er beskrevet i de selvstendige kravene, mens de uselvstendige kravene beskriver andre karakteristikker ved oppfinnelsen. The invention is described in the independent claims, while the non-independent claims describe other characteristics of the invention.

Det krevde systemet tilveiebringer mange fordeler i tillegg til de beskrevet over: The claimed system provides many advantages in addition to those described above:

• Ubegrenset horisontal brønnlengde fordi systemet ikke krever intervensjon, • Unlimited horizontal well length because the system does not require intervention,

• Ubegrenset antall fraktureringstrinn fordi det tillates én fraktur per trinn (også kjent som 'punktfrakturering'). Dette muliggjør kontroll av individuelle fraktureringsområder og fleksibilitet i forhold til avstand mellom frakturer og brønnlengde. Det beskrevne systemet og fremgangsmåten har ingen tekniske begrensninger for de individuelle frakturene. Som et resultat av at kompleksiteten og kostnaden er flyttet fra fraktureringshylsen til fraktureringsverktøyet, er kostnaden per fraktureringstrinn betydelig redusert. Dette skiller seg fra de kjente løsningene 'Plugg og Perforer (P&P)' og 'Ball-slippmetoder med baller av mange størrelser'. • Det vil oppleves mindre fraktureringsklemming (Eng. less fracture pinching) sammenlignet med Plugg og Perforer (P&P) fordi frakturene ikke forskyves i prosessen under nedpumping av broplugger. Sammenlignet med 'Plugg og Perforer'-metoder og tradisjonelle fraktureringshylsesystemer tilveibringer det beskrevne systemets tilbakestrømningskontroll av proppants at proppant-konsentrasjon i frakturen nærme borehullet er uskadet, hvilket reduserer risikoen for fraktureringsklemming, • Maksimal fraktureringskapasitet oppnås med full borehullsdiameter sammenlignet med systemet for slipping/dropping av baller med mange størrelser, et system som vil medføre at fraktureringsområder som dannes nærme tå-delen til brønnen reduseres, • Re-frakturering er mulig ved bruk av kveilerør eller ved å pumpe ned vaierlineverktøy for å isolere og manuelt åpne/lukke fraktureringshylser, • Bidrag fra borehullet mellom frakturer kan være viktig i naturlig frakturerte reservoarer. Dette muliggjøres ved å benytte spesielt konstruerte en-veis ringromsfraktureringspakninger, • Uten-bruk av intervensjon i fraktureringen frigjør kveilerør/vaierlineutstyr og personell. Det er imidlertid god praksis å ha en kveilerørsenhet i standby i tilfelle ikke-planlagte hendelser, • Full diameter borehullskomplettering, en av hovedkarakteristikkene til det beskrevne systemet, muliggjør, dersom nødvendig, muligheten for intervensjon både under og etter frakturering, • Ett-trinns installasjon og operasjon av fraktureringssystemet frigjør plass på riggen for boring og komplettering av andre brønner mens brønnen fraktureres og settes i stand for produksjon. Spesielt i offshore-områder med høye riggkostnader, gir dette et potensiale for betydelig kostnadsbesparelse, • "Screen out mitigation" er inkludert som en redundans. Dersom det nødvendige trykket for å initiere fraktureringen ikke kan overvinnes, eller dersom bunnhullstrykket kommer for nærme grensen, vil fraktureringsverktøyet avslutte det gjeldende fraktureringstrinnet og fortsette til det neste. Dersom «screen out» fortsatt oppstår, vil det være mulig å vaske ut borehullet med kveilerør og manuelt flytte fraktureringsverktøyet til den neste hylsen, • Kontroll på tilbakestrømningen av sand og proppant tilveiebringes ved å adskille fraktureringsåpningene og produksjonsåpningene. Etter at et fraktureringstrinn er fullført, stenges proppants bak den lukkede fraktureringsåpningen, og produksjonsåpningen utstyres med sandkontroll for å kunne inneholde proppant i ringrommet. Dette trekket tillater at systemet benytter scenarier slik som subsea-installasjoner hvor produksjon av faste stoffer er uakseptabelt. For mindre kritisk landproduksjon, vil det redusere behovet for harpiksbekledt proppant og nødvendig tid for opprenskning. Fraktureringssystemer tilgjengelige i dag benytter den samme åpningen/perforeringene til frakturering og produksjon og kan derfor ikke • Unlimited number of fracturing steps because one fracture is allowed per step (also known as 'point fracturing'). This enables control of individual fracturing areas and flexibility in relation to distance between fractures and well length. The described system and method have no technical limitations for the individual fractures. As a result of the complexity and cost being moved from the fracturing sleeve to the fracturing tool, the cost per fracturing step is significantly reduced. This differs from the well-known solutions 'Plug and Perforator (P&P)' and 'Ball drop methods with balls of many sizes'. • Less fracture pinching will be experienced compared to Plug and Perforate (P&P) because the fractures are not displaced in the process during pumping down of bridge plugs. Compared to 'Plug and Perforate' methods and traditional fracturing casing systems, the described system's proppant flowback control ensures that proppant concentration in the fracture close to the wellbore is undamaged, reducing the risk of fracturing jamming, • Maximum fracturing capacity is achieved at full borehole diameter compared to the slip/drop system of balls of many sizes, a system that will result in the reduction of fracturing areas that form near the toe of the well, • Re-fracturing is possible using coiled tubing or by pumping down wireline tools to isolate and manually open/close fracturing casings, • Contribution from the borehole between fractures can be important in naturally fractured reservoirs. This is made possible by using specially designed one-way annulus fracturing gaskets, • Without the use of intervention in the fracturing frees coil pipe/wireline equipment and personnel. However, it is good practice to have a coiled tubing unit on standby in case of unplanned events, • Full diameter borehole completion, one of the main characteristics of the described system, allows, if necessary, the possibility of intervention both during and after fracturing, • One-step installation and operation of the fracturing system frees up space on the rig for drilling and completing other wells while the well is fractured and set up for production. Especially in offshore areas with high rigging costs, this offers a potential for significant cost savings, • "Screen out mitigation" is included as a redundancy. If the required pressure to initiate fracturing cannot be overcome, or if the bottomhole pressure gets too close to the limit, the fracturing tool will terminate the current fracturing step and continue to the next. If "screen out" still occurs, it will be possible to wash out the borehole with coiled tubing and manually move the fracturing tool to the next casing, • Control of the backflow of sand and proppant is provided by separating the fracturing openings and the production openings. After a fracturing step is completed, proppant is closed behind the closed fracturing orifice and the production orifice is equipped with sand control to contain proppant in the annulus. This feature allows the system to utilize scenarios such as subsea installations where the production of solids is unacceptable. For less critical land production, it will reduce the need for resin-coated proppant and the time required for clean-up. Fracturing systems available today use the same opening/perforations for fracturing and production and therefore cannot

forhindre at proppant strømmer tilbake inn i borehullet under frakturering og produksjon. prevent proppant from flowing back into the borehole during fracturing and production.

Jevn opprenskning (Eng. clean-up) og produksjon kan oppnås ved å benytte ICD-teknologi muliggjort ved å adskille fraktureringsåpningene og Even clean-up and production can be achieved by using ICD technology made possible by separating the fracturing openings and

produksj onsåpningene. the production openings.

Oppfinnelsen omhandler et system, et brønnoperasjonsverktøy og en fremgangsmåte for frakturering av en brønn. Brønnoperasjonssystemet omfatter en indre hylse som har en første åpning og en ytre hylse som har en andre åpning, hvor den første åpningen og den andre åpningen i en operasjonell posisjon er tilpasset for å overlappe hverandre ved å danne en gjennomgående åpning som forløper gjennom den første åpningen og den andre åpningen fra en innside av den indre hylsen til utsiden av den ytre hylsen, hvor systemet The invention relates to a system, a well operation tool and a method for fracturing a well. The well operation system includes an inner sleeve having a first opening and an outer sleeve having a second opening, wherein the first opening and the second opening in an operational position are adapted to overlap each other by forming a through opening extending through the first opening and the second opening from an inside of the inner sleeve to the outside of the outer sleeve, where the system

- i en første posisjon, er tilpasset for å motta et brønnoperasjonsverktøy, - in a first position, is adapted to receive a well operation tool,

- i en andre posisjon, er tilpasset for å frakturere en brønn gjennom den gjennomgående åpningen fra en innside av brønnoperasjonsverktøy et gjennom den gjennomgående åpningen, hvor den gjennomgående åpningen dannes av bevegelse av den indre hylsen relativt den ytre hylsen, - i en tredje posisjon, er tilpasset for å stenge av den gjennomgående åpningen ved relativ bevegelse av de indre og ytre hylsene, og tillate nevnte brønnoperasjonsverktøy å frigjøres til en posisjon lenger ned i brønnen. - in a second position, is adapted to fracture a well through the through opening from an inside well operating tool through the through opening, where the through opening is formed by movement of the inner sleeve relative to the outer sleeve, - in a third position, is adapted to close off the through opening upon relative movement of the inner and outer sleeves, and allow said well operating tool to be released to a position further down the well.

Brønnoperasjonsverktøyet kan styres ved å benytte i det minste en første og en andre ball som har den samme diameteren, og er tilpasset til å åpne og lukke den gjennomgående åpningen ved manipulering fra de minst første og andre ballene og/eller ulike trykk. Brønnoperasjonsverktøyet fungerer som et 'flyttbart ballsete(r)', på en måte som, etter at ett fraktureringstrinn er ferdig, frigjøres det samme verktøyet til en annen fraktureringsposisjon i brønnen, for å gjennomføre et neste fraktureringstrinn. The well operation tool can be controlled by using at least one first and one second ball having the same diameter, and is adapted to open and close the through opening by manipulation from the at least first and second balls and/or various pressures. The well operating tool acts as a 'removable ball seat(s)', in a way that, after one fracturing step is completed, the same tool is released to another fracturing position in the well, to carry out a next fracturing step.

Systemet kan videre omfatte minst én produksj onsåpning, hvilken minst ene produksjonsåpning er forskjellig fra den gjennomgående åpningen. Produksj onsåpningen kan være en frittstående modulær enhet med en sandskjerm/forlengelsesrør med spor forbundet til seg og kan omfatte en én-gangs ventil for å forhindre tilbakestrømning inn i skjermen og formasjonen under fraktureringsprosessen. Produksj onsåpningen kan, dersom nødvendig, utstyres med proppant/sandkontroll og innstrømningskontroll. Videre kan produksj onsåpningen ha en spesiell kontrollventil som forhindrer lekkasje under fraktureringen, men som tillater fortrengning (Eng. «bullheading») etter at fraktureringen er ferdig, dvs. ved å presse pumpefluider inn i en formasjon. The system can further comprise at least one production opening, which at least one production opening is different from the continuous opening. The production orifice may be a stand-alone modular unit with a sand screen/grooved extension pipe connected to it and may include a one-way valve to prevent backflow into the screen and formation during the fracturing process. The production opening can, if necessary, be equipped with proppant/sand control and inflow control. Furthermore, the production opening may have a special control valve that prevents leakage during fracturing, but allows displacement (Eng. "bullheading") after fracturing is complete, i.e. by pushing pump fluids into a formation.

I et aspekt kan brønnoperasjonsverktøyet omfatte et rør med en første ende og en andre ende og som har et flertall gjennomgående boringer anordnet i avstand fra hverandre langs en longitudinal seksjon av røret, hvor den første og andre enden omfatter et første og andre ballsete anordnet for å motta en første og andre ball. In one aspect, the well operation tool may comprise a pipe having a first end and a second end and having a plurality of through bores spaced apart along a longitudinal section of the pipe, the first and second ends comprising a first and second ball seat arranged to receive a first and second ball.

I en første posisjon av systemet, kan en første ball slippes og mottas av det første ballsetet i brønnoperasjonsverktøyet. In a first position of the system, a first ball may be dropped and received by the first ball seat in the well operating tool.

Trykkøkning kan forårsake at det første ballsetet frigjør den første ballen gjennom brønnoperasjonsverktøyet, dvs. fraktureringsverktøyet, til det andre ballsetet. Trykket øker etter hvert som den første ballen tetter for all sirkulasjon gjennom produksj onsrøret. Videre vil en økning i pumpetrykket kunne forårsake at den indre hylsen beveges relativt den ytre hylsen, eksempelvis ved kutting av et første sett av skjærskruer, til den åpne posisjonen (mot fjærkraften fra fjæren), dvs. den andre posisjonen til systemet, slik at den første åpningen i den indre hylsen overlapper med den andre åpningen i den ytre hylsen som danner den gjennomgående åpningen. I denne spesifikke utførelsen av den andre posisjonen til systemet, overlapper også flertallet gjennom-boringer i brønnoperasjonsverktøyet med den gjennomgående åpningen. Trykket faller etter hvert som produksj onsrøret nå er åpent mot formasjonen via den gjennomgående åpningen. Signal-2 til operatør at de indre og ytre hylser har åpnet riktig og sekvensen skal fortsette. Frakturering gjøres med strømningsrate og varighet etter behov. Pressure increase may cause the first ball seat to release the first ball through the well operation tool, i.e. fracturing tool, to the second ball seat. The pressure increases as the first ball blocks all circulation through the production pipe. Furthermore, an increase in the pump pressure could cause the inner sleeve to move relative to the outer sleeve, for example by cutting a first set of shear screws, to the open position (against the spring force from the spring), i.e. the second position of the system, so that the the first opening in the inner sleeve overlaps with the second opening in the outer sleeve forming the through opening. In this specific embodiment of the second position of the system, the plurality of through holes in the well operating tool also overlap with the through opening. The pressure drops as the production pipe is now open to the formation via the through opening. Signal-2 to operator that the inner and outer sleeves have opened correctly and the sequence should continue. Fracturing is done with flow rate and duration as required.

Den andre ballen kan slippes og mottas i det første ballsetet for å avslutte fraktureringen og flytte (Eng. shift) den indre hylsen til å frigjøre brønnoperasjonsverktøyet. Den første ballen er fremdeles i det andre ballsetet. Trykket øker etter hvert som den gjennomgående åpningen (dvs. fraktureringsåpningen) har blitt blokkert ved relativ bevegelse av de indre og ytre hylsene. Signal-3 til operatør om at fraktureringen er ferdig og at sekvensen kan fortsette. Pumpetrykket kan økes til over åpningstrykket for det andre ballsetet, og den første ballen og brønnoperasjonsverktøyet frigjøres. Den indre hylsen kan flytte (Eng. shift) tilbake til en tredje posisjon til systemet hvor den gjennomgående åpningen (dvs. fraktureringsåpningen) lukkes automatisk med en fjær. De første og andre posisjonene til systemet kan være like, dvs. for å kunne lukke den gjennomgående åpningen, overlapper ikke den første åpningen i den indre hylsen den andre åpningen i den ytre hylsen. Dette betyr at funksjonaliteten til systemet i den første posisjonen og den tredje posisjonen både kan være, og ikke kan være den samme. The second ball can be dropped and received in the first ball seat to complete fracturing and shift the inner casing to release the well operating tool. The first ball is still in the second ball seat. The pressure increases as the through opening (ie the fracturing opening) has been blocked by relative movement of the inner and outer casings. Signal-3 to the operator that the fracturing is finished and that the sequence can continue. The pump pressure can be increased to above the opening pressure of the second ball seat, and the first ball and the well operating tool are released. The inner sleeve can move (Eng. shift) back to a third position of the system where the through opening (ie the fracturing opening) is automatically closed by a spring. The first and second positions of the system can be the same, i.e. in order to close the through opening, the first opening in the inner sleeve does not overlap the second opening in the outer sleeve. This means that the functionality of the system in the first position and the third position may or may not be the same.

I et aspekt av brønnoperasjonsverktøyet, kan de første og andre ballsetene omfatte forspente fingre tilpasset for å frigjøre ballene når de utsettes for en forhåndsbestemt trykk-kraft. In one aspect of the well operating tool, the first and second ball seats may comprise biased fingers adapted to release the balls when subjected to a predetermined compressive force.

Oppfinnelsen omhandler en fremgangsmåte for å frakturere en brønn ved å benytte et brønnoperasjonssystem som beskrevet over, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å senke et brønnoperasjonsverktøy som har et flertall gjennomgående boringer anordnet i avstand fra hverandre langs en longitudinal retning ned i brønnen, og tillate brønnoperasjonsverktøyet å entre nevnte første posisjon, - å slippe en første ball som har en første diameter ned i brønnen, og tillate at den første ballen mottas i et første ballsete i en første ende av brønnoperasjonsverktøyet, - øke trykket i brønnen, og tillate at den første ballen smetter ut av det første ballsetet og entrer et andre ballsete i den aksielt motsatte enden til brønnoperasjonsverktøyet, slik at det økte trykket beveger The invention relates to a method for fracturing a well using a well operation system as described above, where the method comprises the steps of lowering a well operation tool having a plurality of through holes arranged at a distance from each other along a longitudinal direction down the well, and allowing the well operation tool to enter said first position, - dropping a first ball having a first diameter into the well, and allowing the first ball to be received in a first ball seat at a first end of the well operating tool, - increasing the pressure in the well, and allowing the first ball to slip out of the first ball seat and enters a second ball seat at the axially opposite end of the well operating tool so that the increased pressure moves

brønnoperasjonsverktøyet til å bevege nevnte indre og ytre hylser slik at den første og andre åpningen overlapper og danner den gjennomgående åpningen, og the well operating tool to move said inner and outer casings such that the first and second openings overlap to form the through opening, and

- frakturere brønnen gjennom nevnte gjennomgående åpning. - fracturing the well through said through opening.

I et aspekt av fremgangsmåten, omfatter fremgangsmåten videre trinnet å, etter frakturering av brønnen, slippe ned en andre ball som har samme diameter som den første ballen, og tillate at den andre ballen mottas i det første ballsetet, - øke trykket i brønnen over en terskelverdi, slik at brønnoperasjonsverktøyet beveges ut av den indre hylsen og frigjør den første ballen, og derav brønnoperasjonsverktøyet, til en posisjon lenger ned i brønnen. In one aspect of the method, the method further comprises the step of, after fracturing the well, dropping a second ball having the same diameter as the first ball and allowing the second ball to be received in the first ball seat, - increasing the pressure in the well above a threshold value, so that the well operation tool is moved out of the inner sleeve and releases the first ball, and hence the well operation tool, to a position further down the well.

Disse og andre karakteristikker ved oppfinnelsen vil bli forklart i den etterfølgende beskrivelsen av en foretrukket utførelse, gitt som et ikke-begrensende eksempel, med referanse til de vedføyde figurene hvor: These and other characteristics of the invention will be explained in the following description of a preferred embodiment, given as a non-limiting example, with reference to the attached figures where:

Kort beskrivelse av figurene Brief description of the figures

Figur IA viser en typisk multi-frakturert horisontal brønn; Figur IB viser en oversikt over hovedkomponentene i en fraktureringssammenstilling, hvilken fraktureringssammenstilling den foreliggende oppfinnelsen kan utgjøre hele eller deler av; Figur 1C er et aksielt tverrsnitt langs fraktureringssammenstillingen på fig. IB; Fig. ID viser detaljer ved brønnoperasjonsverktøyet; Figurene 2-8 viser en utførelse av en operasjonssekvens til fraktureringssystemet ifølge oppfinnelsen; Figure IA shows a typical multi-fractured horizontal well; Figure IB shows an overview of the main components in a fracturing assembly, which fracturing assembly the present invention can form all or parts of; Figure 1C is an axial cross-section along the fracturing assembly of FIG. IB; Fig. ID shows details of the well operation tool; Figures 2-8 show an embodiment of an operation sequence for the fracturing system according to the invention;

Detaljert beskrivelse av en utførelse av oppfinnelsen Detailed description of an embodiment of the invention

Figur IA viser en typisk multi-frakturert horisontal brønn. De individuelle frakturene er benevnt F og forløper hovedsakelig perpendikulært på den horisontale brønnen W. Hælen H til brønnen er vist som den bøyde seksjonen på høyre side av figuren, mens tåa T er i den enden av brønnen som er på den venstre siden av figuren. Antallet individuelle frakturer F kan variere, men på den spesifikke figuren er det vist 32 individuelle frakturer F. Fig. IB illustrerer et eksempel på hovedkomponentene i en Figure IA shows a typical multi-fractured horizontal well. The individual fractures are designated F and run mainly perpendicular to the horizontal well W. The heel H of the well is shown as the bent section on the right side of the figure, while the toe T is at the end of the well which is on the left side of the figure. The number of individual fractures F may vary, but on the specific figure 32 individual fractures F are shown. Fig. IB illustrates an example of the main components of a

fraktureringssammenstilling 1, mens figur 1C er et aksielt tverrsnitt i den langsgående retningen til fraktureringssammenstillingen, i hvilken systemet 1 ifølge den foreliggende oppfinnelsen kan utgjøre hele eller deler av. Pilene S og T på figurene viser retningen til systemet 1, i retning mot overflaten S er til venstre på figurene, mens i retning mot enden til brønnen, dvs. tåa T til brønnen, er til høyre på figurene. fracturing assembly 1, while Figure 1C is an axial cross-section in the longitudinal direction of the fracturing assembly, in which the system 1 according to the present invention can constitute all or parts of. The arrows S and T in the figures show the direction of the system 1, in the direction towards the surface S is on the left in the figures, while in the direction towards the end of the well, i.e. the toe T of the well, is on the right in the figures.

Fraktureringssammenstillingen, dvs. systemet 1, omfatter en ytre fraktureringshylse 101 og en indre fraktureringshylse 105, første og andre fraktureringspakninger 102 A, 102B, produksj onsåpning 103 og brønnoperasjonsverktøy 104, også benevnt fraktureringsverktøy 104. De ytre og indre hylsene 101, 105 lukkes naturlig, eksempelvis ved fjærkraft fra fjærer 106, 107 i den første og/eller andre fjæren 106, 107, og åpnes av brønnoperasjonsverktøyet 104 (jf. figur 1C), under frakturering. På figur IB vises den andre åpningen 108 i den ytre hylsen 101.1 sin naturlige posisjon er denne andre åpningen 108 'lukket', ved at den er forhindret fra å komme i fluidkommunikasjon med en første åpning (ikke vist på denne spesifikke figuren) i den indre hylsen. The fracturing assembly, i.e. system 1, comprises an outer fracturing sleeve 101 and an inner fracturing sleeve 105, first and second fracturing packings 102 A, 102B, production opening 103 and well operation tool 104, also referred to as fracturing tool 104. The outer and inner sleeves 101, 105 are naturally closed, for example by spring force from springs 106, 107 in the first and/or second spring 106, 107, and is opened by the well operation tool 104 (cf. Figure 1C), during fracturing. In figure IB, the second opening 108 is shown in the outer sleeve 101.1 its natural position, this second opening 108 is 'closed', in that it is prevented from coming into fluid communication with a first opening (not shown in this specific figure) in the inner the sleeve.

De første og andre fraktureringspakningene 102A, 102B er anordnet i aksielt motsatte ender i systemet 1 og tilveiebringer muligheten for punktfrakturering og produksjon fra borehullet, ved å isolere dedikerte soner både i fraktureringsoperasjoner og/eller produksj onsoperasj oner. The first and second fracturing packs 102A, 102B are arranged at axially opposite ends of the system 1 and provide the possibility of point fracturing and production from the borehole, by isolating dedicated zones in both fracturing operations and/or production operations.

I denne utførelsen er produksj onsåpningen 103 en frittstående modulær enhet med en sandskjerm/forlengelsesrør med spor forbundet til seg og som kan omfatte en én-gangs ventil for å forhindre tilbakestrømning inn i skjermen og formasjonen under fraktureringsprosessen. Produksj onsåpningen 103 kan, dersom nødvendig, utstyres med proppant/sandkontroll og innstrømningskontroll. Videre kan produksj onsåpningen 103 ha en spesiell kontrollventil som forhindrer lekkasje under fraktureringen, men som tillater fortrengning etter at fraktureringen er ferdig, dvs. ved å presse pumpefluider inn i en formasjon. In this embodiment, the production orifice 103 is a stand-alone modular unit with a sand screen/grooved extension pipe connected to it and which may include a one-way valve to prevent backflow into the screen and formation during the fracturing process. The production opening 103 can, if necessary, be equipped with proppant/sand control and inflow control. Furthermore, the production opening 103 may have a special control valve which prevents leakage during fracturing, but which allows displacement after fracturing is complete, i.e. by forcing pumping fluids into a formation.

Brønnoperasjonsverktøyet 104 utløses av ball(er) som slippes fra overflaten og ned i brønnen og tilpassede ballseter, hvilke ballseter opererer de indre og ytre hylsene 101, 105 og isolerer fraktureringspunktet fra resten av borehullet. The well operation tool 104 is triggered by ball(s) dropped from the surface into the well and adapted ball seats, which ball seats operate the inner and outer casings 101, 105 and isolate the fracturing point from the rest of the borehole.

Figur ID viser detaljer ved brønnoperasjonsverktøyet 104. Figure ID shows details of the well operation tool 104.

Brønnoperasjonsverktøyet 104 er et hult rør som har en første aksiell ende og en andre aksiell ende. Det er anordnet et første ballsete 112 i den første enden og et andre ballsete 113 i den andre enden. Det første ballsetet 112 kan være formet som en skål som for eksempel utgjøres av skrå (Eng. inclined) fingre 112', 112", 112"' for enkel mottakelse av de i det minste første og andre baller 110, 111. Dette fremgår klart fra figuren. På samme måte omfatter det andre ballsetet 113 et antall fingre 113, 113", 113"' som krummer innover mot senteraksen til brønnoperasjonsverktøyet 104. Begge ballsetene 112, 113 er tilpasset å kunne bøyes (Eng. fl ex) når de utsettes for et trykk fra overflaten som overstiger en forhåndsbestemt terskelverdi slik at hvilken som helst ball anordnet i nevnte første eller andre ballseter 112, 113 kan passere gjennom ballsetene 112, 113. Brønnoperasjonsverktøyet 104 omfatter et flertall gjennomgående åpninger 114 som forløper fra en innside 115 av brønnoperasjonsverktøyet 104, til en radiell utside av brønnoperasj onsverktøyet. The well operation tool 104 is a hollow tube having a first axial end and a second axial end. A first ball seat 112 is arranged at the first end and a second ball seat 113 at the other end. The first ball seat 112 can be shaped like a bowl which, for example, consists of inclined fingers 112', 112", 112"' for easy reception of at least the first and second balls 110, 111. This is clear from the figure. In the same way, the second ball seat 113 comprises a number of fingers 113, 113", 113"' which curve inwards towards the center axis of the well operation tool 104. Both ball seats 112, 113 are adapted to be able to bend (Eng. flex) when subjected to a pressure from the surface that exceeds a predetermined threshold value so that any ball arranged in said first or second ball seats 112, 113 can pass through the ball seats 112, 113. The well operation tool 104 comprises a plurality of through openings 114 extending from an inside 115 of the well operation tool 104, to a radial outside of the well operation tool.

En utførelse av et system 1, for eksempel et fraktureringssystem 1 ifølge oppfinnelsen, er vist på fig. 2. Systemet muliggjør frakturering fra hælen H i brønnen til tåa T i brønnen, i motsetning til de konvensjonelle tå-til-hæl fraktureringssystemene/metodene. Systemet 1 omfatter følgende hovedkomponenter: en indre og en ytre fraktureringshylse 105, 101 og et brønnoperasjonsverktøy 104. Den indre hylsen 105 omfatter en første åpning 109 og den ytre hylsen 101 omfatter en andre åpning 108, henholdsvis. Under frakturering danner den første og andre åpningen 109, 108 en gjennomgående åpning, gjennom hvilken gjennomgående åpning fluider, og faste stoffer slik som proppant etc, kan strømme. Den indre hylsen 105 er anordnet på den radielle innsiden til den ytre hylsen 101 og kan opereres i i det minste to ulike posisjoner, innbefattende en første posisjon i hvilke de første og andre åpningene 109, 108 ikke overlapper, og en andre posisjon i hvilken de første og andre åpningene overlapper slik at det muliggjøres for frakturering fra innsiden av den indre hylsen 105, 101 inn i formasjonen til brønnen W anordnet på den radielle utsiden til den ytre hylsen 101. An embodiment of a system 1, for example a fracturing system 1 according to the invention, is shown in fig. 2. The system enables fracturing from the heel H in the well to the toe T in the well, unlike the conventional toe-to-heel fracturing systems/methods. The system 1 comprises the following main components: an inner and an outer fracturing sleeve 105, 101 and a well operation tool 104. The inner sleeve 105 comprises a first opening 109 and the outer sleeve 101 comprises a second opening 108, respectively. During fracturing, the first and second openings 109, 108 form a through opening, through which through opening fluids, and solids such as proppant etc., can flow. The inner sleeve 105 is arranged on the radial inside of the outer sleeve 101 and can be operated in at least two different positions, including a first position in which the first and second openings 109, 108 do not overlap, and a second position in which the first and other openings overlap so as to enable fracturing from the inside of the inner sleeve 105, 101 into the formation of the well W arranged on the radial outside of the outer sleeve 101.

Den etterfølgende sekvensen illustrerer, med referanse til figurene 2-8, en fullstendig funksjonerende utførelse av operasjon av fraktureringssystemet ifølge oppfinnelsen: The following sequence illustrates, with reference to Figures 2-8, a fully functioning embodiment of operation of the fracturing system according to the invention:

Med referanse til fig. 2: With reference to fig. 2:

1.) Forlengelsesrør installeres med første og andre åpninger 109, 108 lukket og med åpen forlengelsesrør ID for å letteregjøre sirkulasjon gjennom tåventilen under installasjon inn i åpent hull borehull. 2. ) Tåventilballen frigjøres for å tette produksj onsrøret for utførelse av trykktest, og en første fraktureringspakning 102, for eksempel en ringromsisolasjonspakning, settes. 3. ) Andre fraktureringspakning 102B, for eksempel forlengelsesrørhengerpakning, settes. 1.) Extension pipe is installed with first and second openings 109, 108 closed and with extension pipe ID open to facilitate circulation through toe valve during installation into open hole borehole. 2. ) The toe valve ball is released to seal the production tubing to perform a pressure test, and a first fracturing pack 102, such as an annulus isolation pack, is inserted. 3. ) Second fracturing gasket 102B, for example extension pipe hanger gasket, is set.

4. ) Hydro/mekaniske pakninger settes ved bruk av trykk. 4. ) Hydro/mechanical seals are set using pressure.

5. ) Gjennomføring av trykkintegritetstest for forlengelsesrøret. 5. ) Carrying out a pressure integrity test for the extension pipe.

6. ) Skjærskruene i tåventilen kuttes og initierer sirkulasjon for fraktureringsprosessen. 7. ) Brønnoperasjonsverktøyet 104, dvs. elastomersete fraktureringsverktøyet, har blitt installert tidligere i den indre hylsen 105, dvs. i den første fraktureringshylsen (nærmest hælen H), og er klargjort for oppstart av fraktureringsprosessen. Det første ballsetet 112, dvs. det øvre ballsetet, er vanligvis lukket og det andre ballsetet 113, dvs. det nedre ballsetet, er vanligvis åpent. 6. ) The shear screws in the toe valve are cut and initiate circulation for the fracturing process. 7. ) The well operation tool 104, i.e. the elastomer seat fracturing tool, has been previously installed in the inner casing 105, i.e. in the first fracturing casing (closest to the heel H), and is prepared for the start of the fracturing process. The first ball seat 112, i.e. the upper ball seat, is usually closed and the second ball seat 113, i.e. the lower ball seat, is usually open.

8. ) Start pumping av gele/vann. 8. ) Start pumping gel/water.

9. ) I en første posisjon av systemet slippes en første ball 110 (for eksempel en fraktureringsball) og mottas i det første ballsetet 112 i brønnoperasjonsverktøyet 104. 9. ) In a first position of the system, a first ball 110 (for example a fracturing ball) is released and received in the first ball seat 112 in the well operation tool 104.

Med referanse til fig. 3: With reference to fig. 3:

10. ) Trykkøkning forårsaker at fingrene 112', 112", 112"' i det første ballsetet ekspanderer og den første ballen frigjøres gjennom brønnoperasjonsverktøyet 104, dvs. fraktureringsverktøyet, til det andre ballsetet 113. Trykket øker etter hvert som den første ballen 110 tetter av for all sirkulasjon gjennom produksj onsrøret (signal - 1 til operatør at borehullet er riktig tettet ved fraktureringstrinn-1 og at sekvensen skal fortsette). 10. ) Pressure increase causes the fingers 112', 112", 112"' in the first ball seat to expand and the first ball is released through the well operation tool 104, i.e. the fracturing tool, to the second ball seat 113. The pressure increases as the first ball 110 seals off for all circulation through the production pipe (signal - 1 to operator that the borehole is properly sealed at fracturing step-1 and that the sequence should continue).

Med referanse til fig. 4: With reference to fig. 4:

11. ) Forøket pumpetrykk medfører at et første sett skjærskruer 117 kuttes og flytter indre hylse 105 i forhold til den ytre hylsen 101 til den åpne posisjonen (mot fjærkraften fra fjæren 106), dvs. den andre posisjonen til systemet, slik at den første åpningen 109 i en indre hylsen 105 overlapper med den andre åpningen 108 i den ytre hylsen 101, og slik danner den gjennomgående åpningen. I denne spesifikke utførelsen av den andre posisjonen til systemet 1, overlapper også flertallet gjennom-boringer 114 i brønnoperasjonsverktøyet 104 med den gjennomgående åpningen. Trykket faller etter hvert som produksj onsrøret nå er åpent mot formasjonen via den gjennomgående åpningen. Signal-2 til operatør at de indre og ytre hylser har åpnet riktig og sekvensen skal fortsette. 11. ) Increased pump pressure causes a first set of shear screws 117 to be cut and moves the inner sleeve 105 relative to the outer sleeve 101 to the open position (against the spring force from the spring 106), i.e. the second position of the system, so that the first opening 109 in an inner sleeve 105 overlaps with the second opening 108 in the outer sleeve 101, and thus forms the continuous opening. In this specific embodiment of the second position of the system 1, the plurality of bores 114 in the well operation tool 104 also overlap with the through opening. The pressure drops as the production pipe is now open to the formation via the through opening. Signal-2 to operator that the inner and outer sleeves have opened correctly and the sequence should continue.

Med referanse til fig. 5: With reference to fig. 5:

12. ) Bytt til proppant. 12. ) Switch to proppant.

13. ) Frakturering gjennomføres ved liten strømningsrate og varighet som påkrevet. 14. ) Bytt til gele/vann for å skylle (Eng. flush) frakturen og «pad» for neste trinn. 15. ) Den andre ballen 111 slippes og setter seg i det første ballsetet 112 for å stoppe fraktureringen og flytte den indre hylsen 105 for å frigjøre 13.) Fracturing is carried out at a low flow rate and duration as required. 14. ) Switch to gel/water to flush the fracture and "pad" for the next step. 15. ) The second ball 111 is released and seats in the first ball seat 112 to stop fracturing and move the inner sleeve 105 to release

brønnoperasjonsverktøyet 104. Den første ballen 110 er fortsatt i det andre ballsetet 113. Trykket øker etter hvert som at den gjennomgående åpningen (dvs. fraktureringsåpningen) har blitt blokkert ved relativ bevegelse av de indre og ytre hylsene 101, 105. Signal-3 til operatør at fraktureringen er ferdig og sekvensen skal fortsette. the well operation tool 104. The first ball 110 is still in the second ball seat 113. The pressure increases as the through opening (i.e. fracturing opening) has been blocked by relative movement of the inner and outer sleeves 101, 105. Signal-3 to operator that the fracturing is finished and the sequence should continue.

Med referanse til fig. 6: With reference to fig. 6:

16. ) Pumpetrykket økes til det er over terskeltrykket for kutting av det andre settet skjærskruer 116 i systemet 1, noe som medfører at fingrene 113', 113", 113"' i det andre ballsetet åpner, og den første ballen 110 og brønnoperasjonsverktøyet 104 fri<g>jøres. 16. ) The pump pressure is increased until it is above the threshold pressure for cutting the second set of shear screws 116 in the system 1, which causes the fingers 113', 113", 113"' in the second ball seat to open, and the first ball 110 and the well operating tool 104 be released.

Med referanse til fig. 7: With reference to fig. 7:

17. ) Den indre hylsen 105 flytter tilbake til en tredje posisjon av systemet 1, hvor den gjennomgående åpningen (dvs. fraktureringsåpningen) lukkes automatisk av en fjær 106, 107.1 denne spesifikke utførelsen kan den første posisjonen og den tredje posisjonen av systemet være den samme, dvs. for å lukke den gjennomgående åpningen, overlapper ikke den første åpningen 109 i den indre hylsen 105 med den andre åpningen 108 i den ytre hylsen 101. Dette betyr at funksjonaliteten til systemet i den første posisjonen og den tredje posisjonen både kan være, og ikke kan være den samme. 18. ) Brønnoperasjonsverktøyet 104 strømmer til det neste fraktureringstrinnet, dvs. et identisk trinn og system 1 som systemet 1 ifølge den foreliggende oppfinnelsen, hvor det andre ballsetet 113 åpnes for å muliggjøre frigjøring av den første ballen 110 til tåa T til brønnen W. Det første ballsetet 112 forblir lukket for å holde den andre ballen 111 på plass for nedpumping av brønnoperasjonsverktøyet 104 til å mottas i et neste system 1, dvs. et andre identisk fraktureringstrinn. 19. ) Etter at brønnoperasjonsverktøyet 104 er mottatt i det andre fraktureringstrinnet-2, repeteres trinnene 9-18 ved å benytte nye baller men det samme brønnoperasjonsverktøyet 104 til fraktureringen av alle trinnene. Denne prosessen repeteres inntil alle fraktureringstrinnene har blitt gjennomført. 20. ) I det aller siste trinnet, når alle fraktureringstrinnene har blitt gjennomført, pumpes brønnoperasjonsverktøyet 104 ned til tåa til brønnen W og sperrer inne alle ballene 110, 11 og sperrer av tåventilen. 21. ) Start produksjon fra brønnen gjennom produksj onsåpningen e 103 og, alternativt i tillegg gjennom den gjennomgående åpningen. 17. ) The inner sleeve 105 moves back to a third position of the system 1, where the through opening (ie the fracturing opening) is automatically closed by a spring 106, 107.1 this specific embodiment the first position and the third position of the system can be the same , i.e. to close the through opening, the first opening 109 in the inner sleeve 105 does not overlap with the second opening 108 in the outer sleeve 101. This means that the functionality of the system in the first position and the third position can both be, and cannot be the same. 18. ) The well operation tool 104 flows to the next fracturing stage, i.e. an identical stage and system 1 to the system 1 of the present invention, where the second ball seat 113 is opened to enable the release of the first ball 110 to the toe T of the well W. It the first ball seat 112 remains closed to hold the second ball 111 in place for pumping down the well operation tool 104 to be received in a next system 1, i.e. a second identical fracturing stage. 19. ) After the well operation tool 104 has been received in the second fracturing step-2, steps 9-18 are repeated by using new balls but the same well operation tool 104 for the fracturing of all steps. This process is repeated until all fracturing steps have been completed. 20. ) In the very last step, when all the fracturing steps have been completed, the well operation tool 104 is pumped down to the toe of the well W and locks in all balls 110, 11 and shuts off the toe valve. 21. ) Start production from the well through the production opening e 103 and, alternatively, in addition through the continuous opening.

Det oppfinneriske systemet 1 muliggjør frakturering av én enkelt fraktur F (Figur IA) om gangen, noe som øker sjansene for å lage like/jevne (Eng. even) frakturer F langs den horisontale delen til brønnen W, ved bruk av baller med lik diameter. Oppfinnelsen har blitt beskrevet i ikke-begrensende utførelser. Det er klart at en fagmann på området kan gjøre et antall endringer og modifikasjoner i de beskrevne utførelsene som faller innenfor rammen av oppfinnelsen som beskrevet i de vedlagte kravene. The inventive system 1 enables the fracturing of a single fracture F (Figure IA) at a time, which increases the chances of making even fractures F along the horizontal part of the well W, using balls of equal diameter . The invention has been described in non-limiting embodiments. It is clear that a person skilled in the art can make a number of changes and modifications in the described embodiments that fall within the scope of the invention as described in the appended claims.

Claims

1. Well operation system (1), comprising an inner sleeve (105) with a first opening (109) and an outer sleeve (101) with a second opening (108), where the first opening (109) and the second opening (108) in an operational position are adapted to overlap each other by forming a through opening extending through the first opening (109) and the second opening (108) from an inside of the inner sleeve (105) to an outside of the outer sleeve (105 ), where the system - in a first position, is adapted to receive a well operation tool (104), - in a second position, is adapted to fracture a well (W) through the through opening from an inside of the well operation tool (104) through the through opening, where the through opening is formed by movement of the inner sleeve (105) relative to the outer sleeve (101), - in a third position, is adapted to close off the through opening by relative movement of the inner and outer sleeves (105, 101), and allow n possible well operation tool (104) to be released to a position further down the well (W).

2. System according to claim 1, where the well operation tool (104) is controlled by using at least a first and a second ball (110, 111) which have the same diameter, and are adapted to open and close the through opening by manipulation from the at least the first and second balls (110, 111) and/or different pressures.

3. System (1) according to one of the preceding claims, wherein the system (1) further comprises at least one production opening (103), which at least one production opening (103) is different from the continuous opening.

4. A well operation tool (104) for a system (1) according to any one of the preceding claims, wherein the well operation tool (104) comprises a tube with a first end and a second end, and which has a plurality of bores (114) arranged therethrough spaced apart along a longitudinal section of the tube, the first and second ends comprising a first and second ball seat (112, 113) arranged to receive a first and second ball (110, 111).

5. A well operation tool (104) according to claim 4, wherein the first and second ball seats (112, 113) comprise biased fingers (112', 112", 113) adapted to release the balls when subjected to a predetermined compressive force.

6. A method for fracturing a well (W) using a well operation system (1) according to any of the preceding claims 1-3, wherein the method comprises the steps of lowering a well operation tool (104) having a plurality of through bores ( 114) arranged at a distance from each other along a longitudinal direction down the well (W), and allowing the well operation tool (104) to enter said first position, - to drop a first ball (110) having a first diameter down into the well (W) , and allow the first ball (110) to be received in a first ball seat (112) at a first end of the well operating tool (104), - increase the pressure in the well (W), and allow the first ball to eject from the first ball seat ( 112) and enters a second ball seat (13) at the axially opposite end of the well operation tool (104), so that the increased pressure moves the well operation tool (104) to move said inner and outer sleeves (105, 101) so that the first and second the opening (109, 108) above patches and forms the continuous opening, and - fracturing the well (W) through said continuous opening.

7. Method according to claim 6, further comprising the step of, after fracturing the well (W), dropping a second ball (111) having the same diameter as the first ball (110), and allowing the second ball (111) to be received in the first ball seat (112), - increase the pressure in the well (W) above a threshold value, so that the well operation tool (104) is moved out of the inner sleeve (105) and releases the first ball (110), and hence the well operation tool (104) , to a position further down the well (W).