RU2009102650A - Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред - Google Patents
Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред Download PDFInfo
- Publication number
- RU2009102650A RU2009102650A RU2009102650/03A RU2009102650A RU2009102650A RU 2009102650 A RU2009102650 A RU 2009102650A RU 2009102650/03 A RU2009102650/03 A RU 2009102650/03A RU 2009102650 A RU2009102650 A RU 2009102650A RU 2009102650 A RU2009102650 A RU 2009102650A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- processing
- formation
- interval
- agent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 28
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 23
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 3
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Abstract
1. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы: ! a) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной; !б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы; ! в) введение в скважину обрабатывающего состава; ! г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава; ! д) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине; ! повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны. ! 2. Способ по п.1, в котором скважина является обсаженной и дополнительно содержит этап перфорации обсадной колонны. ! 3. Способ по п.1, в котором обрабатывающий состав содержит стимулирующую текучую среду. ! 4. Способ по п.3, в котором этап введения обрабатывающего состава содержит закачивание состава под давлением. ! 5. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном горизонтальную секцию. ! 6. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит волокно. ! 7. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит разлагающийся материал. ! 8. Способ по п.1, в котором после осуществления контакта целевой подземной формации с обрабатывающим составом вводят отклоняющий агент в формацию. ! 9. Способ по п.1, в котором часть скважины является наклонной или горизонтальной. ! 10. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапа д). ! 11. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов a) и б) перед повторением этапов с в) по г). ! 12. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент состоит из неразлагающегося материала. ! 13. Способ по п.10, в котором отклоняю
Claims (52)
1. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине;
повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны.
2. Способ по п.1, в котором скважина является обсаженной и дополнительно содержит этап перфорации обсадной колонны.
3. Способ по п.1, в котором обрабатывающий состав содержит стимулирующую текучую среду.
4. Способ по п.3, в котором этап введения обрабатывающего состава содержит закачивание состава под давлением.
5. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном горизонтальную секцию.
6. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит волокно.
7. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит разлагающийся материал.
8. Способ по п.1, в котором после осуществления контакта целевой подземной формации с обрабатывающим составом вводят отклоняющий агент в формацию.
9. Способ по п.1, в котором часть скважины является наклонной или горизонтальной.
10. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапа д).
11. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов a) и б) перед повторением этапов с в) по г).
12. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент состоит из неразлагающегося материала.
13. Способ по п.10, в котором отклоняющий агент размещают в насосно-компрессорной трубе между этапами введения отклоняющего агента в интервал.
14. Способ обработки более чем одной целевой интересующей зоны в подземной формации, содержащий следующие этапы:
a) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной целевой зоной с обрабатывающим составом;
б) контроль закачки обрабатывающего состава и измерение параметра, характерного для обработки;
в) закачка отклоняющего агента в желаемый интервал для отклонения в скважине;
г) контроль закачки отклоняющего агента и измерение параметра, характерного для отклонения;
д) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной другой целевой интересующей зоной;
е) модификация, по меньшей мере, одного из этапов a) и в) на основании, по меньшей мере, одного из измеренных параметров.
15. Способ по п.14, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном наклонную или горизонтальную секцию.
16. Способ по п.14, в котором, по меньшей мере, один интервал для отклонения и целевая зона расположены в основном в горизонтальной секции.
17. Способ по п.14, дополнительно содержащий повторение этапов с a) по г).
18. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап нагнетания обрабатывающего состава в кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и скважиной.
19. Способ по п.14, в котором отклоняющий агент содержит волокно.
20. Способ по п.19, в котором волокно содержит разлагающийся материал.
21. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) размещение насосно-компрессорной трубы в скважине, при этом сообщение устанавливается с помощью одной или нескольких перфораций, струйных каналов, скользящей муфты или открытием клапана, и обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородонесущей подземной формации с обрабатывающим составом;
в) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал скважины;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) или в).
22. Способ по п.21, в котором обрабатывающий состав содержит жидкость для разрыва формации, и измеренный скважинный параметр является характерным для гидравлического разрыва в подземной формации.
23. Способ по п.21, дополнительно содержащий этап выполнения, по меньшей мере, измерения в соседней скважине или контроля скважины.
24. Способ по п.21, в котором этап измерения скважинного параметра содержит изменение микросейсмической активности.
25. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап определения геометрии гидравлического разрыва на основании, по меньшей мере, частичного измерения микросейсмической активности.
26. Способ по п.21, в котором измеренные скважинные параметры являются характерными для отклонения.
27. Способ по п.21, дополнительно содержащий модификацию, по меньшей мере, одного из этапов введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава на основании измеренного скважинного параметра.
28. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) измерение скважинного параметра для установления базового значения;
б) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал в скважине;
в) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта целевой зоны в подземной формации с обрабатывающим составом;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) и в).
29. Способ по п.28, дополнительно содержащий перед выполнением этапа б) этап обеспечения сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной.
30. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап измерения скважинного параметра непрерывно на протяжении введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава.
31. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап изменения базового значения измеренного скважинного параметра на значение скважинного параметра, измеренного на этапе г).
32. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап модификации способа обработки на основании измерения скважинного параметра на этапе г).
33. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
a) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной.
б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через кольцевое пространство, образованное между скважиной и насосно-компрессорной трубой, в интервал в скважине;
повторение этапов с в) по д) для более чем одной целевой зоны.
34. Скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, источник обрабатывающей текучей среды для введения обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородоносной подземной формации с обрабатывающим составом, и источник отклоняющего агента для введения отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине.
35. Система по п.34, в которой источник отклоняющего агента способен вводить отклоняющий агент через насосно-компрессорную трубу для дополнительных интервалов скважины.
36. Система по п.34, в котором отклоняющий агент способен изолировать область скважины там, в которой обрабатывающий состав контактировал с формацией.
37. Система по п.34, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением обрабатывающего состава, при этом источник обрабатывающей текучей среды способен управляться на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.
38. Система по п.34, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением отклоняющего агента, при этом источник отклоняющего агента управляется на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.
39. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
введение текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины;
последовательно после введения указанной текучей среды и в присутствии указанной текучей среды осуществляют струйное введение суспензии в интервале формации для прохождения околоскважинного повреждения формации.
40. Способ по п.39, в котором текучая среда содержит загуститель.
41. Способ по п.40, в котором загуститель содержит, по меньшей мере, один из полимера и вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
42. Способ по п.41, в котором вязкоупругие поверхностно-активные вещества являются разлагающимися.
43. Способ по п.39, в котором текучая среда содержит, по меньшей мере, один из твердого материала и волоконного материала.
44. Способ по п.39, в котором суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.
45. Способ по п.39, в котором суспензия содержит кислоту.
46. Способ по п.39, в котором интервал является не обсаженным интервалом.
47. Способ по п.39, дополнительно содержащий этап завершения интервала с помощью щелевой облицовки.
48. Способ по п.39, в котором интервал содержит одну из следующих формаций: карбонатная формация и песчаниковая формация, сланцевая формация или угольная формация.
49. Скважинная система, содержащая гидромониторный наконечник, размещенный в скважине, первый источник для подачи текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины, и второй источник для последовательного после введения текучей среды и в присутствии указанной жидкости подачи суспензии для обеспечения создания гидромониторным наконечником струи для прохождения околоскважинных повреждений в формации.
50. Система по п.49, в которой первый источник содержит загуститель.
51. Система по п.49, в которой суспензия содержит кислоту.
52. Система по п.49, в которой суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80605806P | 2006-06-28 | 2006-06-28 | |
| US60/806,058 | 2006-06-28 | ||
| US11/751,172 US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2007-05-21 | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US11/751,172 | 2007-05-21 |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011120145/03A Division RU2587197C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ обработки скважины (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009102650A true RU2009102650A (ru) | 2010-08-10 |
| RU2431037C2 RU2431037C2 (ru) | 2011-10-10 |
Family
ID=38577271
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009102650/03A RU2431037C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред (варианты) |
| RU2011120145/03A RU2587197C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ обработки скважины (варианты) |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011120145/03A RU2587197C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ обработки скважины (варианты) |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7934556B2 (ru) |
| EP (1) | EP2038512B1 (ru) |
| AT (1) | ATE528484T1 (ru) |
| CA (1) | CA2659715C (ru) |
| MX (1) | MX2008016317A (ru) |
| RU (2) | RU2431037C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008001310A1 (ru) |
Families Citing this family (117)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
| US9027668B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-05-12 | Foro Energy, Inc. | Control system for high power laser drilling workover and completion unit |
| CA2734492C (en) | 2008-08-20 | 2016-05-17 | Foro Energy Inc. | Method and system for advancement of a borehole using a high power laser |
| US9244235B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-01-26 | Foro Energy, Inc. | Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction |
| US9074422B2 (en) | 2011-02-24 | 2015-07-07 | Foro Energy, Inc. | Electric motor for laser-mechanical drilling |
| US9719302B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-08-01 | Foro Energy, Inc. | High power laser perforating and laser fracturing tools and methods of use |
| US9080425B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-07-14 | Foro Energy, Inc. | High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use |
| US9360631B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-06-07 | Foro Energy, Inc. | Optics assembly for high power laser tools |
| US10301912B2 (en) * | 2008-08-20 | 2019-05-28 | Foro Energy, Inc. | High power laser flow assurance systems, tools and methods |
| US8662160B2 (en) | 2008-08-20 | 2014-03-04 | Foro Energy Inc. | Systems and conveyance structures for high power long distance laser transmission |
| US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
| US9267330B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-02-23 | Foro Energy, Inc. | Long distance high power optical laser fiber break detection and continuity monitoring systems and methods |
| US9347271B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-05-24 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber cable for transmission of high power laser energy over great distances |
| US8571368B2 (en) | 2010-07-21 | 2013-10-29 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber configurations for transmission of laser energy over great distances |
| US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
| US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use |
| US9242309B2 (en) | 2012-03-01 | 2016-01-26 | Foro Energy Inc. | Total internal reflection laser tools and methods |
| US8627901B1 (en) | 2009-10-01 | 2014-01-14 | Foro Energy, Inc. | Laser bottom hole assembly |
| US9138786B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-09-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser pipeline tool and methods of use |
| CA2875547C (en) * | 2008-08-21 | 2016-11-29 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic fracturing proppants |
| AU2010279466B2 (en) * | 2009-08-05 | 2015-04-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for monitoring a well |
| US8534124B2 (en) * | 2009-09-17 | 2013-09-17 | Raytheon Company | Sensor housing apparatus |
| US8286705B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for treating a subterranean formation using diversion |
| WO2011070453A2 (en) | 2009-12-09 | 2011-06-16 | Schlumberger Canada Limited | Method for increasing fracture area |
| MX2013007039A (es) * | 2010-12-20 | 2013-12-06 | Schlumberger Technology Bv | Método de utilización de datos de formaciones subterráneas para mejorar las operaciones de tratamiento. |
| EP2659090B1 (en) * | 2010-12-27 | 2017-08-23 | Seven Generations Energy Ltd. | Methods for drilling and stimulating subterranean formations for recovering hydrocarbon and natural gas resources |
| WO2012116148A1 (en) | 2011-02-24 | 2012-08-30 | Foro Energy, Inc. | Method of high power laser-mechanical drilling |
| EP2715887A4 (en) | 2011-06-03 | 2016-11-23 | Foro Energy Inc | PASSIVELY COOLED HIGH ENERGY LASER FIBER ROBUST OPTICAL CONNECTORS AND METHODS OF USE |
| US9182355B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a flow path |
| US9222348B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices |
| US9261461B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
| US9206386B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for analyzing microbiological substances |
| US9395306B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices |
| US8960294B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices |
| US8908165B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
| US9222892B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring the quality of a fluid |
| US8997860B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices |
| US9297254B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices |
| US9441149B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices |
| US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US8720556B2 (en) * | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
| US9702811B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance using integrated computational elements |
| US9019501B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9383307B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9080943B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9658149B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices having one or more integrated computational elements and methods for determining a characteristic of a sample by computationally combining signals produced therewith |
| US9013698B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging systems for optical computing devices |
| US8823939B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US8941046B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US8912477B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US8879053B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices having an integrated computational element and a proximal interferent monitor and methods for determining a characteristic of a sample therewith |
| US8780352B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9013702B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging systems for optical computing devices |
| US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| US9175558B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-11-03 | Raytheon Company | Seismic navigation |
| US20140054039A1 (en) * | 2012-08-23 | 2014-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Materials and methods to prevent fluid loss in subterranean formations |
| US9103716B2 (en) | 2012-08-31 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Handheld characteristic analyzer and methods of using the same |
| US9170208B2 (en) | 2012-08-31 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Handheld characteristic analyzer and methods of using the same |
| US8765061B2 (en) | 2012-09-14 | 2014-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
| US9176052B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
| US9222896B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
| US9086383B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring chemical processes |
| US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| WO2014077949A1 (en) * | 2012-11-15 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore flow-control assemblies for hydrocarbon wells, and systems and methods including the same |
| US20140262231A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treatment of a subterranean formation |
| US9822625B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treatment of a subterranean formation |
| US9097097B2 (en) | 2013-03-20 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of determination of fracture extent |
| EP2818631A1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-12-31 | Welltec A/S | A dowhole pumping assembly and a downhole system |
| US10247662B2 (en) | 2013-07-09 | 2019-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated computational elements with frequency selective surface |
| AU2013393870B2 (en) | 2013-07-09 | 2017-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated computational elements with laterally-distributed spectral filters |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
| WO2015134022A1 (en) * | 2014-03-06 | 2015-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations |
| WO2015187122A1 (en) | 2014-06-02 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controllably generating heat and/or nitrogen gas in subterranean and pipeline operations |
| US9708908B2 (en) | 2014-06-13 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated computational element with multiple frequency selective surfaces |
| US9470078B2 (en) * | 2014-09-29 | 2016-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid diversion through selective fracture extension |
| US10012069B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique |
| US9810051B2 (en) * | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
| US9869170B2 (en) * | 2015-03-17 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling water production in horizontal wells with multistage fractures |
| US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
| US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
| US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| MX2018000871A (es) | 2015-07-21 | 2018-06-22 | Thru Tubing Solutions Inc | Despliegue de dispositivo de obturacion. |
| US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| US10914153B2 (en) * | 2015-10-06 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods deriving hydraulic fracture growth from microseismicity analysis |
| US10221687B2 (en) | 2015-11-26 | 2019-03-05 | Merger Mines Corporation | Method of mining using a laser |
| US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US10161235B2 (en) | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
| WO2018034652A1 (en) * | 2016-08-16 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems of modeling fluid diversion treatment operations |
| CN109804040A (zh) | 2016-10-11 | 2019-05-24 | 伊士曼化工公司 | 用于井筒处理成分的纤维构造 |
| US11702931B2 (en) | 2016-11-07 | 2023-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time well bashing decision |
| CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| CN106948795B (zh) * | 2017-03-30 | 2019-09-06 | 中国石油大学(北京) | 一种多分支水平井闭式循环开发水热型地热的方法 |
| US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
| CA3058512C (en) | 2017-04-25 | 2022-06-21 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
| US11603487B2 (en) | 2020-05-29 | 2023-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator wellbore stabilizers |
| US11352538B2 (en) | 2020-05-29 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator viscosihiers |
| US11401790B2 (en) * | 2020-08-04 | 2022-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems, methods to produce differential flow rate through a port during different well operations, and methods to reduce proppant flow back |
| WO2023014864A1 (en) * | 2021-08-06 | 2023-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method to enhance well completion through optimized fracture diversion |
| US11820940B2 (en) * | 2021-09-15 | 2023-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Organic acid surfactant booster for contaminant removal from hydrocarbon-containing stream |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3998272A (en) | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
| US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
| SU918918A1 (ru) * | 1980-06-12 | 1982-04-07 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол зоны гидроразрыва горных пород |
| US5258137A (en) | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| CA1279469C (en) | 1987-01-27 | 1991-01-29 | Curtis W. Crowe | Composition and method for fluid loss control in acid fracturing of earthen formations |
| US5327973A (en) * | 1992-12-22 | 1994-07-12 | Mobil Oil Corporation | Method for variable density acidizing |
| CA2497728C (en) | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5771170A (en) | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6110875A (en) * | 1997-03-07 | 2000-08-29 | Bj Services Company | Methods and materials for degrading xanthan |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US5924295A (en) | 1997-10-07 | 1999-07-20 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Method and apparatus for controlling initial operation of refrigerator |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
| US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
| CA2406801C (en) | 2000-04-26 | 2007-01-02 | Pinnacle Technologies, Inc. | Treatment well tiltmeter system |
| DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| US6837309B2 (en) | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| WO2003027431A2 (en) | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US7119050B2 (en) | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| ITMO20020016A1 (it) * | 2002-01-24 | 2003-07-24 | Sarong Spa | Striscia continua di contenitori |
| US20030234921A1 (en) | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
| US6758271B1 (en) | 2002-08-15 | 2004-07-06 | Sensor Highway Limited | System and technique to improve a well stimulation process |
| MXPA05001618A (es) | 2002-08-15 | 2005-04-25 | Schlumberger Technology Bv | Uso de sensores de temperatura distribuidos durante los tratamientos de pozos de sondeo. |
| US20050113263A1 (en) | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
| DE60310978D1 (de) | 2002-10-28 | 2007-02-15 | Schlumberger Technology Bv | Selbstzerst render filterkuchen |
| US7115546B2 (en) | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
| US7004255B2 (en) | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
| US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7318475B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-01-15 | Schlumberger Technology Corporation | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
| US7341107B2 (en) | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US7503404B2 (en) | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
| US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-10-27 | Michael Gay | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| WO2006088603A1 (en) | 2005-01-21 | 2006-08-24 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble diverting agents |
| US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US20070272407A1 (en) * | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for development of naturally fractured formations |
| US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US7677317B2 (en) * | 2006-12-18 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation |
| US11123005B2 (en) | 2018-11-12 | 2021-09-21 | Medtronic, Inc | Method and apparatus for atrial tachyarrhythmia detection |
-
2007
- 2007-05-21 US US11/751,172 patent/US7934556B2/en active Active
- 2007-06-26 EP EP07789808A patent/EP2038512B1/en active Active
- 2007-06-26 RU RU2009102650/03A patent/RU2431037C2/ru active
- 2007-06-26 WO PCT/IB2007/052478 patent/WO2008001310A1/en active Application Filing
- 2007-06-26 CA CA2659715A patent/CA2659715C/en active Active
- 2007-06-26 AT AT07789808T patent/ATE528484T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-06-26 RU RU2011120145/03A patent/RU2587197C2/ru active
- 2007-06-26 MX MX2008016317A patent/MX2008016317A/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-03-10 US US13/045,146 patent/US8220543B2/en active Active
-
2012
- 2012-07-12 US US13/547,159 patent/US8646529B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7934556B2 (en) | 2011-05-03 |
| US20110186298A1 (en) | 2011-08-04 |
| RU2011120145A (ru) | 2012-11-27 |
| MX2008016317A (es) | 2009-01-16 |
| CA2659715C (en) | 2014-06-17 |
| US8220543B2 (en) | 2012-07-17 |
| RU2587197C2 (ru) | 2016-06-20 |
| CA2659715A1 (en) | 2008-01-03 |
| EP2038512A1 (en) | 2009-03-25 |
| ATE528484T1 (de) | 2011-10-15 |
| RU2431037C2 (ru) | 2011-10-10 |
| US20130168082A1 (en) | 2013-07-04 |
| US8646529B2 (en) | 2014-02-11 |
| US20080000639A1 (en) | 2008-01-03 |
| WO2008001310A1 (en) | 2008-01-03 |
| EP2038512B1 (en) | 2011-10-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2009102650A (ru) | Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред | |
| US9121272B2 (en) | Method of fracturing multiple zones within a well | |
| CN112041539A (zh) | 同时压裂过程 | |
| RU2613713C1 (ru) | Способ разработки нефтеносного пласта | |
| US9771784B2 (en) | Method for re-stimulating wells with hydraulic fractures | |
| US20080210424A1 (en) | Apparatus and Method of Fracturing | |
| US20060201674A1 (en) | Methods of treating subterranean formations using low-temperature fluids | |
| US9624760B2 (en) | Method for fast and uniform SAGD start-up enhancement | |
| US10753183B2 (en) | Refracturing in a multistring casing with constant entrance hole perforating gun system and method | |
| CA2679584C (en) | Methods using fluid stream for selective stimulation of reservoir layers | |
| US20190186247A1 (en) | Alternating Liquid Gas Fracturing for Enhanced Oil Recovery of Well | |
| CN104790951A (zh) | 弱化距煤层100~350m高位坚硬顶板的方法及装置 | |
| WO2018032086A1 (en) | Fracture length increasing method | |
| US20160258264A1 (en) | Well operations | |
| CA2817612C (en) | Method for fast and uniform sagd start-up enhancement | |
| US6135205A (en) | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| Jeffrey et al. | Sand Propped hydraulic fracture stimulation of horizontal in-seam gas drainage holes at Dartbrook Coal Mine | |
| McDaniel et al. | Coiled-tubing deployment of hydrajet-fracturing technique enhances safety and flexibility, reduces job time | |
| CA3135104C (en) | Pressurizing and protecting a parent well during fracturing of a child well | |
| Itoua et al. | Multistage Acid Fracturing on Carbonate Reservoir: Successful Experience From Offshore Congo | |
| US20210396113A1 (en) | Method and system for completing a well | |
| Susanto et al. | Unlocking Production Potential in Ujung Pangkah Field by Improving Stimulation Methodology | |
| JPT staff | Acid-Tunneling technique shows success in carbonates | |
| Carpenter | Fracture Optimization in the Valdemar Field Offshore Denmark |