RU2009127702A - Очистка стволов и призабойных зон скважин жидкой двуокисью углерода с использованием высокоточной обработки для интенсификации притока - Google Patents

Очистка стволов и призабойных зон скважин жидкой двуокисью углерода с использованием высокоточной обработки для интенсификации притока Download PDF

Info

Publication number
RU2009127702A
RU2009127702A RU2009127702/03A RU2009127702A RU2009127702A RU 2009127702 A RU2009127702 A RU 2009127702A RU 2009127702/03 A RU2009127702/03 A RU 2009127702/03A RU 2009127702 A RU2009127702 A RU 2009127702A RU 2009127702 A RU2009127702 A RU 2009127702A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
formation
fluid
tubing
substance
Prior art date
Application number
RU2009127702/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2453693C2 (ru
Inventor
Деннис Рэй УИЛСОН (US)
Деннис Рэй УИЛСОН
Original Assignee
КонокоФилипс Компани (US)
КонокоФилипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by КонокоФилипс Компани (US), КонокоФилипс Компани filed Critical КонокоФилипс Компани (US)
Publication of RU2009127702A publication Critical patent/RU2009127702A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2453693C2 publication Critical patent/RU2453693C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Cleaning In General (AREA)
  • Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

1. Способ очистки ствола скважины и призабойных зон в пласте, содержащий следующие этапы: ! спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в упомянутый ствол скважины; ! введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и ! испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины. ! 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы: ! закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта; ! регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и ! после нагнетания вещества обработки пласта сброс давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется. ! 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважины и сброса давления, по меньшей мере, однократно. ! 4. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что давление в пласте остается ниже давления гидроразрыва пласта. ! 5. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что значение давления в пласте остается ниже 75% давления гидроразрыва пласта. ! 6. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при ко

Claims (73)

1. Способ очистки ствола скважины и призабойных зон в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в упомянутый ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта сброс давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважины и сброса давления, по меньшей мере, однократно.
4. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что давление в пласте остается ниже давления гидроразрыва пласта.
5. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что значение давления в пласте остается ниже 75% давления гидроразрыва пласта.
6. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что значение давления в пласте остается ниже 50% давления гидроразрыва пласта.
7. Способ по п.1, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
8. Способ по п.1 дополнительно содержащий этап столкновения со стволом скважины и призабойной зоной вещества обработки пласта.
9. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть ствола скважины пробурена под углом больше нуля градусов к вертикали с дополнительным этапом столкновения вещества обработки пласта с секциями ствола скважины, находящимися под углом больше нуля градусов к вертикали.
10. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, два барреля в минуту.
11. Способ по п.1, в котором ствол скважины является, по меньшей мере, частично не обсаженным стволом скважины.
12. Способ по п.1, в котором ствол скважины имеет заканчивание с необсаженным стволом.
13. Способ по п.1, в котором пласт является нефтегазоносным пластом.
14. Способ по п.1, в котором пласт является газоносным пластом.
15. Способ по п.1, в котором пласт является нефтеносным пластом.
16. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта растворяется в воде.
17. Способ по п.1, в котором испаренное вещество обработки пласта удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины и призабойных зон.
18. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап выполнения углублений в пласте вблизи ствола скважины.
19. Способ по п.1 в котором вещество обработки пласта нагнетают под давлением, по меньшей мере, приблизительно 1000 фунт/дюйм2.
20. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит абразивы.
21. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
22. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта имеет состав со следующими объемными соотношениями: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода; от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
23. Способ очистки отложений в части обсадной колонны в стволе скважины в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск в обсадную колонну насосно-компрессорной трубы известной длины, чтобы насосно-компрессорная труба заканчивалась в известном месте работ в обсадной колонне;
введение по насосно-компрессорной трубе вещества обработки пласта, состоящего из жидкой двуокиси углерода до известного места работ;
столкновение с обсадной колонной текучей среды обработки пласта;
удаление, по меньшей мере, некоторых отложений с части обсадной колонны;
регулирование давления в стволе скважины для частичного испарения вещества обработки пласта с тем, чтобы частично испаренное вещество обработки пласта уносило отложения; и
обеспечение выхода частично испаренного вещества обработки пласта и унесенных отложений из обсадной колонны.
24. Способ очистки отложений с поверхности одного или нескольких перфорационных каналов в обсадной колонне в стволе скважины в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск в обсадную колонну насосно-компрессорной трубы известной длины, чтобы насосно-компрессорная труба заканчивалась в обсадной колонне в месте работ, примыкающем, по меньшей мере, к одному или нескольким перфорационным каналам;
введение по насосно-компрессорной трубе вещества обработки пласта, состоящего из жидкой двуокиси углерода до известного места работ;
столкновение с поверхностью одного или нескольких перфорационных каналов текучей среды обработки;
удаление, по меньшей мере, некоторых отложений с поверхности одного или нескольких перфорационных каналов;
регулирование давления в стволе скважины для частичного испарения вещества обработки пласта с тем, чтобы частично испаренное вещество обработки пласта уносило отложения; и
обеспечение выхода частично испаренного вещества обработки пласта и унесенных отложений из обсадной колонны.
25. Способ по п.23, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
26. Способ по п.23, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит абразив, при этом абразив смешан с веществом обработки пласта с соотношением, по меньшей мере, около 0,25 фунтов абразива на один галлон вещества обработки пласта.
27. Способ гидроразрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащий следующие этапы:
введение некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины, достаточного для гидроразрыва пласта;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода в ствол скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта.
28. Способ по п.27, в котором этапы введения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины и введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины дополнительно содержат следующие этапы:
регулирование давления в стволе скважины и пласте, так что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины;
спуск насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважины, так, что образуется кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины;
закачка вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе;
закачка текучей среды гидроразрыва пласта в кольцевое пространство;
нагнетание вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта для создания второй текучей среды;
столкновение второй текучей среды с пластом;
создание, по меньшей мере, одного гидроразрыва в пласте;
задавливание второй текучей среды в пласт; и
сбрасывание давления в стволе скважины.
29. Способ по п.28, в котором текучая среда гидроразрыва пласта содержит расклинивающий агент.
30. Способ по п.28, в котором на этапе сбрасывания давления в стволе скважины испаряется, по меньшей мере, часть второй текучей среды, при этом испарение второй текучей среды удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины.
31. Способ по п.28, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
32. Способ по п.28, в котором этап нагнетания вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта дополнительно содержит этап нагнетания вещества обработки пласта через средство фокусировки вещества обработки пласта.
33. Способ по п.28, в котором вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, вводится под давлением, по меньшей мере, 2000 фунт/дюйм2.
34. Способ по п.28, в котором ствол скважины дополнительно содержит обсадную колонну, проходящую, по меньшей мере, по части отрезка длины ствола скважины.
35. Способ по п.28, в котором кольцевое пространство содержит текучую среду гидроразрыва, дополнительно содержащий следующие этапы:
осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта вниз по насосно-компрессорной трубе с выходом из насосно-компрессорной трубы, установленной в первое положение;
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта; и
вытеснение текучей среды гидроразрыва пласта из кольцевого пространства.
36. Способ по п.35, дополнительно содержащий следующие этапы:
дополнительный спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины, так что вещество обработки пласта выходит из насосно-компрессорной трубы, установленной во второе положение, на большей глубине в стволе скважины, чем в первом положении;
повторение этапов осуществления циркуляции дополнительного вещества обработки пласта испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта, и вытеснение текучей среды из о кольцевого пространства; и
повторение этапов спуска дополнительной насосно-компрессорной трубы и осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта, испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта и вытеснение текучей среды из кольцевого пространства, пока пластовое давление не станет достаточным для преодоления гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве.
37. Вещество обработки пласта в стволе скважины, содержащее жидкую двуокись углерода и спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химический абразив контроля железа и/или биоцид.
38. Вещество обработки пласта по п.37 со следующими соотношениями по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
39. Устройство для введения вещества обработки пласта в необходимый интервал, содержащее:
средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта;
средство закачки для подачи вещества обработки пласта к средству транспортировки;
средство транспортировки, спущенное в интервал и способное осуществлять транспортировку некоторого количества вещества обработки пласта на место работ в интервале; и
средство направления вещества обработки пласта на место работ в интервале;
при этом вещество обработки пласта состоит из жидкой двуокиси углерода и интервал ограничен, по меньшей мере, частью ствола скважины, обсадной колонной в стволе скважины, зоной ствола скважины, расположенной в нефтегазоносном пласте, примыкающей к объему нефтегазоносного пласта, подлежащего гидроразрыву, и/или, по меньшей мере, части нефтегазоносного пласта вблизи ствола скважины.
40. Устройство по п.39, в котором средство направления вещества обработки пласта содержит гидромониторный инструмент.
41. Устройство по п.39, в котором средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
42. Устройство по п.41, дополнительно содержащее средство измерения положения, в котором установлена насосно-компрессорная труба, спущенная в ствол скважины.
43. Устройство по п.39, в котором средство закачки способно закачивать вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода и абразив так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
44. Устройство по п.39, дополнительно содержащее средство регулирования давления, по меньшей мере, в одном из стволов скважины и пласте, при этом давление в пласте поддерживается ниже давления гидроразрыва пласта.
45. Устройство для гидравлического разрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащее:
первое средство закачки для подачи вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, на первое средство транспортировки;
второе средство закачки для подачи текучей среды гидроразрыва пласта на второе средство транспортировки;
при этом второе средство транспортировки спущено в ствол скважины;
при этом первое средство транспортировки вставлено во второе средство транспортировки и способно к осуществлению транспортировки некоторого количества вещества обработки пласта на место работы во второе средство транспортировки; и
средство направления вещества обработки пласта так, что оно смешивается с текучей средой гидроразрыва пласта, создавая вторую текучую среду гидроразрыва пласта, и вторая текучая среда гидроразрыва пласта сталкивается с пластом, насыщенным текучей средой.
46. Устройство по п.45, в котором средство направления вещества обработки пласта содержит гидромониторный инструмент.
47. Устройство по п.45, в котором первое средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
48. Устройство по п.47, дополнительно содержащее средство измерения положения, в котором установлена насосно-компрессорная труба, вставленная во второе средство транспортировки.
49. Устройство по п.45, в котором первое средство закачки способно к закачке вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
50. Способ очистки ствола скважины и призабойных зон в пласте с угольным метаном, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
51. Способ по п.50, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта, сбрасывание давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
52. Способ по п.51, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважины и сбрасывания давления, по меньшей мере, однократно.
53. Способ по п.50, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
54. Способ по п.50, в котором, по меньшей мере, часть ствола скважины бурится под углом больше нуля градусов к вертикали.
55. Способ по п.50, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, 15 баррелей в минуту.
56. Способ по п.50, в котором ствол скважины является, по меньшей мере, частично не обсаженным стволом скважины.
57. Способ по п.50, в котором ствол скважины имеет заканчивание с необсаженным стволом.
58. Способ по п.50, в котором, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта растворяется в воде.
59. Способ по п.50, в котором испаренное вещество обработки пласта удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины и призабойных зон.
60. Способ по п.50, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, 50 баррелей в минуту.
61. Способ по п.50, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
62. Способ по п.50, в котором вещество обработки пласта имеет следующие соотношения по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
63. Вещество обработки пласта в стволе скважины, содержащее жидкую двуокись углерода и спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, абразивный химикат контроля железа и/или биоцид.
64. Вещество обработки по п.63 со следующими соотношениями по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
65. Устройство для введения вещества обработки пласта в необходимый интервал, содержащее:
средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта;
средство закачки для подачи вещества обработки пласта к средству транспортировки;
средство транспортировки, спущенное в интервал и способное транспортировать некоторое количество вещества обработки пласта на место работ в интервале; и
средство для направления вещества обработки пласта на место работ в интервале;
при этом вещество обработки пласта состоит из жидкой двуокиси углерода, и интервал ограничен, по меньшей мере, частью ствола скважины, обсадной колонной в стволе скважины, зоной ствола скважины, расположенной в пласте с угольным метаном вблизи ствола скважины.
66. Устройство по п.65, в котором средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
67. Устройство по п.66, дополнительно содержащее средство измерения положения, в которое установлена насосно-компрессорная труба, вставленная во второе средство транспортировки.
68. Устройство по п.65, в котором средство закачки способно к закачке вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
69. Устройство по п.65, дополнительно содержащее средство регулирования давления, по меньшей мере, в стволе скважины или пласте с угольным метаном, в котором давление в пласте с угольным метаном поддерживается ниже давления гидроразрыва пласта с угольным метаном.
70. Способ удаление жидкостей из ствола скважины и призабойных зон в пласте с угольным метаном, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
71. Способ по п.70, в котором жидкости содержат воду и/или нефть, дополнительно содержащий этап обеспечения подвижности для перемещения воды и/или нефти.
72. Способ по п.70, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта, сбрасывание давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
73. Способ по п.70, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважин и сбрасывания давления, по меньшей мере, однократно.
RU2009127702/03A 2006-12-18 2007-12-17 Способ гидроразрыва пласта RU2453693C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/612,325 US7677317B2 (en) 2006-12-18 2006-12-18 Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation
US11/612,325 2006-12-18
US11/930,919 2007-10-31
US11/930,919 US8002038B2 (en) 2006-12-18 2007-10-31 Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009127702A true RU2009127702A (ru) 2011-01-27
RU2453693C2 RU2453693C2 (ru) 2012-06-20

Family

ID=39525758

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009127702/03A RU2453693C2 (ru) 2006-12-18 2007-12-17 Способ гидроразрыва пласта

Country Status (6)

Country Link
US (2) US7677317B2 (ru)
CA (1) CA2669403C (ru)
GB (1) GB2456448B (ru)
NO (1) NO20092447L (ru)
RU (1) RU2453693C2 (ru)
WO (1) WO2008076952A2 (ru)

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US7562711B2 (en) * 2007-01-08 2009-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic injection of biocide into tanks
EP2213832A3 (de) * 2009-01-29 2011-10-26 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Injektion eines Fluides
US8657019B2 (en) * 2010-02-12 2014-02-25 Conocophillips Company Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids
EP2649311B1 (en) * 2010-12-10 2018-04-18 Schwarck Structure, LLC Passive heat extraction and power generation
GB2492527B (en) 2011-04-12 2014-02-19 Paradigm Flow Services Ltd Method and apparatus for cleaning fluid conduits
US11872607B2 (en) 2011-04-12 2024-01-16 Paradigm Flow Services Limited Method and apparatus for cleaning fluid conduits
CA2851794C (en) * 2011-10-12 2021-01-05 Schlumberger Canada Limited Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations
CN103998710B (zh) * 2011-12-15 2017-03-01 领潮能源有限公司 煤炭地下气化通道
US9664009B2 (en) * 2012-04-04 2017-05-30 Weatherford Technologies, LLC Apparatuses, systems, and methods for forming in-situ gel pills to lift liquids from horizontal wells
CN102817603B (zh) * 2012-08-15 2015-10-28 新疆工程学院 一种连通地面与地下开采煤层气的方法
US9133700B2 (en) 2012-11-30 2015-09-15 General Electric Company CO2 fracturing system and method of use
US9896922B2 (en) * 2012-12-21 2018-02-20 Praxair Technology, Inc. System and apparatus for creating a liquid carbon dioxide fracturing fluid
US9784080B2 (en) 2013-04-08 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Tubless proppant blending system for high and low pressure blending
US9334720B2 (en) 2013-04-08 2016-05-10 Baker Hughes Incorporated Tubless proppant blending system for high and low pressure blending
WO2014204709A2 (en) * 2013-06-21 2014-12-24 Praxair Technology, Inc. Fracturing fluid composition and method of using same in geological formations
US10233384B2 (en) 2013-06-21 2019-03-19 Praxair Technology, Inc. Fracturing fluid composition and method of using same in geological formations
US9366124B2 (en) * 2013-11-27 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores
RU2555718C1 (ru) * 2014-07-01 2015-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ" (ООО "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ") Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
RU2562644C1 (ru) * 2014-08-05 2015-09-10 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости
WO2016037279A1 (en) * 2014-09-09 2016-03-17 Trican Well Service Ltd. Treatment of microbial-influenced corrosion
US20160069159A1 (en) * 2014-09-09 2016-03-10 Tadesse Weldu Teklu Matrix-fracture interface cleanup method for tight sandstone, carbonate, and shale reservoirs
US10072479B2 (en) 2015-11-12 2018-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Mixing and dispersion of a treatment chemical in a down hole injection system
CN109562305A (zh) * 2016-05-17 2019-04-02 纳诺汽油科技股份公司 影响分离的方法
CN107795290B (zh) * 2016-09-06 2020-02-14 中国石油天然气股份有限公司 煤层气井井筒煤粉清洗系统
CN107869327B (zh) * 2016-09-26 2020-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种不动管柱的煤层气井带压洗井方法
US10968727B2 (en) 2016-11-11 2021-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (LNG) de-liquefied at a wellsite
CA3038985C (en) 2016-11-11 2021-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite
WO2019014090A2 (en) * 2017-07-10 2019-01-17 Texas Tech University System METHODS AND SYSTEMS FOR HYDRAULIC BALLOON FRACTURES AND COMPLEX END FLOODING
US10450839B2 (en) 2017-08-15 2019-10-22 Saudi Arabian Oil Company Rapidly cooling a geologic formation in which a wellbore is formed
US11193359B1 (en) 2017-09-12 2021-12-07 NanoGas Technologies Inc. Treatment of subterranean formations
CN107654213B (zh) * 2017-10-09 2023-12-22 大庆金祥寓科技有限公司 一种高能负压解堵装置
AU2017443983B2 (en) * 2017-12-20 2024-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Capture and recycling methods for non-aqueous cleaning materials
US10508517B2 (en) * 2018-03-07 2019-12-17 Saudi Arabian Oil Company Removing scale from a wellbore
US11333012B2 (en) * 2018-08-29 2022-05-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid fracturing treatment with natural gas
AU2019382115A1 (en) * 2018-11-15 2021-05-27 Ikm Ocean Team A/S Method of back-pulse flushing clogged pipes, for example in a hydraulic pipe system
CN110284921B (zh) * 2019-04-24 2020-11-03 山东科技大学 一种基于二元复合液的急倾斜特厚煤层瓦斯治理方法
CN110485966A (zh) * 2019-08-11 2019-11-22 太原理工大学 一种解决煤粉堵塞煤层裂缝的方法
CN112627774A (zh) * 2019-10-08 2021-04-09 中国石油天然气股份有限公司 一种泡沫酸地面注入系统及其使用方法
CN114482946B (zh) * 2020-11-12 2024-08-27 中国石油天然气股份有限公司 对地层进行解堵的方法及装置、存储介质、计算机设备
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
US20230112608A1 (en) 2021-10-13 2023-04-13 Disruptive Oil And Gas Technologies Corp Nanobubble dispersions generated in electrochemically activated solutions
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11939850B2 (en) * 2022-01-07 2024-03-26 Saudi Arabian Oil Company Apparatus for TCA bleed off and well start-up
US11708524B1 (en) * 2022-03-30 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Superheated phase changing nanodroplets for hydrocarbon reservoir applications
CN115387772B (zh) * 2022-09-02 2023-03-10 中国矿业大学(北京) 一种煤层液态co2致裂增透与循环堵漏装置及方法
US20240191607A1 (en) * 2022-12-08 2024-06-13 Saudi Arabian Oil Company Portable system to capture and store liquid carbon dioxide
CN116006128B (zh) * 2023-01-04 2023-11-28 河北瑞丁自动化设备有限公司 一种利用太阳能加热的采油井井筒防结蜡装置
CN116564436B (zh) * 2023-05-24 2023-11-21 固安国勘石油技术有限公司 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用
CN116988775B (zh) * 2023-09-26 2024-01-09 中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 一种气井井场固、液、气三相计量撬装装置及计量方法

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3195634A (en) * 1962-08-09 1965-07-20 Hill William Armistead Fracturing process
US3368627A (en) * 1966-03-21 1968-02-13 Dow Chemical Co Method of well treatment employing volatile fluid composition
US3700034A (en) 1971-03-11 1972-10-24 Chevron Res Method for well cleanout
US3871451A (en) * 1974-05-03 1975-03-18 Cities Service Oil Co Production of crude oil facilitated by injection of carbon dioxide
US4212354A (en) * 1979-03-19 1980-07-15 Service Fracturing Company and Airry, Inc. Method for injecting carbon dioxide into a well
SU1736223A1 (ru) * 1989-09-18 1995-11-10 Конструкторско-Технологическое Бюро Технических Средств Бурения Скважин Устройство для обработки стенок скважины
US5099924A (en) * 1990-12-20 1992-03-31 Gidley John L Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5358052A (en) * 1990-12-20 1994-10-25 John L. Gidley & Associates, Inc. Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5232050A (en) * 1990-12-20 1993-08-03 Gidley John L Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5147111A (en) * 1991-08-02 1992-09-15 Atlantic Richfield Company Cavity induced stimulation method of coal degasification wells
US5310002A (en) * 1992-04-17 1994-05-10 Halliburton Company Gas well treatment compositions and methods
US5265678A (en) * 1992-06-10 1993-11-30 Halliburton Company Method for creating multiple radial fractures surrounding a wellbore
US5411098A (en) * 1993-11-09 1995-05-02 Atlantic Richfield Company Method of stimulating gas-producing wells
CA2198156C (en) * 1994-11-14 2001-04-24 Robin Tudor Nitrogen/carbon dioxide combination fracture treatment
EP0909875A3 (en) * 1997-10-16 1999-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing well in unconsolidated subterranean zone
US6024171A (en) * 1998-03-12 2000-02-15 Vastar Resources, Inc. Method for stimulating a wellbore penetrating a solid carbonaceous subterranean formation
US6394184B2 (en) * 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6286599B1 (en) * 2000-03-10 2001-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting
RU2187635C1 (ru) * 2001-03-06 2002-08-20 Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи Способ очистки призабойной зоны пласта
US6602916B2 (en) * 2001-08-17 2003-08-05 Halliburton Energy Services, Inc Foaming apparatus and method
US6698519B2 (en) 2002-01-18 2004-03-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming permeable sand screens in well bores
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US6945327B2 (en) * 2003-02-11 2005-09-20 Ely & Associates, Inc. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US6988552B2 (en) * 2003-06-19 2006-01-24 Conocophillips Company Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas
US7007865B2 (en) * 2003-08-14 2006-03-07 Rex A. Dodd Self-adjusting nozzle
US7007868B1 (en) * 2004-07-09 2006-03-07 Shin Tai Spurt Water Of The Garden Tools Co., Ltd. Spraying gun having multi-state water flow control effect
US7727937B2 (en) * 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US7775281B2 (en) * 2006-05-10 2010-08-17 Kosakewich Darrell S Method and apparatus for stimulating production from oil and gas wells by freeze-thaw cycling

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008076952A2 (en) 2008-06-26
US7677317B2 (en) 2010-03-16
US20080142226A1 (en) 2008-06-19
US8002038B2 (en) 2011-08-23
US20080142224A1 (en) 2008-06-19
RU2453693C2 (ru) 2012-06-20
GB2456448B (en) 2011-04-06
CA2669403A1 (en) 2008-06-26
NO20092447L (no) 2009-06-26
GB0907877D0 (en) 2009-06-24
CA2669403C (en) 2015-11-24
WO2008076952A3 (en) 2008-10-30
GB2456448A (en) 2009-07-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009127702A (ru) Очистка стволов и призабойных зон скважин жидкой двуокисью углерода с использованием высокоточной обработки для интенсификации притока
EP2665892B1 (en) Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture
CA2129613C (en) High proppant concentration/high co2 ratio fracturing system
US4625803A (en) Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval
CA2996882C (en) Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation
US6769486B2 (en) Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production
US20230257645A1 (en) Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using
CA2515901C (en) Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas
US20160298024A1 (en) Aqueous retarded acid solution and methods for use thereof
US10907088B2 (en) Use of natural gas as a vaporizing gas in a well intervention operation
US11155750B2 (en) Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation
RU2525413C2 (ru) Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин
US5168930A (en) Desiccant for well acidizing process
Kayumov et al. Experience of carbonate acidizing in the challenging environment of the Volga-Urals region of Russia
US20070131423A1 (en) Method of extracting hydrocarbons
CA2716446A1 (en) Effective horizontal drilling through a hydrocarbon reservoir
AU2011356580B2 (en) Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture
Oglesby et al. Michrohole Arrays Drilled with Advanced Abrasive Slurry Jet Technology to Efficiently Exploit Enhanced Geothermal Systems
Chen Petroleum Production Engineering
King A closed loop system using a brine reservoir to replace fresh water as the frac fluid source
EA047093B1 (ru) Обработка подземных пластов
EA047281B1 (ru) Обработка подземных пластов
Horton et al. Use Of Inert Gases In Well Completions

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20161218