RU2014111808A - Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта - Google Patents
Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014111808A RU2014111808A RU2014111808/03A RU2014111808A RU2014111808A RU 2014111808 A RU2014111808 A RU 2014111808A RU 2014111808/03 A RU2014111808/03 A RU 2014111808/03A RU 2014111808 A RU2014111808 A RU 2014111808A RU 2014111808 A RU2014111808 A RU 2014111808A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- fracturing
- window
- flexible tubing
- equipment according
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
1. Оборудование заканчивания ствола скважины, содержащее:компоновку обсадной колонны, содержащую множество звеньев обсадной колонны и по меньшей мере одну переходную муфту, установленную для соединения звеньев обсадной колонны, при этом по меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока;отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы, установленный в компоновке обсадной колонны, причем гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока, при этом между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны образовано кольцевое пространство;компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем компоновка низа бурильной колонны содержит:отверстие гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством, ипакер, установленный в нужное место для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой, когда пакер расширяется, при этом пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе создает на пакере перепад давлениядля открытия окна гидроразрыва.2. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит аб�
Claims (21)
1. Оборудование заканчивания ствола скважины, содержащее:
компоновку обсадной колонны, содержащую множество звеньев обсадной колонны и по меньшей мере одну переходную муфту, установленную для соединения звеньев обсадной колонны, при этом по меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока;
отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы, установленный в компоновке обсадной колонны, причем гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока, при этом между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны образовано кольцевое пространство;
компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем компоновка низа бурильной колонны содержит:
отверстие гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством, и
пакер, установленный в нужное место для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой, когда пакер расширяется, при этом пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе создает на пакере перепад давления
для открытия окна гидроразрыва.
2. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит абразивный перфоратор, причем компоновка низа бурильной колонны выполнена с возможностью обеспечения изоляции потока текучей среды между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыва пласта в гибкой насосно-компрессорной трубе.
3. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором компоновка низа бурильной колонны выполнена без абразивного перфоратора.
4. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором пакер не является сдвоенным пакером.
5. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором второй пакер установлен вне кольцевого пространства над первым пакером.
6. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором переходная муфта дополнительно содержит:
по меньшей мере одно клапанное отверстие в муфте, пересекающее окно гидроразрыва;
по меньшей мере одно выпускное отверстие, установленное в нужное место для создания гидравлического сообщения между клапанным отверстием и внутренним путем потока; и
по меньшей мере один клапан, установленный в клапанном отверстии для открытия и закрытия окна гидроразрыва, причем клапан выполнен с возможностью открытия когда перепад давления создается между окном гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием.
7. Оборудование заканчивания по п. 6, в котором по меньшей мере один клапан является скользящей муфтой, перемещающейся в
клапанном отверстии.
8. Оборудование заканчивания по п. 7, в котором клапан является продольным штоком.
9. Оборудование заканчивания по п. 6, дополнительно содержащее множество центраторов, выступаюших из трубчатого корпуса.
10. Оборудование заканчивания по п. 9, в котором по меньшей мере одно окно гидроразрыва проходит через центраторы.
11. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором переходная муфта дополнительно содержит скользящую муфту, соединенную с возможностью скольжения с внутренней поверхностью трубчатого корпуса, причем скользящая муфта регулируется между первым положением и вторым положением, скользящая муфта выполнена с возможностью предотвращения гидравлического сообщения через окно гидроразрыва в первом положении и обеспечения гидравлического сообщения через окно гидроразрыва во втором положении.
12. Оборудование заканчивания по п. 11, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит фиксатор, выполненный с возможностью скрепления компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой.
13. Способ заканчивания ствола углеводородной эксплуатационной скважины, в котором:
спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в компоновку обсадной колонны ствола скважины, причем компоновка обсадной колонны, содержит множество звеньев обсадной колонны и одну или несколько переходных муфт, установленных для соединения вместе звеньев обсадной колонны, при этом первая переходная муфта из
одной или нескольких переходных муфт содержит первое окно гидроразрыва;
перекачивают текучую среду по гибкой насосно-компрессорной трубе для применения перепада давления для открытия первого окна гидроразрыва компоновки обсадной колонны; и
выполняют гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через первое окно гидроразрыва.
14. Способ по п. 13, в котором первая переходная муфта содержит множество отверстий, по меньшей мере одно из множества отверстий на первой переходной муфте является первым окном гидроразрыва, причем окно гидроразрыва выполнено с возможностью открытия и закрытия с использованием перепада давления между двумя отверстиями на первой переходной муфте.
15. Способ по п. 13, в котором гибкая насосно-компрессорная труба содержит компоновку низа бурильной колонны, содержащую пакер и отверстие гидроразрыва пласта, причем способ дополнительно содержит установку пакера для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой и приведение в действие пакера для изоляции участка кольцевого пространства над пакером от участка кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может создавать на пакере перепад давления, который может открывать окно гидроразрыва.
16. Способ по п. 15, в котором второй пакер устанавливают вне кольцевого пространства над первым пакером.
17. Способ по п. 15, в котором компоновка низа бурильной
колонны дополнительно содержит абразивный перфоратор, при этом дополнительно изолируют проход текучей среды между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыва пласта.
18. Способ по п. 17, в котором изоляция прохода текучей среды содержит подачу насосом шара по гибкой насосно-компрессорной трубе, причем шар встает между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыв пласта.
19. Способ по п. 13, в котором дополнительно перекачивают текучую среду по гибкой насосно-компрессорной трубе для применения перепада давления для открытия второго окна гидроразрыва.
20. Способ по п. 19, в котором дополнительно осуществляют гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через второе окно гидроразрыва.
21. Способ по п. 13, в котором механическая сила используется в комбинации с давлением для открытия первого окна гидроразрыва.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/220,502 US8944167B2 (en) | 2009-07-27 | 2011-08-29 | Multi-zone fracturing completion |
US13/220,502 | 2011-08-29 | ||
PCT/US2012/051679 WO2013172857A1 (en) | 2011-08-29 | 2012-08-21 | Multi-zone fracturing completion |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014111808A true RU2014111808A (ru) | 2015-10-10 |
RU2601641C2 RU2601641C2 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=46829926
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014111808/03A RU2601641C2 (ru) | 2011-08-29 | 2012-08-21 | Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
AR (1) | AR087706A1 (ru) |
AU (1) | AU2012380312B2 (ru) |
CA (1) | CA2781721C (ru) |
GB (1) | GB2506809A (ru) |
MX (1) | MX343199B (ru) |
NO (1) | NO20140116A1 (ru) |
RU (1) | RU2601641C2 (ru) |
WO (1) | WO2013172857A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2820652C (en) | 2010-02-18 | 2017-06-27 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
CA3022033A1 (en) | 2010-10-18 | 2011-07-12 | Ncs Multistage Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
US11261701B2 (en) * | 2017-08-22 | 2022-03-01 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Shifting tool and associated methods for operating downhole valves |
WO2019083922A1 (en) * | 2017-10-25 | 2019-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | ACTIONABLE INFLATABLE SEAL TRIM |
CN113167106B (zh) * | 2018-11-26 | 2023-04-28 | 地球动力学公司 | 具有可变形阀座的电子阀及方法 |
CN110145292B (zh) * | 2019-05-18 | 2022-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种弹性锁套喷砂器 |
AU2021286694A1 (en) * | 2020-06-12 | 2023-01-19 | China Petroleum & Chemical Corporation | Sliding sleeve device |
CN111852428A (zh) * | 2020-08-03 | 2020-10-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种管外封隔与连续油管联作压裂方法 |
CN114482958B (zh) * | 2020-10-26 | 2024-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 套管固井全通径无限级分段压裂完井装置及其压裂完井方法 |
CN112211601B (zh) * | 2020-11-05 | 2022-08-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 小井眼井用连续油管与封隔器联作分段压裂管柱及方法 |
CN112983363B (zh) * | 2021-03-29 | 2023-02-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于页岩气井重复压裂固井方法 |
CN113187458B (zh) * | 2021-05-31 | 2023-05-12 | 新疆正通石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂前置液将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
US11674364B2 (en) * | 2021-07-15 | 2023-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Restoring well casing—casing annulus integrity using a cement port in a sleeved valve and a cement injection and pressure testing tool |
CN115163024A (zh) * | 2022-08-04 | 2022-10-11 | 大安鸿源管业有限公司 | 一种新型分级式防吐砂压裂喷砂装置 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6474419B2 (en) | 1999-10-04 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer with equalizing valve and method of use |
US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US7249633B2 (en) * | 2001-06-29 | 2007-07-31 | Bj Services Company | Release tool for coiled tubing |
US6832654B2 (en) * | 2001-06-29 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Bottom hole assembly |
US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7066264B2 (en) * | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
-
2012
- 2012-07-06 CA CA2781721A patent/CA2781721C/en active Active
- 2012-08-21 GB GB1401353.6A patent/GB2506809A/en not_active Withdrawn
- 2012-08-21 MX MX2014002280A patent/MX343199B/es active IP Right Grant
- 2012-08-21 RU RU2014111808/03A patent/RU2601641C2/ru active
- 2012-08-21 WO PCT/US2012/051679 patent/WO2013172857A1/en active Application Filing
- 2012-08-21 AU AU2012380312A patent/AU2012380312B2/en active Active
- 2012-08-28 AR ARP120103178A patent/AR087706A1/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-02-03 NO NO20140116A patent/NO20140116A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2781721C (en) | 2014-02-25 |
WO2013172857A1 (en) | 2013-11-21 |
NO20140116A1 (no) | 2014-02-06 |
RU2601641C2 (ru) | 2016-11-10 |
AU2012380312A1 (en) | 2014-02-13 |
CN103781989A (zh) | 2014-05-07 |
MX343199B (es) | 2016-10-13 |
AR087706A1 (es) | 2014-04-09 |
MX2014002280A (es) | 2014-04-10 |
CA2781721A1 (en) | 2012-09-10 |
GB201401353D0 (en) | 2014-03-12 |
GB2506809A (en) | 2014-04-09 |
AU2012380312B2 (en) | 2016-10-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2014111808A (ru) | Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта | |
US7681654B1 (en) | Isolating well bore portions for fracturing and the like | |
RU2013132393A (ru) | Заканчивание скважины | |
US8469089B2 (en) | Process and apparatus to improve reliability of pinpoint stimulation operations | |
US20140034294A1 (en) | Fracturing System and Method | |
US9470063B2 (en) | Well intervention pressure control valve | |
CA2873712A1 (en) | Methods and systems for performance of subterranean operations using dual string pipes | |
AU2011353019B2 (en) | Method and apparatus for controlling fluid flow into a wellbore | |
US10329907B2 (en) | Optimizing matrix acidizing treatment | |
US9822607B2 (en) | Control line damper for valves | |
US9828830B2 (en) | Dual-flow valve assembly | |
RU2382182C1 (ru) | Конструкция многозабойной низкодебитной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности в условиях аномально низких пластовых давлений | |
US10309194B2 (en) | Downhole fluid valve | |
RU2017143015A (ru) | Скважинная система для откачивания жидкости | |
US9828826B2 (en) | Wellbore isolation system with communication lines | |
US8522879B2 (en) | Method and apparatus for controlling fluid flow into a borehole | |
RU79935U1 (ru) | Конструкция многозабойной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности | |
US20150267498A1 (en) | Mechanically-Set Devices Placed on Outside of Tubulars in Wellbores | |
US9394761B2 (en) | Flexible zone inflow control device | |
US20140000905A1 (en) | Method and apparatus for injecting gas into a reservoir | |
US20160010420A1 (en) | Wellbore Isolation System with Communication Lines | |
RU2531964C1 (ru) | Конструкция горизонтального ствола скважины | |
NO20190063A1 (en) | Wellbore isolation system with communication lines |