RU2018136433A - Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018136433A RU2018136433A RU2018136433A RU2018136433A RU2018136433A RU 2018136433 A RU2018136433 A RU 2018136433A RU 2018136433 A RU2018136433 A RU 2018136433A RU 2018136433 A RU2018136433 A RU 2018136433A RU 2018136433 A RU2018136433 A RU 2018136433A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable wire
- controlled
- wellbore
- valve
- valves
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 title 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 19
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 230000001902 propagating effect Effects 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
- 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 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/05—Flapper valves
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Claims (34)
1. Способ формирования трещиноватого подземного пласта, включающий:
формирование ствола скважины от некоторого местоположения на поверхности до подземного пласта и, в пределах подземного пласта, от пятки до носка;
создание обсадной колонны внутри ствола скважины таким образом, чтобы обсадная колонна содержала множество первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, выполненных с возможностью обеспечения контакта между внутренней частью ствола скважины и наружной частью ствола скважины, и множество вторых приводимых в действие с помощью кабельной проволоки клапанов, среди которых каждый второй приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан связан с первым приводимым в действие с помощью кабельной проволоки клапаном, при этом каждый второй приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан выполнен с возможностью изоляции участка внутренней части ствола скважины, расположенного вверх по стволу скважины от первых клапанов, от участка внутренней части ствола скважины, расположенного вниз по стволу скважины от первого клапана, и при этом изначально все первые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны закрыты, а все вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны открыты;
формирование трещины гидроразрыва из ствола скважины у носка ствола скважины, между носком ствола скважины и первым регулируемым с помощью кабельной проволоки клапаном, расположенным ближе всего к носку ствола скважины;
открытие первого регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана и закрытие второго регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, расположенного ближе всего к носку ствола скважины;
формирование трещины гидроразрыва внутрь подземного пласта через открытый первый регулируемый с помощью кабельной проволоки клапан;
открытие первого регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, который является вторым расположенным ближе всего к носку клапаном, и закрытие второго регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, который является вторым расположенным ближе всего к носку клапаном; и
формирование трещины гидроразрыва внутрь подземного пласта через открытый первый приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан, который является вторым расположенным ближе всего к носку клапаном.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап непрерывного открытия первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, закрытия вторых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, и формирования трещин гидроразрыва для каждой последующей группы первых и вторых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов до тех пор, пока не будут сформированы трещины гидроразрыва через каждый из первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны управляются с помощью отклонителя на кабельной проволоке.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны представляют собой возвратные клапаны, которые позволяют потоку проходить от носка до пятки скважины, но в закрытом положении предотвращают прохождение потока от пятки до носка скважины.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны представляют собой створчатые клапаны, которые в закрытом положении закупоривают створ ствола скважины.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что второй регулируемый с помощью кабельной проволоки клапан содержит материалы, которые разрушаются в условиях ствола скважины.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны являются муфтовыми клапанами, которые закрывают отверстия, расположенные по периметру клапана.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что количество групп первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов и вторых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов находится в пределах от десяти до ста.
9. Способ по п. 3, отличающийся тем, что инструмент с механизмом возвратно-поступательного движения на кабельной проволоке помещается в ствол скважины с цементной пробкой за цементом, закачиваемым вниз по обсадной колонне и вверх по кольцевому пространству между обсадной колонной и стволом скважины для обеспечения зональной изоляции вдоль ствола скважины.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что трещина гидроразрыва у носка ствола скважины формируется через регулируемый с помощью кабельной проволоки муфтовый клапан, который открывается с помощью инструмента с механизмом возвратно-поступательного движения на кабельной проволоке.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что трещина гидроразрыва у носка скважины образуется в конце обсадной колонны из необсаженного участка ствола скважины.
12. Способ по п. 3, отличающийся тем, что инструмент с механизмом возвратно-поступательного движения на кабельной проволоке перемещается мимо каждой группы из первого регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана и второго регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, изменяя положение каждого клапана между формированием каждой трещины гидроразрыва, и остается в стволе скважины между самой последней пройденной группой регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов и следующей группой регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, при этом формируя следующую трещину гидроразрыва.
13. Способ формирования трещиноватого подземного пласта, включающий:
формирование ствола скважины от некоторого местоположения на поверхности до подземного пласта в пределах подземного пласта от пятки до носка;
установка обсадной колонны внутри ствола скважины таким образом, чтобы обсадная колонна содержала множество первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, выполненных с возможностью обеспечения контакта между внутренней частью ствола скважины и наружной частью ствола скважины, и множество вторых приводимых в действие с помощью кабельной проволоки клапанов, среди которых каждый второй приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан связан с первым приводимым в действие с помощью кабельной проволоки клапаном, при этом каждый второй приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан выполнен с возможностью изоляции участка внутренней части ствола скважины, расположенного вверх по стволу скважины от первых клапанов, от участка внутренней части ствола скважины, расположенного вниз по стволу скважины от первого клапана, и при этом изначально все первые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны закрыты, а все вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны открыты;
формирование трещины гидроразрыва из ствола скважины у носка ствола скважины между носком ствола скважины и первым регулируемым с помощью кабельной проволоки клапаном, находящимся ближе всего к носку ствола скважины;
открытие первого регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана и закрытие второго регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, расположенного ближе всего к носку ствола скважины;
формирование трещины гидроразрыва внутрь подземного пласта через открытый первый регулируемый с помощью кабельной проволоки клапан путем введения цементного раствора с удельным весом 2 или больше в ствол скважины и распространения трещины гидроразрыва под воздействием гидростатического давления цементного раствора;
открытие первого регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, который является вторым ближайшим к носку, и закрытие второго регулируемого с помощью кабельной проволоки клапана, который является вторым ближайшим к носку; и
формирование трещины гидроразрыва внутрь подземного пласта через открытый первый приводимый в действие с помощью кабельной проволоки клапан, который является вторым расположенным ближе всего к носку.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что дополнительно включает этап непрерывного открытия первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, закрытия вторых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов, и формирования трещин гидроразрыва для каждой последующей группы из первых и вторых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов до тех пор, пока не будут сформированы трещины гидроразрыва через каждый из первых регулируемых с помощью кабельной проволоки клапанов.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны управляются с помощью отклонителя на кабельной проволоке.
16. Способ по п. 13, отличающийся тем, что вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны представляют собой возвратные клапаны, которые позволяют потоку проходить от носка до пятки скважины, а в закрытом положении предотвращают прохождение потока от пятки до носка скважины.
17. Способ по п. 13, отличающийся тем, что регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны управляются с помощью отклонителя на кабельной проволоке.
18. Способ по п. 13, отличающийся тем, что вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны представляет собой возвратные клапаны, которые позволяют потоку проходить от носка до пятки скважины, а в закрытом положении предотвращают прохождение потока от пятки до носка скважины.
19. Способ по п. 13, отличающийся тем, что вторые регулируемые с помощью кабельной проволоки клапаны представляют собой створчатые клапаны, которые в закрытом положении закупоривают створ ствола скважины.
20. Способ по п. 13, отличающийся тем, что второй регулируемый с помощью кабельной проволоки клапан содержит материалы, которые разрушаются в условиях ствола скважины.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201662309699P | 2016-03-17 | 2016-03-17 | |
US62/309,699 | 2016-03-17 | ||
PCT/US2017/022545 WO2017161011A1 (en) | 2016-03-17 | 2017-03-15 | Single entry fracturing process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018136433A true RU2018136433A (ru) | 2020-04-17 |
RU2018136433A3 RU2018136433A3 (ru) | 2020-06-29 |
Family
ID=58413211
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018136433A RU2018136433A (ru) | 2016-03-17 | 2017-03-15 | Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20190063186A1 (ru) |
CN (1) | CN108779666A (ru) |
AR (1) | AR107904A1 (ru) |
BR (1) | BR112018068569A2 (ru) |
CA (1) | CA3017386A1 (ru) |
RU (1) | RU2018136433A (ru) |
WO (1) | WO2017161011A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
CN110454129B (zh) * | 2019-08-08 | 2022-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井分层压裂、控水一体化工艺管柱 |
CN111535791B (zh) * | 2020-05-08 | 2022-09-20 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 碎软低渗煤层井上下联合压裂区域瓦斯高效抽采方法 |
US11867033B2 (en) | 2020-09-01 | 2024-01-09 | Mousa D. Alkhalidi | Casing deployed well completion systems and methods |
US20220065080A1 (en) * | 2020-09-01 | 2022-03-03 | Mousa Alkhalidi | Behind casing well perforating and isolation system and related methods |
CN117072134B (zh) * | 2023-10-19 | 2024-02-06 | 中国煤炭地质总局勘查研究总院 | 深部地层水平井大规模体积压裂方法 |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4555493A (en) | 1983-12-07 | 1985-11-26 | Reynolds Metals Company | Aluminosilicate ceramic proppant for gas and oil well fracturing and method of forming same |
US5074359A (en) | 1989-11-06 | 1991-12-24 | Atlantic Richfield Company | Method for hydraulic fracturing cased wellbores |
US5338529A (en) | 1992-04-27 | 1994-08-16 | Research Corporation Technologies, Inc. | Recognition and separation of carbon clusters |
US5263683A (en) | 1992-05-05 | 1993-11-23 | Grace Energy Corporation | Sliding sleeve valve |
US7730948B2 (en) | 2005-03-07 | 2010-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Use of coated proppant to minimize abrasive erosion in high rate fracturing operations |
US7451820B2 (en) | 2005-04-29 | 2008-11-18 | Bj Services Company | Method for fracture stimulating well bores |
AU2007276817B2 (en) | 2006-07-27 | 2012-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers |
CN201025018Y (zh) * | 2007-03-14 | 2008-02-20 | 中国石化股份胜利油田分公司采油工艺研究院 | 分层酸化压裂工艺一次管柱 |
RU2346910C1 (ru) | 2007-04-20 | 2009-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Керамический проппант с низкой плотностью и способ его приготовления |
WO2009016549A2 (en) | 2007-07-27 | 2009-02-05 | Schlumberger Canada Limited | System, method and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
WO2012048144A2 (en) * | 2010-10-06 | 2012-04-12 | Colorado School Of Mines | Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore |
US9382790B2 (en) * | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
GB2500044B (en) * | 2012-03-08 | 2018-01-17 | Weatherford Tech Holdings Llc | Selective fracturing system |
AU2013277122B2 (en) * | 2012-06-21 | 2015-12-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating a subterranean formation with a mortar slurry |
US20150075784A1 (en) | 2013-09-19 | 2015-03-19 | Shell Oil Company | Phased stimulation methods |
US9546538B2 (en) | 2013-10-25 | 2017-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Multi-stage fracturing with smart frack sleeves while leaving a full flow bore |
AR099425A1 (es) | 2014-02-19 | 2016-07-20 | Shell Int Research | Método para proveer fracturas múltiples en una formación |
-
2017
- 2017-03-13 US US16/084,774 patent/US20190063186A1/en not_active Abandoned
- 2017-03-15 CA CA3017386A patent/CA3017386A1/en not_active Abandoned
- 2017-03-15 WO PCT/US2017/022545 patent/WO2017161011A1/en active Application Filing
- 2017-03-15 CN CN201780017810.XA patent/CN108779666A/zh active Pending
- 2017-03-15 BR BR112018068569-0A patent/BR112018068569A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2017-03-15 RU RU2018136433A patent/RU2018136433A/ru not_active Application Discontinuation
- 2017-03-17 AR ARP170100662A patent/AR107904A1/es unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112018068569A2 (pt) | 2019-02-12 |
CN108779666A (zh) | 2018-11-09 |
US20190063186A1 (en) | 2019-02-28 |
RU2018136433A3 (ru) | 2020-06-29 |
CA3017386A1 (en) | 2017-09-21 |
WO2017161011A1 (en) | 2017-09-21 |
AR107904A1 (es) | 2018-06-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2018136433A (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом | |
CA2938377C (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
CA2823127C (en) | Method and apparatus for completing a multi-stage well | |
AU2014348532B2 (en) | Fracturing sequential operation method using signal responsive ported subs and packers | |
CA2795199C (en) | Method and apparatus for wellbore control | |
DK200900764A (en) | A completion assembly for stimulating segmenting and controlling ERD wells | |
NO337861B1 (no) | Flersone-kompletteringssystem | |
RU2485290C1 (ru) | Способ разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости | |
US9206678B2 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
MY187210A (en) | Well completion | |
DK200900765A (en) | A completion assembly and a method for stimulating, segmenting and controlling ERD wells | |
GB2542317A (en) | Reverse cementation of liner string for formation stimulation | |
DK201100773A (en) | Method of fracture formation in formations | |
US8215399B2 (en) | Downhole shut off assembly for artificially lifted wells | |
CN102472086B (zh) | 限流器 | |
EP2877683B1 (en) | System and method for fracturing of oil and gas wells | |
US20160115770A1 (en) | Treatment string and method of use thereof | |
AU2013395453B2 (en) | System and method for delaying actuation using destructable impedance device | |
US11091981B2 (en) | Completion methodology for unconventional well applications using multiple entry sleeves and biodegradable diverting agents | |
US10036237B2 (en) | Mechanically-set devices placed on outside of tubulars in wellbores | |
US9708888B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbore completion assemblies | |
US20170175470A1 (en) | Method and apparatus for operating a shifting tool | |
US9410413B2 (en) | Well system with annular space around casing for a treatment operation | |
US20110203807A1 (en) | Multistage Production System and Method | |
Arguijo et al. | Rupture Disk Valve Improves Plug-and-Perf Applications |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20210830 |