RU2018136433A - Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом - Google Patents

Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом Download PDF

Info

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
Application number
RU2018136433A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2018136433A3 (ru
Inventor
Эрнесто Рафаэль ФОНСЕКА ОКАМПОС
Джодди Джозеф КАРЛАЙЛ
Бенджамен МОВАД
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2018136433A publication Critical patent/RU2018136433A/ru
Publication of RU2018136433A3 publication Critical patent/RU2018136433A3/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/27Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/05Flapper valves
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve 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.
RU2018136433A 2016-03-17 2017-03-15 Способ гидравлического разрыва пласта с одноточечным вводом RU2018136433A (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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