RU2300626C2 - Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования (варианты) - Google Patents
Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2300626C2 RU2300626C2 RU2004132125/03A RU2004132125A RU2300626C2 RU 2300626 C2 RU2300626 C2 RU 2300626C2 RU 2004132125/03 A RU2004132125/03 A RU 2004132125/03A RU 2004132125 A RU2004132125 A RU 2004132125A RU 2300626 C2 RU2300626 C2 RU 2300626C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- well
- formation
- dynamic pressure
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 title abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 96
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 22
- 230000006854 communication Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004880 explosion Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 67
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 15
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 238000005422 blasting Methods 0.000 claims description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 16
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 11
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 9
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- -1 but not limited to Substances 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000001718 repressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
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
- 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
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
- E21B43/1195—Replacement of drilling mud; decrease of undesirable shock waves
-
- 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
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- 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
-
- 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
- E21B37/08—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells cleaning in situ of down-hole filters, screens, e.g. casing perforations, or gravel packs
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
-
- 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
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
- E21B43/117—Shaped-charge perforators
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F42—AMMUNITION; BLASTING
- F42B—EXPLOSIVE CHARGES, e.g. FOR BLASTING, FIREWORKS, AMMUNITION
- F42B3/00—Blasting cartridges, i.e. case and explosive
- F42B3/02—Blasting cartridges, i.e. case and explosive adapted to be united into assemblies
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F42—AMMUNITION; BLASTING
- F42D—BLASTING
- F42D5/00—Safety arrangements
- F42D5/04—Rendering explosive charges harmless, e.g. destroying ammunition; Rendering detonation of explosive charges harmless
- F42D5/045—Detonation-wave absorbing or damping means
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/04—Ball valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к операциям по регулированию изменения давления во время работ по перфорированию. Обеспечивает улучшение сообщения по текучей среде между скважиной и пластом. Согласно способу по первому варианту определяют характеристики пласта, подлежащего перфорированию. Выбирают профиль изменения динамического давления на основе характеристик пласта. Выбирают перфорирующий инструмент. Выбирают скважинную текучую среду на основе характеристик пласта и характеристик выбранного перфорирующего инструмента для достижения выбранного профиля изменения динамического давления с учетом взрывной силы зарядов и объема перфоратора. Перфорируют скважину путем взрыва перфорирующего инструмента. Согласно способу по второму варианту заполняют по меньшей мере часть скважины скважинной текучей средой. Скважинную текучую среду выбирают для регулирования изменения динамического давления при и после взрыва перфорирующего инструмента с учетом взрывной силы зарядов и объема перфоратора. Перфорируют скважину путем взрыва перфорирующего инструмента. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
ВВобщем настоящее изобретение относится к улучшению сообщения по текучей среде между пластом и скважиной, и более конкретно к регулированию изменения давления при перфорировании.
Для заканчивания скважины одну или несколько зон пласта, прилегающих к скважине, перфорируют, чтобы обеспечить возможность втекания текучей среды из зон пласта в скважину для извлечения его на поверхность или закачивания текучих сред, подлежащих введению в зоны пласта. Колонна стреляющих перфораторов может быть спущена в скважину, а перфораторы подорваны для создания отверстий в обсадной колонне и для распространения перфораций в окружающий пласт.
Вследствие взрывной природы образования перфорационных туннелей из пласта рассеиваются песчаные зерна. Вокруг каждого перфорационного туннеля может образоваться «область, поврежденная ударной нагрузкой», имеющая меньшую проницаемость по сравнению с проницаемостью нетронутой основной массы пласта. При этом процессе также может образоваться туннель, заполненный обломками породы, смешанными с обломками заряда перфоратора. Степень повреждения и количество свободных обломков в туннеле может определяться множеством факторов, включая свойства пласта, свойства заряда взрывчатого вещества, режимы давления, свойства флюидов и т.д. Область, поврежденная ударной нагрузкой, и свободные обломки в перфорационных туннелях могут снижать продуктивность эксплуатационных скважин или приемистость нагнетательных скважин.
Один популярный способ получения чистых перфораций заключается в перфорировании при превышении пластового давления над гидростатическим давлением в скважине (состояние отрицательной депрессии). После образования перфораций текучая среда первоначально протекает из пласта через туннели, при этом некоторая часть обломков удаляется. Однако при некоторых скважинных условиях перфорирование при отрицательной депрессии не всегда может быть эффективным и может быть дорогостоящим и небезопасным в осуществлении. Например, когда пластовое давление высокое, а основная масса пласта слабая, разность давлений при такой отрицательной депрессии может привести к разрушению перфорационного туннеля и/или к чрезмерному выносу песка.
Общепринято использовать скважинную текучую среду или буровой раствор для создания гидростатического напора в скважине. Скважинная текучая среда может быть утяжеленной для регулирования степени разности статических давлений между пластовым давлением и давлением в скважине. Поэтому основанная на характеристиках пласта скважинная текучая среда может быть утяжеленной для создания состояния отрицательной депрессии, при которой давление в скважине ниже пластового давления, сбалансированного статического состояния, при котором гидростатическое давление в скважине и пластовое давление равны, и статического состояния депрессии, при котором гидростатическое давление в скважине превышает пластовое давление.
Выполнение работ по перфорированию согласно предшествующему уровню техники часто приводит к повреждению продуктивного пласта, которое должно быть устранено для продолжения операций добычи или нагнетания. Это повреждение часто обусловлено использованием текучей среды, которая создает чрезмерный дисбаланс динамического давления между пластом и скважиной вблизи взрыва стреляющего перфоратора.
Когда несущий углеводород продуктивный пласт перфорируют кумулятивными зарядами, могут произойти некоторые явления, вызывающие повреждение пласта и падение производительности. Проницаемость может уменьшиться вследствие раздробления породы вокруг перфорационной полости или вследствие засорения перфорационного туннеля свободными отложениями или обломками породы, которые образуются во время проникновения струи кумулятивного заряда в пласт. Во время депрессионного состояния скважинная текучая среда может входить в туннели и осаждать дополнительные обломки породы. Эти обломки породы часто трудно удалить из перфорационных туннелей с помощью скважинных текучих сред согласно предшествующему уровню техники. Образованные перфорационные туннели могут разрушаться вследствие изменений динамического давления во время процесса перфорирования, при этом исключается или ухудшается процесс сообщения между пластом и скважиной. Кроме того, когда перфоратор подрывают в случае использования обычных текучих сред, быстрые изменения давления в скважине приводят к «подбрасыванию перфоратора». Это ведет к повреждению скважинных инструментов, стреляющего перфоратора и пакеров.
Кроме того, при заканчиваниях скважин согласно предшествующему уровню техники перфорирование скважины является отдельным этапом заканчивания скважины. После перфорирования могут оказаться желательными возвращение к работам в скважине и подача вязкой текучей среды для удаления частиц из пласта и скважины с целью облегчения добычи из скважины. Также могут оказаться желательными возвращение к работам в скважине и закачивание текучей среды, которая реагирует с желаемым пластом, для очистки перфораций и повышения продуктивности.
Поэтому желательно создать систему для регулирования изменения давления во время работ по перфорированию, которая направлена на устранение недостатков перфорационных систем из предшествующего уровня техники. Кроме того, желательно получить текучую среду для перфорационных работ, при использовании которой уменьшается повреждение продуктивного пласта вблизи скважины. Еще также желательно создать систему регулирования изменения давления, в которой текучая среда для перфорационных работ используется для регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования. Кроме того, еще желательно создать систему регулирования изменения давления, в которой управление стреляющим перфоратором используется для регулирования изменения динамического давления. Еще также желательно получить скважинную текучую среду, использование которой может облегчить удаление препятствий сообщению по текучей среде между скважиной и прилегающим пластом.
Техническим результатом настоящего изобретения является улучшение сообщения по текучей среде между скважиной и пластом путем регулирования изменения динамического давления по время операции перфорирования.
Этот технический результат достигается тем, что в способе регулирования изменения динамического давления при перфорировании пласта, включающем определение характеристик перфорируемого пласта, выбор перфорирующего инструмента, имеющего характеристики для получения желаемого сообщения по текучей среде между скважиной и пластом и выполнение операции перфорирования, согласно изобретению осуществляют выбор профиля изменения динамического давления на основе характеристик пласта, при котором облегчается создание сообщения по текучей среде между скважиной и пластом и выбор скважинной текучей среды на основе характеристик пласта и характеристик выбранного перфорирующего инструмента для по существу достижения выбранного профиля изменения динамического давления.
Выбранная скважинная текучая среда может быть по существу несжимаемой текучей средой, сжимаемой текучей средой, пеной, водой, соляным раствором.
Выбранная скважинная текучая среда может дополнительно включать химически активный агент, загуститель, поверхностно-активное вещество.
Выбранное изменение динамического давления является депрессионным или репрессионным.
Указанный технический результат достигается и тем, что в способе регулирования изменения динамического давления при перфорировании ствола скважины, включающем заполнение по меньшей мере части ствола скважины скважинной текучей средой и перфорирование ствола скважины путем взрыва перфорирующего инструмента, согласно изобретению скважинную текучую среду выбирают для регулирования изменения динамического давления при и после взрыва перфорирующего инструмента.
Выбранная скважинная текучая среда может быть по существу несжимаемой текучей средой или сжимаемой текучей средой.
Вышеописанные способы облегчают регулирование изменений динамического давления между скважиной и пластом при перфорировании. Регулированием изменения динамического давления уменьшается повреждение, которое может быть неустранимым при выполнении перфорирования согласно известным способам. В способе могут дополнительно использоваться элементы в скважинной текучей среде для дополнительного улучшения сообщения по текучей среде.
Вышеупомянутые и другие признаки и объекты настоящего изобретения будут более подробно описаны в нижеследующем описании конкретного варианта осуществления изобретения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схематичный вид перфорационной системы согласно настоящему изобретению;
фиг.2 - графики изменений давления при перфорировании;
фиг.3 - графики изменений давления при исследовательских работах по перфорированию;
фиг.4 - графики изменений давлений при перфорировании на слабом песчанике Castlegate при использовании сжимаемой текучей среды и несжимаемой текучей среды; и
фиг.5 - функциональную схему способа регулирования изменения давления при перфорировании согласно настоящему изобретению.
Использованные в настоящей заявке термины «вверх» и «вниз», «верхний» и «нижний» и другие аналогичные термины, указывающие на относительные положения определенной точки или элемента, использованы для более понятного описания некоторых элементов из вариантов осуществления изобретения. Обычно эти термины относятся к опорной точке, когда поверхность, от которой начинают бурильные работы, является верхней точкой, а суммарная глубина скважины является самой нижней точкой.
На фиг.1 представлен схематичный вид перфорационной системы 10 согласно настоящему изобретению. Перфорационная система 10 включает скважину 12, которая пробурена в земле 14 до желаемого пласта 16 для извлечения текучей среды из пласта 16 или закачивания текучей среды в него. Скважина 12 часто включает обсадную колонну 18, хотя скважина 12 может быть открыта вблизи пласта 16. Для содействия извлечению текучей среды из пласта 16 или закачивания текучей среды в пласт 16 между скважиной 12 и пластом 16 образован тунель 20 для текучей среды для улучшения сообщения по текучей среде между ними. Туннели 20 образуют посредством стреляющего перфоратора 22, несущего проникающее средство 24, например, но без ограничения им, кумулятивный заряд. Обычно стреляющий перфоратор 22 спускают внутрь скважины 12 с помощью талевого каната 26 или насосно-компрессорной колонны.
Стреляющий перфоратор 22 включает корпус 23, несущий заряды 24. Перфоратор 22 может быть спроектирован для конкретных применений в скважине с целью получения желаемой плотности туннелей 20 в пласте 16. Однако он реализован так, что характеристики перфоратора могут быть видоизменены для регулирования изменения давления во время операции перфорирования. Способы и оборудование для регулирования изменения давления и улучшения вскрытия продуктивного пласта дополнительно включены в настоящую заявку посредством ссылки на родственные и находящиеся в совместном владении заявки на патенты: США, регистрационный номер [реестр №22.1533], под названием "Improving reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid", подана 19 сентября 2003 г., США, регистрационный номер 10/316614, опубликованая 15 мая 2003 г. в виде US 2003/0089498 А1, и патент США №6598682.
Скважина 12 заполнена текучей средой 28 для перфорационных работ, которая в перфорационной системе из предшествующего уровня техники обычно является раствором для вскрытия продуктивного пласта (например, соляным раствором). Текучую среду 28 в скважине 12 традиционно используют для различных целей таких, как, но без ограничения ими, предотвращение вхождения пластовой текучей среды 30 под давлением в скважину 12 и выброса неконтролируемым образом. В настоящем изобретении текучая среда 28 дополнительно выбрана и предусмотрена для регулирования изменения динамического давления согласно настоящему изобретению. Текучая среда 28 может быть по существу несжимаемой текучей средой или сжимаемой текучей средой таким, как, но без ограничения ими, вода, соляной раствор, пена, сжиженный газ, например азот, хеланты, растворы поверхностно-активных веществ, взаимные растворители, вязкоупругие поверхностно-активные вещества, растворы полимеров, гель сшитого полимера, афрон или комбинации из этих жидкостей. Может быть желательным закачивание в скважину 12 сжиженного газа непосредственно к пласту 16.
При использовании перфорационных систем и способов из предшествующего уровня техники обычно сталкиваются с несколькими проблемами. Одна явная проблема заключается в повреждении пласта 16 таким образом, что снижается проницаемость или связь по текучей среде между скважиной 12 и пластом 16 и, тем самым, нейтрализуется результат перфорации пласта 16. Эти проблемы включают в себя чрезмерный вынос песка из пласта 16, разрушающего туннель 20, закупоривающего туннель 20, и повреждение пласта 16 при проникновении скважинной текучей среды 28, приводящее к осаждению обломков породы в туннелях 20. Вторая проблема заключается в повреждении скважины 12 и соответствующего оборудования во время процесса перфорирования. Это повреждение является наиболее существенным, когда при «подбрасывании перфоратора» страгиваются с места или повреждаются пакеры (непоказанные), что требует дополнительных рейсов в скважину для исправления повреждения.
В известных перфорационных системах и способах желаемая разность давлений между скважиной и пластом определялась как статическая. Поэтому разность давлений относилась к моменту до взрыва зарядов 24. В этих системах не учитывалось изменение динамического давления при подрыве зарядов 24 и после него.
Во время процесса перфорирования заряды 24 взрываются с передачей источника энергии из стреляющего перфоратора 22 в пласт 16 для образования туннелей 20 текучих сред. Общий и эффективный способ создания туннелей 20 заключается в использовании кумулятивных зарядов 24, которые после взрыва проникают через обсадную колонну 18 в пласт 16. При подрыве кумулятивных зарядов 24 выделяется взрывчатая масса и открывается объем корпуса 23 перфоратора 22 и объем зарядов 24. Это явление изменяет давление в скважине 12 относительно исходного давления в скважине 12. В зависимости от отношения объема пустого перфоратора 22 к взрывчатой массе и от сжимаемости скважинной текучей среды 28 давление может быть выше или ниже исходного давления в скважине. В таком случае скважинная текучая среда 28, обычно жидкость с низкой сжимаемостью, должна расширяться или сжиматься, когда перфоратор 22 заполняется скважинной текучей средой 28 («заполнение перфоратора») или детонационный газ выходит из перфоратора и входит в скважину 12, вызывая существенные изменения давления в скважине 12. Такое изменение динамического давления в скважине 12 не учитывается в способах и системах перфорирования из предшествующего уровня техники. Настоящее изобретение направлено на управление изменениями динамического давления для повышения продуктивности перфорированной скважины.
На фиг.2 и 3 приведены графики изменений давления при выполнении операции перфорирования. На графиках каждое исследование начинается с исходного момента времени при статическом режиме давления в скважине и пластового давления. На фиг.2 показаны результаты четырех экспериментов (обозначенных как исследования с 1 по 4) для случая одного и того заряда 24, который инициировался при начальной отрицательной депрессии 1000 фунтов/дюйм2. Максимальная динамическая отрицательная депрессия изменялась от 200 до 1300 фунтов/дюйм2. На фиг.2 показаны результаты трех аналогичных экспериментов (исследования с 5 по 7), которые начинались при статической отрицательной депрессии 500 фунтов/дюйм2. Динамическая отрицательная депрессия изменялась в пределах от 2400 фунтов/дюйм2 до отрицательной, 300 фунтов / дюйм2.
В исследованиях 1-4 и 7 давление взрывной волны в перфораторе 22 непосредственно после взрыва было выше по сравнению с давлением в скважине, и оно характеризовалось как «депрессия перфоратора». При «депрессии перфоратора» детонационный газ входил в скважину 12, повышая давление в скважине. В исследованиях 5 и 6 давление взрывной волны было ниже по сравнению со статическим давлением в скважине и оно характеризовалась как «отрицательная депрессия перфоратора». В случае, когда несжимаемый скважинный флюид 28 входит в перфоратор 22, это приводит к резкому снижению давления в скважине.
Во многих ситуациях желательно получать такой профиль изменения давления, какой показан как исследование 5. Однако, чтобы уменьшить повреждение и улучшить сообщение по текучей среде между скважиной 12 и пластом 16, профиль изменения должен быть определен на основе основной массы пласта 16.
Создание высокой динамической отрицательной депрессии необходимо для стимуляции протекания текучей среды из пласта 16 в скважину 12 для очистки туннелей 20 от обломков породы (исследование 5). Однако это не всегда желательно. Например, при перфорировании в пласте 16 под высоким давлением в случае небольшой механической прочности высокая динамическая отрицательная депрессия может привести к разрушению туннелей 20. В настоящей системе предусмотрено, что сжимаемая скважинная текучая среда 28 будет демпфировать возрастание и падение давления, происходящие в результате взрыва заряда 24 и заполнения перфоратора, тем самым снижая динамическую отрицательную депрессию. Дополнительно скважинная текучая среда 28 может быть высоковязкой и эластичной, при этом будет ограничиваться скорость скважинной текучей среды 28, втекающей в перфоратор 22, с ограничением динамической отрицательной депрессии. Обе применяемые текучие среды уменьшают разрушение перфорационных туннелей 20.
При перфорировании в пласте 16 с большей механической прочностью мелкозернистые частицы в раздробленной зоне 32 могут снизить проницаемость пласта 16 и ограничить продуктивность и/или приемистость пласта 16. В этой ситуации может оказаться желательным иметь высокую динамическую отрицательную депрессию для удаления обломков породы из туннелей 20, когда скважинная текучая среда 28 и пластовая текучая среда 30 протекает из пласта 16 в скважину 12. Кроме того, для содействия очистке перфорационных туннелей 20 может оказаться желательным включение в скважинную текучую среду 28 химически активных агентов, которые изменяют физические и химические свойства базовой текучей среды таких, как, но без ограничения ими, поверхностно-активные вещества, загустители, растворители, хелатообразующие агенты и кислота.
На фиг.4 приведены графики изменения давления во время исследований по перфорированию на слабом песчанике Castlegate с пределом прочности при неограниченном сжатии около 1500 фунтов/дюйм2. Поровое давление пласта 16 было 5000 фунтов/дюйм2, а давление вышележащей толщи до перфорирования было 10000 фунтов/дюйм2. Исследования были проведены на двух образцах керна. Первый образец был исследован в случае использования несжимаемого соляного раствора 28. Второй образец был исследован в случае использования сжимаемой пенящейся скважинной текучей среды 28. Линией 50 обозначено давление пласта 16.
Первый образец породы был исследован при использовании по существу несжимаемого скважинного соляного раствора 28. Исходная разность статических давлений была уравновешена. Линией 51 обозначено поровое давление или скважинное давление вблизи забоя скважины 12 и границы пласта 16 при использовании несжимаемого скважинного соляного раствора 28. Линией 52 отслеживается давление вышележащей толщи на пласт 16 во время операции перфорирования. Вследствие чрезмерной динамической отрицательной депрессии в точке 53 перфорационный туннель разрушается.
Второй образец породы пласта 16 был исследован при использовании по существу сжимаемой пенящейся скважинной текучей среды 28. Исходная разность статических давлений между пластом 16 и скважиной 12 была депрессионной при 500 фунтах/дюйм2. Линией 54 обозначено поровое давление или скважинное давление вблизи забоя скважины 12 и границы пласта 16 при использовании сжимаемой пенящейся скважинной текучей среды 28. Линией 55 отслеживается давление вышележащей толщи на пласт 16 во время операции перфорирования. При использовании по существу сжимаемой скважинной текучей среды 28 перфорационный туннель не разрушается.
На фиг.5 представлена функциональная схема способа регулирования изменения давления в скважине во время операции перфорирования. С учетом фиг. с 1 по 4 на фиг.5 представлены следующие этапы, этап 100 определения характеристик пласта 16 таких, как, но без ограничения ими, прочность основной массы, проницаемость, пластовое давление и давление вышележащей толщи; этап 102 выбора профиля изменения давления для оцененного пласта 16, при котором облегчается получение перфорационных туннелей 20, способствующих сообщению по текучей среде между скважиной 12 и пластом 16; этап 104 выбора характеристик перфорирующего инструмента 22, предназначенного для образования желаемых туннелей 20 в пласте 16; этап 106 выбора скважинной текучей среды 28 для получения желаемого профиля динамического переходного давления с учетом взрывной силы зарядов 24 и объема перфоратора 22; этап выполнения перфорирования при использовании выбранных стреляющего перфоратора 22 и скважинной текучей среды 28.
Из предшествующего подробного описания конкретных вариантов осуществления изобретения должно быть очевидно, что раскрыта система для регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования, которая является новой. Хотя конкретные варианты осуществления изобретения раскрыты в настоящей заявке довольно подробно, это сделано исключительно с целью описания различных признаков и аспектов изобретения и не преследует ограничения объема изобретения. Предполагается что различные замены, изменения и/или модификации, включая, но без ограничения ими, те изменения реализаций, которые могли быть подсказаны в настоящей заявке, могут быть сделаны в раскрытых вариантах осуществления без отступления от сущности и объема изобретения, определенных приложенной формулой изобретения, которая приведена ниже.
Claims (14)
1. Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования, включающий определение характеристик пласта, подлежащего перфорированию, выбор профиля изменения динамического давления на основе характеристик пласта, при котором облегчается создание сообщения по текучей среде между скважиной и пластом, выбор перфорирующего инструмента, имеющего характеристики для получения желаемого сообщения по текучей среде между скважиной и пластом, выбор скважинной текучей среды на основе характеристик пласта и характеристик выбранного перфорирующего инструмента для по, существу, достижения выбранного профиля изменения динамического давления с учетом взрывной силы зарядов и объема перфоратора, выполнение операции перфорирования путем взрыва перфорирующего инструмента.
2. Способ по п.1, в котором выбранная скважинная текучая среда является, по существу, несжимаемой текучей средой.
3. Способ по п.1, в котором выбранная скважинная текучая среда является сжимаемой текучей средой.
4. Способ по п.1, в котором выбранная скважинная текучая среда является пеной.
5. Способ по п.1, в котором выбранная скважинная текучая среда является водой.
6. Способ по п.1, в котором выбранная скважинная текучая среда является соляным раствором.
7. Способ по пп.1-3, в котором выбранная скважинная текучая среда дополнительно включает химически активный агент.
8. Способ по пп.1-3, в котором выбранная скважинная текучая среда дополнительно включает загуститель.
9. Способ по пп.1-3, в котором выбранная скважинная текучая среда включает поверхностно-активное вещество.
10. Способ по п.1, в котором изменение динамического давления является превышением давления пласта над гидростатическим давлением в скважине.
11. Способ по п.1, в котором изменение динамического давления является превышением гидростатического давления в скважине над давлением пласта.
12. Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования, включающий заполнение по меньшей мере части скважины скважинной текучей средой, выбранной для регулирования изменения динамического давления при и после взрыва перфорирующего инструмента с учетом взрывной силы зарядов и объема перфоратора, перфорирование скважины путем взрыва перфорирующего инструмента.
13. Способ по п.12, в котором выбранная скважинная текучая среда является, по существу, несжимаемой текучей средой.
14. Способ по п.12, в котором выбранная скважинная текучая среда является сжимаемой текучей средой.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/701,309 US7036594B2 (en) | 2000-03-02 | 2003-11-04 | Controlling a pressure transient in a well |
US10/701,309 | 2003-11-04 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004132125A RU2004132125A (ru) | 2006-04-10 |
RU2300626C2 true RU2300626C2 (ru) | 2007-06-10 |
Family
ID=33491012
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004132125/03A RU2300626C2 (ru) | 2003-11-04 | 2004-11-03 | Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования (варианты) |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7036594B2 (ru) |
CA (1) | CA2486091C (ru) |
GB (1) | GB2408057B (ru) |
MX (1) | MXPA04010637A (ru) |
NO (1) | NO335580B1 (ru) |
RU (1) | RU2300626C2 (ru) |
SG (1) | SG111272A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2567067C1 (ru) * | 2011-10-11 | 2015-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Система и способ выполнения операции интенсификации |
Families Citing this family (82)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7451819B2 (en) * | 2000-03-02 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Openhole perforating |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US7243725B2 (en) * | 2004-05-08 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surge chamber assembly and method for perforating in dynamic underbalanced conditions |
US7748457B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Injection of treatment materials into a geological formation surrounding a well bore |
CA2544818A1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Precision Energy Services, Inc. | Method and apparatus for perforating a casing and producing hydrocarbons |
US7757775B2 (en) * | 2007-01-09 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Mitigation of localized stress in tubulars |
US20090078420A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Perforator charge with a case containing a reactive material |
US7896077B2 (en) * | 2007-09-27 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing dynamic transient pressure conditions to improve perforation characteristics |
MX2010006006A (es) * | 2007-12-03 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Bv | Metodos de perforacion usando fluidos surfactantes viscoelasticos y composiciones asociadas. |
US7640986B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Device and method for reducing detonation gas pressure |
US8256337B2 (en) * | 2008-03-07 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Modular initiator |
US7861784B2 (en) * | 2008-09-25 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of controlling surge during wellbore completion |
US8726995B2 (en) * | 2008-12-01 | 2014-05-20 | Geodynamics, Inc. | Method for the enhancement of dynamic underbalanced systems and optimization of gun weight |
US8245770B2 (en) * | 2008-12-01 | 2012-08-21 | Geodynamics, Inc. | Method for perforating failure-prone formations |
US20100132946A1 (en) | 2008-12-01 | 2010-06-03 | Matthew Robert George Bell | Method for the Enhancement of Injection Activities and Stimulation of Oil and Gas Production |
US9080431B2 (en) * | 2008-12-01 | 2015-07-14 | Geodynamics, Inc. | Method for perforating a wellbore in low underbalance systems |
US20100147587A1 (en) * | 2008-12-16 | 2010-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion apparatus and methods |
US20100169019A1 (en) * | 2008-12-27 | 2010-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using local dynamic under-balance in perforating |
US8424606B2 (en) * | 2008-12-27 | 2013-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for perforating with reduced debris in wellbore |
US9080430B2 (en) * | 2009-06-03 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Device for the dynamic under balance and dynamic over balance perforating in a borehole |
US8336437B2 (en) * | 2009-07-01 | 2012-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun assembly and method for controlling wellbore pressure regimes during perforating |
US8555764B2 (en) * | 2009-07-01 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun assembly and method for controlling wellbore pressure regimes during perforating |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US8215397B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
US8302688B2 (en) * | 2010-01-20 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of optimizing wellbore perforations using underbalance pulsations |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US8381652B2 (en) | 2010-03-09 | 2013-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shaped charge liner comprised of reactive materials |
US8734960B1 (en) | 2010-06-17 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | High density powdered material liner |
CN102947666B (zh) | 2010-06-17 | 2015-06-10 | 哈利伯顿能源服务公司 | 高密度粉末材料衬管 |
US20120018156A1 (en) * | 2010-06-22 | 2012-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gas cushion near or around perforating gun to control wellbore pressure transients |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
GB2489351A (en) * | 2010-12-17 | 2012-09-26 | Schlumberger Holdings | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
US8794326B2 (en) * | 2011-01-19 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun with variable free gun volume |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
CA2769935C (en) * | 2012-02-28 | 2020-04-14 | Canasonics Inc. | Method and system for cleaning fracture ports |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
EP3122997B1 (en) * | 2014-02-25 | 2021-03-24 | Services Petroliers Schlumberger | Wirelessly transmitting data representing downhole operation |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
GB2552095B (en) * | 2015-02-13 | 2020-11-04 | Halliburton Energy Services Inc | Mitigated dynamic underbalance |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9759048B2 (en) | 2015-06-29 | 2017-09-12 | Owen Oil Tools Lp | Perforating gun for underbalanced perforating |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
BR112018011837A2 (pt) | 2016-01-27 | 2018-11-27 | Halliburton Energy Services Inc | método para canhoneio de uma coluna de revestimento, método para controlar um perfil de tempo-pressão dinâmico associado a um evento de canhoneio, aparelho para controlar um perfil de tempo-pressão dinâmico associado a um evento de canhoneio e ferramenta |
US9862027B1 (en) | 2017-01-12 | 2018-01-09 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Shaped charge liner, method of making same, and shaped charge incorporating same |
EP3642555A1 (en) | 2017-06-23 | 2020-04-29 | DynaEnergetics Europe GmbH | Shaped charge liner, method of making same, and shaped charge incorporating same |
US11988066B2 (en) | 2020-06-18 | 2024-05-21 | DynaEnergetics Europe GmbH | Dynamic underbalance sub |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3517745A (en) | 1968-06-20 | 1970-06-30 | Shell Oil Co | Well perforating method |
US4175042A (en) | 1976-10-26 | 1979-11-20 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over fluid and method of use |
US4182418A (en) | 1977-09-20 | 1980-01-08 | Jannsen Edward M | Method for perforating water well pipe casings |
US4650010A (en) | 1984-11-27 | 1987-03-17 | Halliburton Company | Borehole devices actuated by fluid pressure |
US5551344A (en) * | 1992-11-10 | 1996-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for overbalanced perforating and fracturing in a borehole |
US6065550A (en) | 1996-02-01 | 2000-05-23 | Gardes; Robert | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well |
US5635636A (en) | 1996-05-29 | 1997-06-03 | Alexander; Lloyd G. | Method of determining inflow rates from underbalanced wells |
US6173783B1 (en) | 1999-05-17 | 2001-01-16 | John Abbott-Brown | Method of completing and producing hydrocarbons in a well |
RU2258801C2 (ru) * | 1999-07-22 | 2005-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Компонент и способ, предназначенные для использования со взрывчатыми веществами |
GB9923200D0 (en) | 1999-10-01 | 1999-12-01 | Andertech Limited | Fluid extraction |
US6510389B1 (en) * | 2000-02-25 | 2003-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic detection of stress-induced mechanical damage in a borehole wall |
US6732798B2 (en) | 2000-03-02 | 2004-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling transient underbalance in a wellbore |
US6598682B2 (en) | 2000-03-02 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corp. | Reservoir communication with a wellbore |
US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
US6926080B2 (en) * | 2000-05-31 | 2005-08-09 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Operation method of an oil well pumping unit for well development and device for performing said operation method |
US6351991B1 (en) * | 2000-06-05 | 2002-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Determining stress parameters of formations from multi-mode velocity data |
US20020177955A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-11-28 | Younes Jalali | Completions architecture |
US7181380B2 (en) * | 2002-12-20 | 2007-02-20 | Geomechanics International, Inc. | System and process for optimal selection of hydrocarbon well completion type and design |
-
2003
- 2003-11-04 US US10/701,309 patent/US7036594B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-10-25 SG SG200406242A patent/SG111272A1/en unknown
- 2004-10-26 GB GB0423695A patent/GB2408057B/en active Active
- 2004-10-27 CA CA002486091A patent/CA2486091C/en active Active
- 2004-10-27 MX MXPA04010637A patent/MXPA04010637A/es active IP Right Grant
- 2004-10-28 NO NO20044677A patent/NO335580B1/no unknown
- 2004-11-03 RU RU2004132125/03A patent/RU2300626C2/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ФРИДЛЯНДЕР Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. - М.: Недра, 1985, с.119-124. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2567067C1 (ru) * | 2011-10-11 | 2015-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Система и способ выполнения операции интенсификации |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0423695D0 (en) | 2004-11-24 |
SG111272A1 (en) | 2005-05-30 |
NO20044677L (no) | 2005-05-06 |
GB2408057A (en) | 2005-05-18 |
CA2486091C (en) | 2008-04-29 |
RU2004132125A (ru) | 2006-04-10 |
US7036594B2 (en) | 2006-05-02 |
CA2486091A1 (en) | 2005-05-04 |
US20040089449A1 (en) | 2004-05-13 |
MXPA04010637A (es) | 2005-06-17 |
NO335580B1 (no) | 2015-01-05 |
GB2408057B (en) | 2006-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2300626C2 (ru) | Способ регулирования изменения динамического давления во время операции перфорирования (варианты) | |
RU2567877C2 (ru) | Способ повышения эффективности нагнетания и интенсификации добычи нефти и газа | |
US4951751A (en) | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores | |
US7845410B2 (en) | Openhole perforating | |
US7681635B2 (en) | Methods of fracturing sensitive formations | |
US7428921B2 (en) | Well treatment system and method | |
US9062545B2 (en) | High strain rate method of producing optimized fracture networks in reservoirs | |
US5547023A (en) | Sand control well completion methods for poorly consolidated formations | |
US6024171A (en) | Method for stimulating a wellbore penetrating a solid carbonaceous subterranean formation | |
US8919443B2 (en) | Method for generating discrete fracture initiation sites and propagating dominant planar fractures therefrom | |
RU2299976C2 (ru) | Способ и инструментальная колонна для обработки скважин для улучшения сообщения пласта со стволом скважины (варианты) | |
MX2009002101A (es) | Metodos para fracturar una formacion subterranea utilizando una herramienta de chorro y un fluido tensioactivo biscoelastico para reducir al minimo el daño en la formacion. | |
US4398769A (en) | Method for fragmenting underground formations by hydraulic pressure | |
RU2393340C1 (ru) | Способ и система для управления давлением в подземных формациях | |
RU2432460C2 (ru) | Способы гидравлического разрыва пласта и добычи углеводородной текучей среды из пласта | |
US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
EP1496194B1 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
Behrmann et al. | Underbalance or extreme overbalance | |
RU2355881C2 (ru) | Система и способ для обработки скважины (варианты) | |
RU2152511C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине | |
RU2271441C2 (ru) | Способ заканчивания скважины и устройство для его осуществления | |
CA2487878C (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
CA2462412C (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris |