RU2375561C2 - Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) - Google Patents
Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2375561C2 RU2375561C2 RU2006137362/03A RU2006137362A RU2375561C2 RU 2375561 C2 RU2375561 C2 RU 2375561C2 RU 2006137362/03 A RU2006137362/03 A RU 2006137362/03A RU 2006137362 A RU2006137362 A RU 2006137362A RU 2375561 C2 RU2375561 C2 RU 2375561C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- zone
- fluid
- completing
- tool
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 140
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 111
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 226
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 9
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 9
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 8
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 7
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 2
- 239000012056 semi-solid material Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 2
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 12
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 6
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 4
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000011346 highly viscous material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к завершению скважин в подземной формации, обеспечивающему стимуляцию и последующую изоляцию гидроструйно стимулированных зон. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет минимизации потерь текучих сред во время последующих операций промывки или стимулирования скважины. Сущность изобретения: по одному из вариантов способ содержит следующие этапы: (а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, при этом гидроструйный инструмент вращают и/или перемещают вдоль скважины, вырезая тем самым прямой или винтовой паз в первой зоне подземной формации; (б) нагнетание разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов для создания, по меньшей мере, одного разрыва вдоль каждого перфорационного канала; (в) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды; (г) повторение этапов (а) и (б) во второй зоне подземной формации. Другие варианты являются модификацией вышеописанного. 6 н. и 41 з.п. ф-лы. 11 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам завершения скважин в подземной формации, обеспечивающим стимуляцию и последующую изоляцию гидроструйно стимулированных зон из последующих гидроструйных или стимулирующих операций для минимизации потери завершающих/стимулирующих текучих сред во время последующих операций промывки или стимулирования скважины.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В некоторых скважинах является желательным отдельно или избирательно создавать множество гидравлических разрывов, имеющих достаточную проводимость, обычно на значительное расстояние вдоль скважины для увеличения добычи углеводородов из нефтяного и газового резервуара. Во время стимуляции резервуара из скважин, в частности таких, которые являются сильно искривленными или горизонтальными, является трудным управлять созданием многозонных разрывов вдоль скважины без цементирования облицовки скважины и механической изоляции разрываемой зоны от ранее разорванных зон или еще не разорванных зон.
Традиционные способы создания гидравлических разрывов в заранее определенных точках вдоль сильно искривленной или горизонтальной скважины различаются в зависимости от характера завершения в горизонтально или сильно искривленной секции скважины. Только малая доля горизонтальных завершений на протяжении последних 15 или более лет использует завершение с цементированной облицовкой; наиболее используемыми являются некоторые типы с нецементированной облицовкой или необсаженной секцией. Более того, много скважин с цементированной облицовкой в горизонтальной части также завершались с необсаженной секцией значительной длины ниже секции с цементированной облицовкой. Хорошо известным способом достижения желаемых гидроразрывных/изолирующих результатов является цементирование сплошной облицовки в горизонтальной секции скважины, выполнение обычного этапа взрывного перфорирования и затем выполнение стадий разрыва вдоль скважины с использованием некоторой техники для механической изоляции отдельных разрывов. Второй наиболее успешный способ включает в себя цементирование облицовки и значительное ограничение количества перфорационных отверстий, часто с использованием плотно сгруппированных множеств перфорационных отверстий, с общим количеством перфорационных отверстий, предназначенных для создания ограничения потока, обеспечивающих обратное давление в 100 фунтов на квадратный дюйм или более, благодаря тому, что ограничение потока текучей среды основывается на скорости закачивания в скважину во время стимуляции, в некоторых случаях достигающего 1000 фунтов на квадратный дюйм сопротивления потока. Эта технология обычно известна как технология перфорирования «ограниченного поступления».
В одном обычном способе, после того как первая зона перфорирована и разорвана, в скважине устанавливается песчаная пробка выше созданного разрыва, например перед пяткой скважины. Песчаная пробка ограничивает любой значительный поток в разрыв первой зоны и тем самым ограничивает утечку текучей среды в формацию, в то время как вторая верхняя зона перфорируется и стимулируется разрывом. Один такой способ использования песчаной пробки описан в документе 50608 Общества инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров, который раскрывает использование гибкого трубопровода для размещения взрывных скважинных перфораторов для перфорирования следующего обрабатываемого интервала, сохраняя при этом управление обслуживанием скважины и целостность песчаной пробки. Гибкий трубопровод и скважинные перфораторы удалялись затем из скважины и выполнялся следующий этап гидравлического разрыва. Каждый этап гидравлического разрыва заканчивался созданием песчаной пробки в перфорационных отверстиях путем увеличения концентрации песка и одновременного уменьшения скорости закачивания до формирования пробки. Документ описывает, как повышенная целостность песчаной пробки может быть достигнута путем выполнения, как это общеизвестно в области цементирования, «импульсного цементирования под давлением». Недостатком этой технологии является то, что требуется множество спускоподъемных операций для выполнения различных этапов стимуляции и изоляции.
Недавно фирма «Halliburton Energy Services, Inc.» внедрила и испытала технологию для использования гидроструйного перфорирования, промывки во время разрыва и совместного закачивания вниз по кольцевому пространству скважины. Этот процесс в общем известен как процесс SURGIFRAC, или способ стимуляции, и описан в патенте США №5765642, который включен в данное описание посредством ссылки. Процесс SURGIFRAC применяется в большей части для горизонтальных или сильно искривленных скважин, где обсаживание скважины является трудным и дорогостоящим. С использованием гидроструйной техники возможно создание одного или нескольких независимых одноплоскостных разрывов, и в связи с этим сильно искривленные или горизонтальные скважины могут быть часто завершены без обсаживания скважины. Более того, даже когда сильно искривленные или горизонтальные скважины обсаживаются, гидроструйная перфорация и разрывы в таких скважинах обычно способствует более эффективному способу, по сравнению с использованием традиционных взрывной перфорации и разрывающих ик. Таким образом, известные способы SURGIFRAC являются слишком дорогостоящими, чтобы быть экономической альтернативой, или неэффективными в достижении стимулирующих результатов, или и то, и другое.
Известен способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы: (а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, (б) нагнетание разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов для создания, по меньшей мере, одного разрыва вдоль каждого перфорационного канала, (в) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды и повторение этапов (а) и (б) во второй зоне подземной формации (см., например, публикацию заявки на патент США 2002007949 от 24.01.2002).
Известен также способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы: (а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, (б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент, (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине, (г) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения разрыва любой, (д) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды и повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации (см., например, публикацию заявки на патент США 2002007949 от 24.01.2002).
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению создан способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, при этом гидроструйный инструмент вращается и/или движется вдоль скважины, вырезая тем самым прямой или винтовой паз в первой зоне подземной формации;
(б) нагнетание разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов для создания, по меньшей мере, одного разрыва вдоль каждого перфорационного канала;
(в) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(г) повторение этапов (а) и (б) во второй зоне подземной формации.
Текучая среда, нагнетаемая в подземную формацию через гидроструйный инструмент на этапе (а) может содержать абразивные твердые частицы.
Этапы нагнетания разрывающей текучей среды в первую и вторую зоны могут выполняться с помощью гидроструйного инструмента, обеспечивающего нагнетание текучей среды в зоны под давлением, превышающим давление, необходимое для гидравлического разрыва формации.
Способ может дополнительно содержать этап нагнетания окисляющей текучей среды в один или несколько разрывов для протравливания одного или нескольких разрывов и тем самым поддержания проводимости в одном или нескольких разрывах в последующее время.
Способ может дополнительно содержать этап перемещения гидроструйного инструмента во вторую зону до выполнения этапа (в).
Способ может дополнительно содержать этап перемещения гидроструйного инструмента во вторую зону после выполнения этапа (в).
При осуществлении способа можно использовать изолирующую текучую среду, содержащую твердый или полутвердый материал, твердый материал, содержащий расклинивающий наполнитель, расклинивающий наполнитель, содержащий материал, выбранный из группы, состоящей из кварца, керамики и боксита, твердый материал, содержащий материал, выбранный из группы, состоящей из парафиновых гранул, твердых частиц смолы и полимолочной кислоты, изолирующую текучую среду, содержащую гель, который может быть сшитым гелем, при этом сшитый гель может содержать гранулы полимолочной кислоты.
Способ может дополнительно содержать этап удаления изолирующей текучей среды из первой зоны, который может выполняться путем вытекания изолирующей текучей среды из скважины или путем гидровымывания изолирующей текучей среды из скважины.
Каждый разрыв может иметь устье вблизи скважины. Устье одного или нескольких разрывов могут быть заполнены изолирующей текучей средой.
Изолирующая текучая среда может заполнять, по меньшей мере, часть скважины вблизи каждого устья одного или нескольких разрывов. Изолирующая текучая среда также может заполнять устье одного или нескольких разрывов.
Согласно второму варианту выполнения способ завершения скважины в подземной формации содержит следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(г) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения разрыва любой, при этом шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапа (а), закачивается в разрыв;
(д) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(е) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
Дополнительная разрывающая текучая среда может закачиваться через кольцевое пространство для содействия гидроструйному инструменту в инициировании разрыва в подземной формации.
Один или несколько разрывов могут быть образованы в горизонтальной или искривленной части скважины или вертикальной части скважины.
Гидроструйный инструмент во время этапа (а) может оставаться неподвижным или вращаться, вырезая тем самым, по меньшей мере, один вырез в первой зоне подземной формации или вращаться и/или двигаться вдоль скважины, вырезая тем самым прямой или винтовой вырез в первой зоне подземной формации.
Разрывающая текучая среда может закачиваться в кольцевое пространство, как только инициирован один или несколько разрывов.
Этапы (в) и (д) могут выполняться одновременно.
Скорость текучей среды, нагнетаемой из гидроструйного инструмента, может уменьшаться во время выполнения этапа (в).
Способ может дополнительно содержать этап закачивания кислоты в скважину для активации или растворения изолирующей текучей среды после образования всех требуемых разрывов, этап вытекания изолирующей текучей среды обратно на поверхность после образования всех требуемых разрывов, этап закачивания азота в скважину для промывки скважины и удаления из нее изолирующей текучей среды и других текучих сред и материалов, остающихся в скважине.
Согласно третьему варианту выполнения способ завершения скважины в подземной формации содержит следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
Скорость текучей среды, нагнетаемой из гидроструйного инструмента, может уменьшаться во время этапа (г).
Любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапа (а), может закачиваться в разрыв во время этапа (в).
Гидроструйный инструмент во время этапа (а) может оставаться неподвижным или вращаться, вырезая тем самым, по меньшей мере, один вырез в первой зоне подземной формации или вращаться и/или двигаться вдоль скважины во время этапа (а), вырезая тем самым прямой или винтовой вырез в первой зоне подземной формации.
Согласно четвертому варианту выполнения способ завершения скважины в подземной формации содержит следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) завершение этапа (в);
(е) повторение этапов с (а) по (в) во второй зоне подземной формации.
Согласно пятому варианту выполнения способ завершения скважины в подземной формации содержит следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) разрыв первой зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(в) перфорирование второй зоны подземной формации путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов во второй зоне;
(г) разрывание второй зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(д) закачивание достаточного количества разрывающей текучей среды в скважину во время этапа (г) для закупоривания разрывов в первой зоне.
Разрывающая текучая среда может содержать базовую текучую среду, песок и дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из связующего и уплотняющего вещества.
Разрывающая текучая среда может содержать связующее и уплотняющее вещество, при этом связующее вещество может быть усилителем проводимости SANDWEDGE и уплотняющее вещество является уплотняющим веществом EXPEDITE.
Согласно шестому варианту выполнения способ завершения скважины в подземной формации содержит следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование разрыва в одном или нескольких перфорационных каналах путем закачивания разрывающей текучей среды через гидроструйный инструмент;
(в) нагнетание дополнительной разрывающий текучей среды в один или несколько разрывов через гидроструйный инструмент и кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(д) перемещение гидроструйного инструмента из первой зоны;
(е) повторение этапов с (а) по (в) для второй зоны.
На этапе перемещения гидроструйного инструмента из первой зоны гидроструйный инструмент можно перемещать вверх по скважине или вниз по скважине.
Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что колонна труб может находиться внутри скважины на всем протяжении обработки. Это уменьшает время цикла операции. При определенных условиях колонна с гидроструйным инструментом или скважинное кольцевое пространство могут быть использованы в качестве инструмента для создания забойного давления в режиме реального времени путем функционирования в качестве неподвижного столба жидкости, не содержащей свободного газа, во время операций разрыва формации. Другим преимуществом изобретения является обеспечение колонной средства очистки скважины в любое время в течение обработки, т.е. до, во время, после и между этапами. Трубы могут представлять собой непрерывную гибкую трубу, составные трубы или комбинации непрерывной и составных труб.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Более полное понимание настоящего раскрытия и его преимуществ станут более понятными из нижеследующего описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
Фиг.1А является схемой гидроструйного инструмента, создающего перфорационные каналы через необсаженную горизонтальную скважину в первой зоне подземной формации;
фиг.1В является схемой гидроструйного инструмента, создающего перфорационные каналы через обсаженную горизонтальную скважину в первой зоне подземной формации;
фиг.2 является схемой поперечного сечения гидроструйного инструмента, показанного на фиг.1, формирующего четыре одинаково расположенных перфорационных канала в первой зоне подземной формации;
фиг.3 является схемой создания трещин в первой зоне с помощью гидроструйного инструмента, где плоскость разрыва(ов) перпендикулярна оси скважины;
фиг.4А является схемой одного варианта осуществления настоящего изобретения, где разрывы в первой зоне закупориваются или частично изолируются с помощью изолирующей текучей среды, подаваемой через кольцевое пространство скважины после перемещения гидроструйного инструмента вверх по скважине;
фиг.4В является схемой другого варианта осуществления настоящего изобретения, где разрывы в первой зоне закупориваются или частично изолируются с помощью изолирующей текучей среды, подаваемой через кольцевое пространство скважины до перемещения гидроструйного инструмента вверх по скважине;
фиг.4С является схемой другого варианта осуществления настоящего изобретения, где изолирующая текучая среда закупоривает разрывы, а не саму скважину;
фиг.4D является схемой другого варианта осуществления настоящего изобретения, где изолирующая текучая среда закупоривает разрывы и, по меньшей мере, часть скважины;
фиг.5 является схемой другого варианта осуществления настоящего изобретения, где изолирующая текучая среда доставляется в скважину через гидроструйный инструмент;
фиг.6 является схемой создания разрывов во второй зоне подземной формации с помощью гидроструйного инструмента после закупоривания первой зоны;
фиг.7 является схемой способа удаления изолирующей текучей среды из скважины в подземной формации путем обеспечения вытекания изолирующей текучей среды из скважины при добыче;
фиг.8А и фиг.8В являются схемами двух других способов удаления изолирующей текучей среды из разрывов в подземной формации;
фиг.9А-9В иллюстрируют другой вариант способа разрыва множества зон в подземной формации и закупоривания или частичной изоляции этих зон в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.10А-10С иллюстрируют еще один способ разрыва множества зон в подземной формации и закупоривания или частичной изоляции этих зон в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.11А и фиг.11В иллюстрируют работу гидроструйного инструмента для использования при выполнении способов в соответствии с настоящим изобретением.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Способы в соответствии с настоящим изобретением будут описаны со ссылкой на прилагаемые чертежи. Сначала скважина 10 бурится в интересующей подземной формации 12 с использованием обычных (или будущих) техник бурения. Далее, в зависимости от свойств формации, скважина 10 оставляется необсаженной, как показано на фиг.1А, или облицованной с помощью обсадной колонны или облицовки со щелевыми отверстиями, как показано на фиг.1В. Скважина 10 может быть оставлена не обсаженной, если, например, подземная формация является значительно цементированной, или в случае, где скважина является значительно искривленной или горизонтальной и ее трудно облицовывать обсадной колонной. В случае, где скважина 10 облицована обсадной колонной, обсадная колонная может быть или может не быть зацементированной в формацию. Обсадная колонная на фиг.1В показана зацементированной в подземную формацию. Более того, когда она не зацементирована, она может быть щелевой или перфорированной, или сплошной. Специалисты в данной области техники знакомы с обстоятельствами, при которых скважина 10 должна или не должна быть обсажена, должна ли такая обсадная колонна цементироваться или нет, и должна ли обсадная колонна быть щелевой, перфорированной или сплошной. В самом деле, настоящее изобретение не зависит от выполнения этапов по бурению скважины 10 или от того, обсажена ли скважина, и если так, то каким образом. Более того, в то время как с фиг.2 по фиг.10 проиллюстрированы этапы способа согласно настоящему изобретению, выполняемому на необсаженной скважине, специалистами в данной области техники ясно, что каждый из проиллюстрированных и описанных этапов может быть выполнен на обсаженной или облицованной скважине. Способ может также быть применен на ранее созданных скважинах, которые имеют зоны, требующие стимуляции.
После того как скважина 10 пробурена и, при необходимости, обсажена, гидроструйный инструмент 14, такой как используется в вышеуказанном процессе SURGIFRAC, и описанный в патенте США №5765642, размещается в скважине 10 в интересующем месте, например вблизи первой зоны 16 в подземной формации 12. В одном варианте осуществления гидроструйный инструмент 14 прикреплен к гибкому трубопроводу 18, который опускает гидроструйный инструмент 14 в скважину 10 и снабжает его промывочной текучей средой. Кольцевое пространство образуется между гибким трубопроводом 18 и скважиной 10. Гидроструйный инструмент 14 затем работает для образования перфорационных каналов 20 в первой зоне 16, как показано на фиг.1. Перфорационная текучая среда, закачиваемая через гидроструйный инструмент 14, содержит базовую текучую среду, которая является обычно водой и абразивами (обычно песок). Как показано на фиг.2, четыре одинаково расположенных струи (в этом варианте) текучей среды 22 нагнетаются в первую зону 16 подземной формации 12. Понятно, что гидроструйный инструмент 14 может иметь любое количество струй, сконфигурированных во множестве комбинаций вдоль или вокруг инструмента.
На следующем этапе завершения скважины способа в соответствии с настоящим изобретением первая зона 16 разрывается. Это может быть выполнено любым из многочисленных способов. В одном варианте осуществления гидроструйный инструмент 14 нагнетает разрывающую текучую среду под высоким давлением в перфорационные каналы 20. Давление разрывающей текучей среды, выходящей из гидроструйного инструмента 14, является достаточным для разрыва формации в первой зоне 16. Используя эту технику, струя текучей среды создает трещины или разрывы 24 вдоль перфорационных каналов 20, как показано на фиг.3. На следующем этапе окисляющая текучая среда может быть нагнетена в формацию через гидроструйный инструмент 14. Окисляющая текучая среда протравливает формацию вдоль трещин 24, тем самым расширяя их.
В другом варианте осуществления струя текучей среды несет расклинивающий наполнитель в трещины или разрывы 24. Нагнетание дополнительной текучей среды увеличивает разрывы 24, и расклинивающий наполнитель препятствует их закрытию в последующее время. Настоящее изобретение предполагает, что другие способы разрыва могут быть применены. Например, перфорационные каналы 20 могут быть разорваны путем накачивания в них гидравлической разрывающей текучей среды с поверхности через кольцевое пространство 19. Затем любая из окисляющей текучей среды или текучая среда с расклинивающим наполнителем может быть нагнетена в перфорационные каналы 20 для дополнительного их увеличения или расширения. Другие способы разрыва могут быть использованы для разрыва первой зоны 16.
После разрыва первой зоны 16 способ согласно настоящему изобретению обеспечивает ее изоляцию, так что последующие скважинные работы, такие как разрыв дополнительных зон, могут быть выполнены без потери значительного количества текучей среды. Этот этап изоляции может быть выполнен несколькими способами. В одном варианте осуществления способа этап изоляции выполняется путем нагнетания в скважину 10 изолирующей текучей среды 28, которая может иметь более высокую вязкость по сравнению с заканчивающей текучей средой, уже находящийся в разрыве или скважине.
В варианте осуществления изолирующая текучая среда 28 нагнетается в скважину 10 путем закачивания ее с поверхности вниз по кольцевому пространству 19. Более конкретно, изолирующая текучая среда 28, которая имеет высокую вязкость, продавливается в кольцевое пространство 19 и затем смывается вниз с использованием текучей среды с низкой вязкостью. В одном варианте реализации изобретения изолирующая текучая среда 28 не накачивается в скважину 10 до тех пор, пока гидроструйный инструмент 14 не будет поднят, как показано на фиг.4А. В другом варианте реализации этого изобретения изолирующая текучая среда 28 закачивается в скважину 10, по возможности с уменьшенной скоростью нагнетания, по сравнению с разрывающей операцией, до подъема гидроструйного инструмента 14, как показано на фиг.4В. Если изолирующая текучая среда имеет высокую вязкость или содержит значительную концентрацию твердых частиц, предпочтительно гидроструйный инструмент 14 извлекается из закупориваемой или частично изолируемой зоны до закачки изолирующей текучей среды 28 вниз в связи с тем, что изолирующая текучая среда может оказать сопротивление движению гидроструйного инструмента в скважине 10.
В варианте осуществления, показанном на фиг.4А и 4В, показана изолирующая текучая среда только в скважине 10. В качестве альтернативы, изолирующая текучая среда может быть закачана в промытые перфорационные отверстия и/или устья разрывов 24, как показано на фиг.4С. В еще одном варианте осуществления изолирующая текучая среда закачивается и в устья разрывов 24, и частично в скважину 10, как показано на фиг.4D.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения изолирующая текучая среда 28 нагнетается в скважину 10 вблизи первой зоны 16 через форсунки 22 гидроструйного инструмента 14, как показано на фиг.5. В этом варианте осуществления химический состав изолирующей текучей среды 28 должен быть выбран таким, чтобы он не проявлял своих свойств до нагнетания его в скважину 10.
В другом варианте осуществления, изолирующая текучая среда 28 имеет подобный химический состав, что и текучая среда, постоянно находящаяся в скважине во время разрывающей операции. Однако текучая среда может иметь большую вязкость по сравнению с такой текучей средой. В одном варианте осуществления скважинная текучая среда смешана с твердым материалом для образования изолирующей текучей среды. Твердый материал может включать в себя естественные и искусственные расклинивающие наполнители, такие как кварц, керамика, бокситы, или любой такой материал, имеющий внешнее покрытие любого типа. В качестве альтернативы, твердый (или полутвердый) материал может включать в себя парафин, инкапсулированную кислоту и другие химикаты или смоляные гранулы.
В другом варианте осуществления изолирующая текучая среда 28 является высоко вязким материалом, таким как гель или сшитый гель. Примеры гелей, которые могут быть использованы в качестве изолирующей текучей среды, включают в себя, но не ограничены ими, текучие среды с высокой концентрацией гелей, такие как ксантан. Примеры сшитых гелей, которые могут быть использованы в качестве изолирующей текучей среды, включают в себя, но не ограничены ими, высококонцентрированные гели, такие как текучие среды Halliburton's DELTA FRAC или текучие среды K-МАХ. «Сильно сшитые гели» могут также быть использованы в смеси со сшитыми гелями с замедленными химическими разрушителями, инкапсулированными химическими разрушителями, которые позже уменьшат вязкость, или с такими материалами, как гранулы полимолочной кислоты, которые несмотря на то, что являются твердым материалом, с течением времени разлагаются в кислоту, которая разжижит текучие среды К-МАХ или другие сшитые гели.
После нагнетения изолирующей текучей среды в скважину 10 вблизи разрывов 24 вторая зона 30 в подземной формации 12 может быть разорвана. Если гидроструйный инструмент 14 не был уже перемещен в скважине 10 ко второй зоне 30, как в варианте осуществления на фиг.4А, то он перемещается после того, как первая зона 16 была закупорена или частично изолирована изолирующей текучей средой 28. Находясь вблизи второй зоны 30, как в варианте осуществления на фиг.6, гидроструйный инструмент 14 обеспечивает перфорацию подземной формации во второй зоне 30, образуя тем самым перфорационные каналы 32. Далее подземная формация 12 разрывается для образования разрывов 34 с использованием обычных технологий или предпочтительно с помощью гидроструйного инструмента 14. Далее разрывы 34 увеличиваются непрерывным нагнетанием текучей среды с использованием расклинивающих наполнителей или окисляющих текучих сред, как отмечено выше, или любой другой известной технологией для удержания разрывов 34 раскрытыми и проведения потока текучей среды в последующее время. Разрывы 34 могут затем быть закупорены или частично изолированы с помощью изолирующей текучей среды 28 с использованием тех же технологий, описанных выше, относительно разрывов 24. Способ может быть повторен там, где требуется разрывать дополнительные зоны внутри подземной формации 12.
Когда все требуемые зоны были разорваны, изолирующая текучая среда 28 могла быть извлечена, раскупорив тем самым разрывы 24 и 34 для последующего извлечения углеводородов из подземной формации 12. Один способ обеспечивает добычу текучей среды из скважины переместив изолирующую текучую среду, как показано на фиг.7. Изолирующая текучая среда состоит из химикатов, которые со временем разрушают или уменьшают вязкость текучей среды для облегчения ее течения. Другой способ извлечения изолирующей текучей среды 28 состоит в вымывании или возврате текучей среды путем циркуляции текучей среды, газа или пены в скважине 10, как показано на фиг.8А. Другой альтернативный способ извлечения изолирующей текучей среды 28 состоит в вымывании его с использованием гидроструйного инструмента 14, как показано на фиг.8В. Последние способы особенно хорошо подходят для изолирующей текучей среды 28, содержащей твердые частицы и скважины, являющейся сильно искривленной или горизонтальной.
Ниже приведен другой способ завершения скважины в подземной формации в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Сначала в подземной формации 12 бурится скважина 10. Затем первая зона 16 подземной формации 12 перфорируется путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент 14 в подземную формацию (фиг.9А) для образования одного или нескольких перфорационных каналов 20, как показано, например, на фиг.9В. Во время выполнения этого этапа гидроструйный инструмент остается неподвижным. Однако, в качестве альтернативы, гидроструйный инструмент 14 может полностью или частично вращаться, образуя в формации вырез. В качестве альтернативы, гидроструйный инструмент 14 может перемещаться продольно или совмещать вращение с продольным перемещением в скважине 10 для образования прямого или винтового выреза или щели. Далее один или несколько разрывов 24 инициируются в первой зоне 16 подземной формации 12 путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент 14, как показано, например, на фиг.3. Инициирование разрыва с помощью гидроструйного инструмента 14 является преимуществом по сравнению с обычными инициирующими технологиями, потому что эта технология допускает низкое давление разрушения формации. Более того, результатом этого является более точное и качественное перфорирование.
Разрывающая текучая среда может быть закачана вниз по кольцевому пространству 19, как только были инициированы один или несколько разрывов 24, для распространения разрывов 24, как показано, например, на фиг.9В. Любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве от этапа перфорирования, закачивается в разрывы 24 во время этого этапа. После инициирования разрывов 24 гидроструйный инструмент 14 перемещается вверх по скважине. Этот этап может выполняться во время закачивания вниз разрываемой текучей среды через кольцевое пространство 19 для распространения разрывов 24, как показано на фиг.9С. Скорость текучей среды, подаваемой через гидроструйный инструмент 14, может быть уменьшена, как только разрывы 24 будут инициированы. Скорость нагнетания через кольцевое пространство может увеличиваться или не увеличиваться на этой стороне процесса.
После распространения разрывов 24 и перемещения гидроструйного инструмента 14 вверх по скважине изолирующая текучая среда 28 в соответствии с настоящим изобретением может быть закачана в скважину 10 вблизи первой зоны 16. С течением времени изолирующая текучая среда 28 закупоривает один или несколько разрывов 24 в первой зоне 16, как показано на фиг.9D. (Несмотря на то что это не показано, специалистам в данной области техники ясно, что изолирующая текучая среда 28 может проникать в разрывы 24). Этапы перфорирования формации, инициирования разрывов, распространения разрывов и закупоривания или частичной изоляции разрывов повторяются для стольких дополнительных зон, для скольких это требуется, несмотря на то, что только вторая зона 30 показана на фиг.6-10.
После образования требуемых разрывов изолирующая текучая среда 28 может быть удалена из подземной формации 12. Существует множество способов выполнения этого в дополнение к вытеканию текучей среды резервуара в скважину и к уже упомянутым способам, а именно обратной циркуляции и вымыванию текучей среды из скважины 10. В другом способе кислота закачивается в скважину 10 так, чтобы активировать, деактивировать или растворять изолирующую текучую среду 28 на месте. В еще одном способе азот закачивается в скважину 10 для промывки скважины и тем самым удаления из нее изолирующей текучей среды 28 и других текучих сред и материалов, которые могут остаться в скважине.
Еще один вариант способа в соответствии с настоящим изобретением осуществляется следующим образом. Сначала, как и в других способах, бурится скважина 10. Далее первая зона 16 в подземной формации 12 перфорируется путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент 14 в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных туннелей 20. Гидроструйный инструмент 14 может также вращаться или вращаться и/или продольно передвигаться во время этого этапа для формирования вырезов в подземной формации 12. Далее один или несколько разрывов 24 инициируются в первой зоне 16 подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных туннелей 20 через гидроструйный инструмент 14. После этого этапа или одновременно с ним дополнительная разрывающая текучая среда закачивается в один или несколько разрывов 24 в первой зоне 16 через кольцевое пространство 19 в скважине 10 для распространения разрывов 24. Любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапов бурения и перфорирования, может быть закачан в разрыв во время этого этапа. Одновременно с этим последним этапом гидроструйный инструмент 14 перемещается вверх по скважине. Закачивание разрывающей текучей среды в формацию через кольцевое пространство 19 затем прекращается. Все эти этапы затем повторяются для второй зоны 30 и любых последующих зон после нее. Скорость текучей среды, нагнетаемой из гидроструйного инструмента 14, уменьшается по мере перемещения инструмента вверх по скважине и даже может быть вовсе прекращена.
Еще один вариант способа в соответствии с настоящим изобретением осуществляется следующим образом. Сначала, как и в других способах, бурится скважина 10. Далее первая зона 16 в подземной формации 12 перфорируется путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент 14 в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных каналов 20. Гидроструйный инструмент 14 может вращаться во время этого этапа для прорезания вырезов в подземной формации. В качестве альтернативы, гидроструйный инструмент 14 может вращаться и/или продольно перемещаться внутри скважины 10 для создания прямых или винтовых разрезов в формации 16. Далее один или несколько разрывов 24 инициируются в первой зоне 16 подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов 20 через гидроструйный инструмент 14. После этого этапа или одновременно с ним дополнительная разрывающая текучая среда закачивается в один или несколько разрывов 24 в первой зоне 16 через кольцевое пространство 19 в скважине 10 для распространения разрывов 24. Любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапов бурения и перфорирования может быть закачан в разрыв во время этого этапа. Одновременно с этим последним этапом гидроструйный инструмент 14 перемещается вверх по скважине и работает для перфорирования следующей зоны. Затем разрывающая текучая среда перестает закачиваться вниз по кольцевому пространству 19 в разрывы, и в это время гидроструйный инструмент начинает инициировать разрывы во второй зоне. Затем процесс повторяется.
Еще один вариант способа в соответствии с настоящим изобретением описывается со ссылкой на фиг.10А-10С. Сначала, как и в других способах, бурится скважина 10. Далее первая зона 16 в подземной формации 12 перфорируется путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент 14 в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных каналов 20, как показано на фиг.10А. Текучая среда, нагнетаемая в формацию во время этого этапа, обычно содержит абразив для улучшения проникновения. Гидроструйный инструмент 14 может вращаться во время этого этапа для прорезания вырезов в подземной формации. В качестве альтернативы, гидроструйный инструмент 14 может вращаться и/или продольно перемещаться внутри скважины 10 для создания прямых или винтовых разрезов в формации 16.
Далее один или несколько разрывов 24 инициируются в первой зоне 16 подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов 20 через гидроструйный инструмент 14, как показано на фиг.10В. Во время этой операции базовая текучая среда, нагнетаемая в подземную формацию, может содержать очень маленькие частицы. Далее вторая разрывающая текучая среда, которая может иметь, а может и не иметь вязкость, большую, чем вязкость первой разрывающей текучей среды, нагнетается в разрывы 24, распространяя их. Вторая разрывающая текучая среда содержит базовую текучую среду, песок, возможно сшивающее вещество, и один или оба из связующего и уплотняющего вещества. В одном варианте осуществления связующим веществом является усилитель проводимости SANDWEDGE, производимый фирмой Halliburton, и уплотняющим веществом является уплотняющее вещество EXPEDITE, также производимое фирмой Halliburton. Вторая разрывающая текучая среда может быть доставлена одним или несколькими способами, здесь описанными. Также может быть выполнен окисляющий этап.
Далее гидроструйный инструмент 14 перемещается во вторую зону 30, где он перфорирует эту зону, образуя тем самым перфорационные каналы 32. Далее разрывы 34 во второй зоне 30 инициируются с использованием описанной выше или подобной технологии. Далее разрывы 34 во второй зоне распространяются путем нагнетания второй текучей среды, подобной упомянутой выше, т.е. текущей среды, содержащей связующее и/или уплотняющее вещество, в разрывы. Достаточное количество разрывающей текучей среды закачивается вниз для заполнения скважины и устьев 24 в первой зоне 16. Это происходит следующим образом. Высокая температура в скважине заставляет частицы песка в разрывающей текучей среде соединяться одна с другой в скопления или в свободную упаковку, и тем самым образовывая местную пробку. Сначала некоторая часть текучей среды, которая затекла в промытые каналы и, возможно частично, в разрывы 24, концентрируется как часть жидкой фазы, проникающей в формацию в первой зоне 16, но, ясно, что это длится недолго из-за того, что устья закупориваются или частично изолируются. Как только устья разрывов 24 заполняются, достаточное количество разрывающей текучей среды может быть закачано в скважину 10 для заполнения некоторых или всех близлежащих разрывов 24, как показано на фиг.10С. В конце концов, достаточное количество разрывающей текучей среды и расклинивающего наполнителя может быть закачано вниз для закупорки или частичной изоляции первой зоны 16. Этот процесс затем повторяется для последующих зон после последующих этапов перфорирования и разрыва вверх по скважине.
Фиг.11А и фиг.11В иллюстрируют гидроструйный инструмент 14 для использования при выполнении способов настоящего изобретения. Гидроструйный инструмент 14 содержит главный корпус 40, имеющий цилиндрическую форму и выполненный из черного металла. Главный корпус 40 имеет верхний конец 42 и нижний конец 44. Верхний конец 42 соединен с гибким трубопроводом 18 для работы в скважине 10. Главный корпус 40 имеет множество форсунок 46 для выпускания под высоким давлением текучей среды из главного корпуса 40. Форсунки 46 могут быть расположены, в одном варианте осуществления, под углом к главному корпусу, так чтобы выбрасывать под давлением текучую среду из главного корпуса 40 под углом, отличным от 90°.
Гидроструйный инструмент 14 дополнительно содержит открывающее средство 48 для протекания текучей среды из скважины 10. Такое открывающее средство 48 включает пластину 50, проницаемую для текучей среды, установленную на внутренней поверхности главного корпуса 40. Пластина 50 задерживает шарик 52, размещенный в седле 54, когда текучая среда нагнетается под давлением через форсунки 46, как показано на фиг.11А. Когда находящаяся под давлением текучая среда не закачивается по гибкому трубопроводу в гидроструйный инструмент 14, скважинная текучая среда имеет возможность циркулировать на поверхности через открывающее средство 48. Более конкретно, скважинная текучая среда поднимает шарик 52 вверх до проницаемой для текучей среды пластины 50, позволяющей протекание скважинной текучей среды вверх по гидроструйному инструменту и вверх через гибкий трубопровод 18 на поверхность, как показано на фиг.11В. Специалисты в данной области техники должны понимать, что другие клапаны могут быть использованы вместо приспособления, состоящего из шарика 52 и седла 54, показанного на фиг.11А и 11В. Иглы, тарельчатые клапаны и даже заслонки, такие как клапаны Balcomp, могут быть использованы. Более того, несмотря на то что на фиг.11А и фиг.11В показан только клапан, расположенный снизу гидроструйного инструмента 14, такие клапаны могут быть размещены и сверху, и снизу, по необходимости.
Еще один вариант способа в соответствии с настоящим изобретением описывается следующим образом. Сначала первая зона 16 в подземной формации 12 перфорируется путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент 14 в подземную формацию для образования перфорационных каналов 20, как показано, например, на фиг.1А. Далее разрывы 24 инициируются в перфорационных туннелях 20 путем закачивания разрывающей текучей среды через гидроструйный инструмент 14, как показано, например, на фиг.3. Разрывы 24 затем распространяются путем нагнетания дополнительной разрывающей текучей среды в разрывы через гидроструйный инструмент 14 и кольцевое пространство 19. Разрывы 24 затем закупориваются, по меньшей мере, частично, путем закачивания изолирующей текучей среды 28 в устья разрывов 24 и/или в секцию скважины рядом с разрывами 24. Изолирующая текучая среда 28 может быть закачана в эту область или через кольцевое пространство 19, как показано на фиг.4, или через гидроструйный инструмент 14, как показано на фиг.5, или через их комбинацию. Как только разрывы 24 были закупорены, гидроструйный инструмент 14 извлекается из первой зоны 16. Он может быть перемещен вверх для последующего разрыва или вниз, например, при нанесении текучей среды вдоль перфорации для изолирования, где это необходимо закачивать химикаты от точки ниже интересующей зоны для получения полного покрытия, затем инструмент вытягивается через нанесенный химикат. Эти этапы повторяются для последующих зон подземной формации 12.
Как хорошо известно в данной области техники, позиционирующее устройство, такое как детектор гамма-излучения или локатор муфтовых соединений обсадной колонны (не показан), могут быть включены в оборудование низа бурильной колонны для улучшения точности позиционирования перфорации.
В связи с этим настоящее изобретение является хорошо приспособленным для выполнения задач и достижения целей и упомянутых преимуществ, так же как и из них следующих. В то время как изобретение было изображено, описано и определено ссылками на предпочтительные варианты осуществления изобретения, такие ссылки не влекут за собой ограничение изобретения, и такое ограничение не предполагается. Изобретение поддается значительной модификации, изменению и эквивалентам по форме и функции, как это поймут специалисты в данной области техники, имеющие преимущество этого изложения. В частности, специалисты в данной области техники поймут, что этапы из различных способов, раскрытых здесь, могут быть объединены различным способом и порядком. Изображенные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерными и не исчерпывают объем изобретения. Следовательно, изобретение предназначено быть ограниченным только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения, принимающей во внимание эквиваленты во всех отношениях.
Claims (47)
1. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, при этом гидроструйный инструмент вращают и/или перемещают вдоль скважины, вырезая тем самым прямой или винтовой паз в первой зоне подземной формации;
(б) нагнетание разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов для создания, по меньшей мере, одного разрыва вдоль каждого перфорационного канала;
(в) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(г) повторение этапов (а) и (б) во второй зоне подземной формации.
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов, при этом гидроструйный инструмент вращают и/или перемещают вдоль скважины, вырезая тем самым прямой или винтовой паз в первой зоне подземной формации;
(б) нагнетание разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов для создания, по меньшей мере, одного разрыва вдоль каждого перфорационного канала;
(в) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(г) повторение этапов (а) и (б) во второй зоне подземной формации.
2. Способ завершения скважины по п.1, в котором текучая среда, нагнетаемая в подземную формацию через гидроструйный инструмент на этапе (а) содержит абразивные твердые частицы.
3. Способ завершения скважины по п.1, в котором этапы нагнетания разрывающей текучей среды в первую и вторую зоны выполняют с помощью гидроструйного инструмента, обеспечивающего нагнетание текучей среды в зоны под давлением, превышающим давление, необходимое для гидравлического разрыва формации.
4. Способ завершения скважины по п.3, дополнительно содержащий этап нагнетания окисляющей текучей среды в один или несколько разрывов для протравливания одного или нескольких разрывов и, тем самым, поддержания проводимости в одном или нескольких разрывов в последующее время.
5. Способ завершения скважины по п.1, дополнительно содержащий этап перемещения гидроструйного инструмента во вторую зону до выполнения этапа (в).
6. Способ завершения скважины по п.1, дополнительно содержащий этап перемещения гидроструйного инструмента во вторую зону после выполнения этапа (в).
7. Способ завершения скважины по п.1, в котором используют изолирующую текучую среду, содержащую твердый или полутвердый материал.
8. Способ завершения скважины по п.7, в котором используют твердый материал, содержащий расклинивающий наполнитель.
9. Способ завершения скважины по п.8, в котором используют расклинивающий наполнитель, содержащий материал, выбранный из группы, состоящей из кварца, керамики и боксита.
10. Способ завершения скважины по п.7, в котором используют твердый материал, содержащий материал, выбранный из группы, состоящей из парафиновых гранул, твердых частиц смолы и полимолочной кислоты.
11. Способ завершения скважины по п.1, в котором используют изолирующую текучую среду, содержащую гель.
12. Способ завершения скважины по п.11, в котором используют гель, являющийся сшитым гелем.
13. Способ завершения скважины по п.12, в котором используют сшитый гель, содержащий гранулы полимолочной кислоты.
14. Способ завершения скважины по п.1, дополнительно содержащий этап удаления изолирующей текучей среды из первой зоны.
15. Способ завершения скважины по п.14, в котором этап удаления изолирующей текучей среды из первой зоны выполняют путем вытекания изолирующей текучей среды из скважины.
16. Способ завершения скважины по п.14, в котором этап удаления изолирующей текучей среды из первой зоны выполняют путем гидровымывания изолирующей текучей среды из скважины.
17. Способ завершения скважины по п.1, в котором каждый разрыв имеет устье вблизи скважины.
18. Способ завершения скважины по п.17, в котором устье одного или нескольких разрывов заполняют изолирующей текучей средой.
19. Способ завершения скважины по п.17, в котором изолирующей текучей средой заполняют, по меньшей мере, часть скважины вблизи каждого устья одного или нескольких разрывов.
20. Способ завершения скважины по п.19, в котором изолирующей текучей средой также заполняют устье одного или нескольких разрывов.
21. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(г) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения разрыва, при этом любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапа (а), закачивают в разрыв;
(д) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(е) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(г) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения разрыва, при этом любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапа (а), закачивают в разрыв;
(д) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(е) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
22. Способ завершения скважины по п.21, в котором дополнительную разрывающую текучую среду закачивают через кольцевое пространство для содействия гидроструйному инструменту в инициировании разрыва в подземной формации.
23. Способ завершения скважины по п.21, в котором один или несколько разрывов образованы в горизонтальной или искривленной части скважины.
24. Способ завершения скважины по п.21, в котором один или несколько разрывов образованы в вертикальной части скважины.
25. Способ завершения скважины по п.21, в котором гидроструйный инструмент оставляют неподвижным во время этапа (а).
26. Способ завершения скважины по п.21, в котором гидроструйный инструмент вращают во время этапа (а), вырезая тем самым, по меньшей мере, один вырез в первой зоне подземной формации.
27. Способ завершения скважины по п.26, в котором гидроструйный инструмент вращают и/или перемещают вдоль скважины во время этапа (а), вырезая тем самым прямой или винтовой вырез в первой зоне подземной формации.
28. Способ завершения скважины по п.21, в котором разрывающую текучую среду закачивают в кольцевое пространство, как только инициирован один или несколько разрывов.
29. Способ завершения скважины по п.21, в котором этапы (в) и (д) выполняют одновременно.
30. Способ завершения скважины по п.29, в котором скорость текучей среды, нагнетаемой из гидроструйного инструмента, уменьшают во время выполнения этапа (в).
31. Способ завершения скважины по п.21, дополнительно содержащий этап закачивания кислоты в скважину для активации или растворения изолирующей текучей среды после образования всех требуемых разрывов.
32. Способ завершения скважины по п.21, дополнительно содержащий этап, обеспечивающий вытекание изолирующей текучей среды обратно на поверхность после образования всех требуемых разрывов.
33. Способ завершения скважины по п.21, дополнительно содержащий этап закачивания азота в скважину для промывки скважины и удаления из нее изолирующей текучей среды и других текучих сред и материалов, остающихся в скважине.
34. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
(а) перфорирование первой зоны в подземной формации путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для формирования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) повторение этапов с (а) по (г) во второй зоне подземной формации.
35. Способ завершения скважины по п.34, в котором скорость текучей среды, нагнетаемой из гидроструйного инструмента, уменьшают во время этапа (г).
36. Способ завершения скважины по п.34, в котором любой шлам, оставшийся в кольцевом пространстве после этапа (а), закачивают в разрыв во время этапа (в).
37. Способ завершения скважины по п.34, в котором гидроструйный инструмент оставляют неподвижным во время этапа (а).
38. Способ завершения скважины по п.34, в котором гидроструйный инструмент вращают во время этапа (а), вырезая тем самым, по меньшей мере, один вырез в первой зоне подземной формации.
39. Способ завершения скважины по п.34, в котором гидроструйный инструмент вращают и/или перемещают вдоль скважины во время этапа (а), вырезая тем самым прямой или винтовой вырез в первой зоне подземной формации.
40. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) завершение этапа (в);
(е) повторение этапов с (а) по (в) во второй зоне подземной формации.
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания под давлением текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование одного или нескольких разрывов в первой зоне подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов через гидроструйный инструмент;
(в) накачивание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов в первой зоне через кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) одновременно с этапом (в) перемещение гидроструйного инструмента вверх по скважине;
(д) завершение этапа (в);
(е) повторение этапов с (а) по (в) во второй зоне подземной формации.
41. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) разрыв первой зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(в) перфорирование второй зоны подземной формации путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов во второй зоне;
(г) разрывание второй зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(д) закачивание достаточного количества разрывающей текучей среды в скважину во время этапа (г) для закупоривания разрывов в первой зоне.
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) разрыв первой зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(в) перфорирование второй зоны подземной формации путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов во второй зоне;
(г) разрывание второй зоны подземной формации путем нагнетания разрывающей текучей среды в один или несколько перфорационных каналов;
(д) закачивание достаточного количества разрывающей текучей среды в скважину во время этапа (г) для закупоривания разрывов в первой зоне.
42. Способ завершения скважины по п.41, в котором разрывающая текучая среда содержит базовую текучую среду, песок и дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из связующего и уплотняющего вещества.
43. Способ завершения скважины по п.42, в котором разрывающая текучая среда содержит и связующее и уплотняющее вещество.
44. Способ завершения скважины по п.43, в котором связующее вещество является усилителем проводимости SANDWEDGE, и уплотняющее вещество является уплотняющим веществом EXPEDITE.
45. Способ завершения скважины в подземной формации, содержащий следующие этапы:
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование разрыва в одном или нескольких перфорационных каналов путем закачивания разрывающей текучей среды через гидроструйный инструмент;
(в) нагнетание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов через гидроструйный инструмент и кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(д) перемещение гидроструйного инструмента из первой зоны;
(е) повторение этапов с (а) по (в) для второй зоны.
(а) перфорирование первой зоны в подземной поверхности путем нагнетания перфорирующей текучей среды через гидроструйный инструмент в подземную формацию для образования одного или нескольких перфорационных каналов;
(б) инициирование разрыва в одном или нескольких перфорационных каналов путем закачивания разрывающей текучей среды через гидроструйный инструмент;
(в) нагнетание дополнительной разрывающей текучей среды в один или несколько разрывов через гидроструйный инструмент и кольцевое пространство, в котором размещен гидроструйный инструмент для распространения одного или нескольких разрывов;
(г) закупоривание, по меньшей мере, частично одного или нескольких разрывов в первой зоне с помощью изолирующей текучей среды;
(д) перемещение гидроструйного инструмента из первой зоны;
(е) повторение этапов с (а) по (в) для второй зоны.
46. Способ завершения скважины по п.45, в котором на этапе перемещения гидроструйного инструмента из первой зоны гидроструйный инструмент перемещают вверх по скважине.
47. Способ завершения скважины по п.45, в котором на этапе перемещения гидроструйного инструмента из первой зоны гидроструйный инструмент перемещают вниз по скважине.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/807,986 US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2004-03-24 | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US10/807,986 | 2004-03-24 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006137362A RU2006137362A (ru) | 2008-04-27 |
RU2375561C2 true RU2375561C2 (ru) | 2009-12-10 |
Family
ID=34960926
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006137362/03A RU2375561C2 (ru) | 2004-03-24 | 2005-02-23 | Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7225869B2 (ru) |
AR (1) | AR049792A1 (ru) |
AU (1) | AU2005224422B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0509063B1 (ru) |
CA (1) | CA2560611C (ru) |
MX (1) | MXPA06010875A (ru) |
RU (1) | RU2375561C2 (ru) |
WO (1) | WO2005090747A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
RU2558090C1 (ru) * | 2014-07-01 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
Families Citing this family (145)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7519268B2 (en) * | 1998-04-14 | 2009-04-14 | Nikon Corporation | Image recording apparatus, dynamic image processing apparatus, dynamic image reproduction apparatus, dynamic image recording apparatus, information recording / reproduction apparatus and methods employed therein, recording medium with computer program stored therein |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8181703B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8962535B2 (en) * | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US7225869B2 (en) * | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7213648B2 (en) * | 2004-03-30 | 2007-05-08 | Kirby Hayes Incorporated | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris |
US20080060810A9 (en) * | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US7267172B2 (en) | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US7926571B2 (en) * | 2005-03-15 | 2011-04-19 | Raymond A. Hofman | Cemented open hole selective fracing system |
US7740072B2 (en) * | 2006-10-10 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for well stimulation using multiple angled fracturing |
US7836949B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling the manufacture of well treatment fluid |
US7711487B2 (en) * | 2006-10-10 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for maximizing second fracture length |
US7946340B2 (en) * | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
US7841394B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for centralized well treatment |
US20070201305A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for centralized proppant storage and metering |
US7337844B2 (en) * | 2006-05-09 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating and fracturing |
US20070261851A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Window casing |
US20070284106A1 (en) * | 2006-06-12 | 2007-12-13 | Kalman Mark D | Method and apparatus for well drilling and completion |
US8281860B2 (en) * | 2006-08-25 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation |
US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
US8082994B2 (en) * | 2006-12-05 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations |
US7617871B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
CA2580590C (en) * | 2007-03-02 | 2010-02-23 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method of fracturing |
US20080271925A1 (en) * | 2007-05-03 | 2008-11-06 | Bj Services Company | Acid tunneling bottom hole assembly |
US7841396B2 (en) * | 2007-05-14 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Hydrajet tool for ultra high erosive environment |
US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
US7931082B2 (en) * | 2007-10-16 | 2011-04-26 | Halliburton Energy Services Inc., | Method and system for centralized well treatment |
US7726403B2 (en) * | 2007-10-26 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for ratcheting stimulation tool |
US7849924B2 (en) * | 2007-11-27 | 2010-12-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool |
US7690427B2 (en) * | 2008-03-07 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand plugs and placing sand plugs in highly deviated wells |
US7870902B2 (en) * | 2008-03-14 | 2011-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods for allowing multiple fractures to be formed in a subterranean formation from an open hole well |
US8096358B2 (en) * | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
US7730951B2 (en) * | 2008-05-15 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of initiating intersecting fractures using explosive and cryogenic means |
WO2010008684A2 (en) * | 2008-07-15 | 2010-01-21 | Schlumberger Canada Limited | Apparatus and methods for characterizing a reservoir |
US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
US20100084137A1 (en) * | 2008-10-02 | 2010-04-08 | Surjaatmadja Jim B | Methods and Equipment to Improve Reliability of Pinpoint Stimulation Operations |
US7775285B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
US7878247B2 (en) * | 2009-01-08 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Methods for cleaning out horizontal wellbores using coiled tubing |
US8074715B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries |
US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
WO2010088679A2 (en) * | 2009-02-02 | 2010-08-05 | Schlumberger Canada Limited | Bottom hole assembly for wellbore operations |
US20100200218A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Troy Palidwar | Apparatus and method for treating zones in a wellbore |
US7882894B2 (en) | 2009-02-20 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for completing and stimulating a well bore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8276675B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US20110061869A1 (en) * | 2009-09-14 | 2011-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation of Fractures Within Horizontal Well |
US8104539B2 (en) * | 2009-10-21 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services Inc. | Bottom hole assembly for subterranean operations |
US8272443B2 (en) * | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
CA2686744C (en) * | 2009-12-02 | 2012-11-06 | Bj Services Company Canada | Method of hydraulically fracturing a formation |
US8469089B2 (en) * | 2010-01-04 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process and apparatus to improve reliability of pinpoint stimulation operations |
CA3077883C (en) | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8210257B2 (en) | 2010-03-01 | 2012-07-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Fracturing a stress-altered subterranean formation |
US8720566B2 (en) * | 2010-05-10 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slot perforating tool |
US8365827B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
CA2713611C (en) | 2010-09-03 | 2011-12-06 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Multi-function isolation tool and method of use |
CA2904548C (en) | 2010-10-18 | 2018-12-04 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
WO2012088586A1 (en) * | 2010-12-27 | 2012-07-05 | Seven Generations Energy Ltd. | Methods for drilling and stimulating subterranean formations for recovering hydrocarbon and natural gas resources |
US8939202B2 (en) | 2011-05-24 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing nozzle assembly with cyclic stress capability |
US8720544B2 (en) | 2011-05-24 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Enhanced penetration of telescoping fracturing nozzle assembly |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9121272B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well |
US9027641B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well using propellant pre-fracturing |
US20130048282A1 (en) | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8915297B2 (en) | 2011-09-13 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and equipment to improve reliability of pinpoint stimulation operations |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9012836B2 (en) * | 2011-10-27 | 2015-04-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Neutron logging tool with multiple detectors |
WO2013089898A2 (en) * | 2011-12-13 | 2013-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completing a well in a reservoir |
US9279306B2 (en) * | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9920574B2 (en) | 2012-07-24 | 2018-03-20 | Robertson Intellectual Properties, LLC | In situ pump for downhole applications |
WO2014028235A1 (en) * | 2012-08-16 | 2014-02-20 | Thru Tubiing Solutions, Inc. | Drill pipe perforator apparatus and method of use |
US20140054033A1 (en) * | 2012-08-27 | 2014-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions for Screenless Completion |
CA2790475C (en) * | 2012-09-20 | 2019-12-03 | Statoil Canada Limited | Method for improved gravity drainage in a hydrocarbon formation |
US9840896B2 (en) * | 2012-09-21 | 2017-12-12 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Acid soluble abrasive material and method of use |
WO2014055273A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Texas Tech University System | Method for enhancing fracture propagation in subterranean formations |
US9133694B2 (en) | 2012-11-02 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Nozzle selective perforating jet assembly |
US20140251621A1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-11 | Boaz Energy Llc | Through tubing perpendicular boring |
US20140262290A1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Baker Hughes Incorpoarated | Method and system for treating a borehole |
CN103470240A (zh) * | 2013-08-20 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分簇射孔与前置投球相结合的水力压裂方法 |
US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
CA2842586A1 (en) * | 2014-02-11 | 2015-08-11 | Iron Horse Coiled Tubing Inc. | A combined perforating and fracking tool |
US9810051B2 (en) | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
US9932803B2 (en) | 2014-12-04 | 2018-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | High power laser-fluid guided beam for open hole oriented fracturing |
US10815766B2 (en) | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
CN105986799B (zh) * | 2015-02-28 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 球座封隔多簇射孔压裂管柱及施工方法 |
US10047281B2 (en) | 2015-04-06 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming proppant packs having proppant-free channels therein in subterranean formation fractures |
US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US9759053B2 (en) | 2015-04-09 | 2017-09-12 | Highlands Natural Resources, Plc | 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 |
US9828843B2 (en) | 2015-04-09 | 2017-11-28 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10612354B2 (en) | 2015-06-23 | 2020-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Jetting apparatus for fracturing applications |
US10577909B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time, continuous-flow pressure diagnostics for analyzing and designing diversion cycles of fracturing operations |
US10753174B2 (en) | 2015-07-21 | 2020-08-25 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US11840909B2 (en) | 2016-09-12 | 2023-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
WO2018049368A1 (en) * | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore landing methods for reservoir stimulation |
US10184325B2 (en) | 2016-10-04 | 2019-01-22 | Comitt Well Solutions Us Holding Inc. | Methods and systems for utilizing an inner diameter of a tool for jet cutting, hydraulically setting packers and shutting off circulation tool simultaneously |
CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US11466549B2 (en) | 2017-01-04 | 2022-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extended tunnels |
US11293578B2 (en) | 2017-04-25 | 2022-04-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
US10648313B2 (en) * | 2017-05-12 | 2020-05-12 | Cnooc Petroleum North America Ulc | Low pressure fluid injection for recovering hydrocarbon material from low permeability formations |
WO2019014160A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | RADIAL DRILL LINK TRANSMISSION AND FLEXIBLE SHAFT PROTECTION COVER |
US11486214B2 (en) | 2017-07-10 | 2022-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release of hose |
US11566498B2 (en) | 2017-11-17 | 2023-01-31 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Multi-zone perforate and treat system and method |
WO2019156676A1 (en) | 2018-02-09 | 2019-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of ensuring and enhancing conductivity in microfractures |
CN110344806B (zh) * | 2018-04-02 | 2021-11-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种小井眼爆炸造缝辅助水力压裂方法 |
CN108894813B (zh) * | 2018-06-20 | 2020-04-21 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 井下钻井、地面压裂和井下抽采相结合的瓦斯消突方法 |
RU2701029C1 (ru) * | 2018-07-04 | 2019-09-24 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Способ извлечения петротермального тепла |
US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
US11035210B2 (en) | 2018-10-22 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized foam application for hydrocarbon well stimulation |
CN110819334B (zh) * | 2018-10-31 | 2021-08-20 | 中国石油大学(华东) | 撬装式冻胶分散体生产装置及其应用 |
RU2713026C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи |
US10934825B2 (en) | 2019-06-28 | 2021-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressurizing and protecting a parent well during fracturing of a child well |
US11448054B2 (en) | 2020-05-19 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated methods for reducing formation breakdown pressures to enhance petroleum recovery |
US20230296008A1 (en) * | 2020-05-29 | 2023-09-21 | Occidental Oil And Gas Corporation | Method and system for stimulating hydrocarbon production |
CN112814631A (zh) * | 2021-04-01 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种喷砂洗井一体式喷枪、磨料水射流作业系统及方法 |
WO2023059476A1 (en) * | 2021-10-05 | 2023-04-13 | Grant Hocking | Propagation of high permeable planar inclusions in weakly cemented formations |
US11851989B2 (en) | 2021-12-03 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Cooling methodology to improve hydraulic fracturing efficiency and reduce breakdown pressure |
US20240052735A1 (en) * | 2022-08-10 | 2024-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method of increasing hydrocarbon recovery from a wellbore penetrating a tight hydrocarbon formation by a hydro-jetting tool that jets a thermally controlled fluid |
Family Cites Families (76)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US628600A (en) * | 1898-04-01 | 1899-07-11 | John M Fields | Compass and course corrector. |
US2758653A (en) * | 1954-12-16 | 1956-08-14 | Floyd H Desbrow | Apparatus for penetrating and hydraulically eracturing well formations |
US2859822A (en) * | 1957-04-25 | 1958-11-11 | Pan American Petroleum Corp | Composition for sealing permeable formations |
SU138554A1 (ru) | 1960-09-03 | 1960-11-30 | Н.С. Горохов | Устройство дл направленного гидроразрыва пласта |
SU147156A1 (ru) | 1961-06-29 | 1961-11-30 | Н.С. Горохов | Устройство дл поинтервального гидравлического разрыва пласта |
US3251993A (en) * | 1963-03-26 | 1966-05-17 | Exxon Production Research Co | Accurately locating plugged perforations in a well-treating method |
US3664422A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Dresser Ind | Well fracturing method employing a liquified gas and propping agents entrained in a fluid |
US3712379A (en) * | 1970-12-28 | 1973-01-23 | Sun Oil Co | Multiple fracturing process |
SU678181A1 (ru) | 1978-03-27 | 1979-08-05 | Предприятие П/Я М-5703 | Способ сооружени технологической бесфильтровой скважины |
US4346761A (en) * | 1980-02-25 | 1982-08-31 | Halliburton Company | Hydra-jet slotting tool |
US4524825A (en) * | 1983-12-01 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Well packer |
US4590995A (en) * | 1985-03-26 | 1986-05-27 | Halliburton Company | Retrievable straddle packer |
US4627491A (en) * | 1985-07-19 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Well packer |
US4697640A (en) * | 1986-01-16 | 1987-10-06 | Halliburton Company | Apparatus for setting a high temperature packer |
US4808925A (en) * | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
US4951751A (en) * | 1989-07-14 | 1990-08-28 | Mobil Oil Corporation | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores |
US4962815A (en) * | 1989-07-17 | 1990-10-16 | Halliburton Company | Inflatable straddle packer |
US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5117912A (en) * | 1991-05-24 | 1992-06-02 | Marathon Oil Company | Method of positioning tubing within a horizontal well |
US5434408A (en) * | 1992-05-28 | 1995-07-18 | Halliburton Logging Services, Inc. | Induced gamma ray spectroscopy well logging system |
US5361856A (en) * | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5775415A (en) * | 1993-07-07 | 1998-07-07 | Nippondenso Co., Ltd. | Air conditioning system |
US5381864A (en) * | 1993-11-12 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Well treating methods using particulate blends |
US5363919A (en) * | 1993-11-15 | 1994-11-15 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities |
US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
US5833048A (en) * | 1995-02-07 | 1998-11-10 | Eaton Corporation | Rocker switch especially for vehicles |
US5839510A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5787986A (en) * | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5833000A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5775425A (en) * | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
US5899958A (en) * | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
US5703286A (en) * | 1995-10-20 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of formation testing |
US5941308A (en) * | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
US5884699A (en) * | 1996-02-26 | 1999-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable torque-through packer having high strength and reduced cross-sectional area |
US5701954A (en) * | 1996-03-06 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature, high pressure retrievable packer |
US5743334A (en) * | 1996-04-04 | 1998-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Evaluating a hydraulic fracture treatment in a wellbore |
NO973644L (no) | 1996-08-09 | 1998-02-10 | Halliburton Energy Serv Inc | Fremgangsmåte for stimulering av en underjordisk brönn |
US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US5765642A (en) * | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
US6116343A (en) * | 1997-02-03 | 2000-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods |
US5934377A (en) * | 1997-06-03 | 1999-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for isolating hydrocarbon-containing formations intersected by a well drilled for the purpose of producing hydrocarbons therethrough |
DE19882627T1 (de) * | 1997-08-26 | 2000-09-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Stimulation linsenförmiger Erdgasformationen |
US6296066B1 (en) * | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
US6012525A (en) * | 1997-11-26 | 2000-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single-trip perforating gun assembly and method |
US6286600B1 (en) | 1998-01-13 | 2001-09-11 | Texaco Inc. | Ported sub treatment system |
US6070666A (en) * | 1998-04-30 | 2000-06-06 | Atlantic Richfield Company | Fracturing method for horizontal wells |
US6006838A (en) * | 1998-10-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
US6257338B1 (en) * | 1998-11-02 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow within wellbore with selectively set and unset packer assembly |
US6446727B1 (en) * | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
US6269892B1 (en) * | 1998-12-21 | 2001-08-07 | Dresser Industries, Inc. | Steerable drilling system and method |
US6186230B1 (en) * | 1999-01-20 | 2001-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completion method for one perforated interval per fracture stage during multi-stage fracturing |
US6230805B1 (en) * | 1999-01-29 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of hydraulic fracturing |
US6508307B1 (en) * | 1999-07-22 | 2003-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Techniques for hydraulic fracturing combining oriented perforating and low viscosity fluids |
US6286598B1 (en) * | 1999-09-29 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip perforating and fracturing/gravel packing |
US6474419B2 (en) * | 1999-10-04 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer with equalizing valve and method of use |
US6399546B1 (en) * | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6286599B1 (en) * | 2000-03-10 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting |
US6632778B1 (en) * | 2000-05-02 | 2003-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting resin systems for sand consolidation |
DZ3387A1 (fr) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
GB2390423B (en) * | 2000-10-23 | 2004-12-29 | Halliburton Energy Serv Inc | Fluid property sensors and associated methods of calibrating sensors in a subterranean well |
US6554075B2 (en) * | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
US6488091B1 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
US6601646B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
US6662874B2 (en) * | 2001-09-28 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US20040206504A1 (en) * | 2002-07-12 | 2004-10-21 | Rosato Michael J. | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation |
US7219731B2 (en) | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
US6644110B1 (en) * | 2002-09-16 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurements of properties and transmission of measurements in subterranean wells |
US7114567B2 (en) * | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7225869B2 (en) * | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
-
2004
- 2004-03-24 US US10/807,986 patent/US7225869B2/en active Active
-
2005
- 2005-02-23 MX MXPA06010875A patent/MXPA06010875A/es active IP Right Grant
- 2005-02-23 BR BRPI0509063A patent/BRPI0509063B1/pt active IP Right Grant
- 2005-02-23 RU RU2006137362/03A patent/RU2375561C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-02-23 CA CA002560611A patent/CA2560611C/en active Active
- 2005-02-23 WO PCT/GB2005/000672 patent/WO2005090747A1/en active Application Filing
- 2005-02-23 AU AU2005224422A patent/AU2005224422B2/en active Active
- 2005-03-21 AR ARP050101095A patent/AR049792A1/es active IP Right Grant
- 2005-09-08 US US11/221,544 patent/US7681635B2/en active Active
-
2007
- 2007-04-24 US US11/739,188 patent/US7766083B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
RU2558090C1 (ru) * | 2014-07-01 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20050211439A1 (en) | 2005-09-29 |
US7225869B2 (en) | 2007-06-05 |
AU2005224422A1 (en) | 2005-09-29 |
US7766083B2 (en) | 2010-08-03 |
AU2005224422B2 (en) | 2009-09-17 |
US7681635B2 (en) | 2010-03-23 |
BRPI0509063B1 (pt) | 2016-05-10 |
US20080110622A1 (en) | 2008-05-15 |
BRPI0509063A (pt) | 2007-08-21 |
CA2560611A1 (en) | 2005-09-29 |
CA2560611C (en) | 2009-10-20 |
WO2005090747A1 (en) | 2005-09-29 |
AR049792A1 (es) | 2006-09-06 |
US20060000610A1 (en) | 2006-01-05 |
RU2006137362A (ru) | 2008-04-27 |
MXPA06010875A (es) | 2006-12-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2375561C2 (ru) | Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) | |
US4951751A (en) | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores | |
RU2318116C2 (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
US7571766B2 (en) | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage | |
CA2225571C (en) | Subterranean formation fracturing methods | |
US7287592B2 (en) | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool | |
RU2655517C2 (ru) | Образование многоствольных скважин | |
US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
US8985209B2 (en) | High pressure jet perforation system | |
RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
US20120305679A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
East et al. | Packerless Multistage Fracture-Stimulation Method Using CT Perforating and Annular Path Pumping | |
DK202370185A1 (en) | Single trip wellbore cleaning and sealing system and method | |
RU2282714C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта щелевой гидропескоструйной перфорацией и пуска скважины в эксплуатацию | |
RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
East et al. | New Multiple-Interval Fracture-Stimulation Technique Without Packers | |
US20160290112A1 (en) | Processes for hydraulic fracturing | |
RU2109128C1 (ru) | Способ заканчивания скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100224 |
|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 34-2009 FOR TAG: (72) |