RU2431036C2 - Забойная компоновка заканчивания и способ заканчивания скважины в подземном пласте - Google Patents
Забойная компоновка заканчивания и способ заканчивания скважины в подземном пласте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2431036C2 RU2431036C2 RU2009132523/03A RU2009132523A RU2431036C2 RU 2431036 C2 RU2431036 C2 RU 2431036C2 RU 2009132523/03 A RU2009132523/03 A RU 2009132523/03A RU 2009132523 A RU2009132523 A RU 2009132523A RU 2431036 C2 RU2431036 C2 RU 2431036C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- fluid
- wellbore
- annular space
- stream
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 109
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 57
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 21
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 8
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000009191 jumping Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007779 soft material Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—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
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к подземным работам, а именно к способам изоляции локальных областей для подземных работ. Технический результат - обеспечение возможности поступательного перемещения вдоль обсадной колонны и подачи реагента в строго определенном месте, за счет локализации пространства. Забойная компоновка заканчивания содержит обсадную трубу, приспособленную для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащую, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик, одну или несколько гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы, инструмент подачи текучей среды, расположенный в обсадной трубе и способный перемещаться вдоль обсадной трубы, компоновку сдвоенного пакера, способную, по существу, изолировать инструмент подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой. Способ заканчивания скважины содержит следующие стадии: оборудование обсадной трубы; оборудование одной или нескольких гидромониторных насадок; оборудование инструмента подачи текучей среды; оборудование компоновки сдвоенного пакера; выполнение операции заканчивания скважины. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится, в общем, к подземным работам и, более конкретно к способам изоляции представляющих интерес локальных областей для подземных работ.
В некоторых скважинах необходимо индивидуальное и избирательное создание многочисленных гидроразрывов вдоль ствола скважины на некотором расстоянии друг от друга. Многочисленные гидроразрывы должны иметь адекватную проницаемость, чтобы наиболее возможное количество углеводородов нефтегазоносного коллектора могло быть выпущено/добыто в ствол скважины. При проведении обработки коллектора для интенсификации притока из ствола скважины, особенно ствола с большим отклонением или горизонтального ствола, сложно контролировать создание гидроразрывов в многочисленных зонах вдоль ствола скважины при отсутствии цементирования хвостовика в стволе скважины и механической изоляции подземного пласта, обрабатываемого гидроразрывом от пластов, подвергшихся гидроразрыву ранее, или от пластов, которые еще не подвергались гидроразрыву.
Один обычный способ гидроразрыва подземного пласта, пройденного стволом скважины, включает в себя цементирование сплошного хвостовика в боковой секции ствола скважины, выполнение обычного этапа взрывного перфорирования и выполнение этапов гидроразрыва в стволе скважины. Другой обычный способ включает в себя цементирование хвостовика и существенное ограничение количества перфорационных каналов, часто с использованием тесно сгруппированных комплектов перфорационных каналов, с общим количеством перфорационных каналов, предназначенным для ограничения притока, дающим противодавление около 100 фунт/дюйм2 (7 кг/см2) или более; в некоторых случаях, противодавление может достигать 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2) гидравлического сопротивления. Такая технология, в общем, именуется технологией перфорирования «ограниченного входа».
В одном обычном способе гидроразрыва осуществляют перфорирование и гидроразрыв первой области пласта и устанавливают песчаную пробку в ствол скважины в некоторой точке над гидроразрывом, например, в сторону башмака. Песчаная пробка может препятствовать любому значимому притоку в первую область пласта, и, тем самым, может ограничивать поглощение текучей среды в пласт, в то время как второй, верхний участок пласта перфорируют и обрабатывают для интенсификации притока гидроразрывом. Гибкую насосно-компрессорную трубу можно использовать для развертывания стреляющих перфораторов для перфорирования последующих интервалов, подвергающихся обработке, поддерживая управление скважиной и целостность песчаной пробки. Обычно, гибкую насосно-компрессорную трубу и стреляющие перфораторы поднимают из скважины перед выполнением последующих этапов гидроразрыва. Каждый этап гидроразрыва может заканчиваться распространением песчаных пробок по перфорационным каналам посредством увеличения концентрации песка и одновременного уменьшения скоростей прокачки до образования моста. Увеличенную целостность песчаной пробки можно получить при выполнении того, что общеизвестно в сервисных компаниях цементирования как технология «импульсного цементирования под давлением». Однако недостаток данной технологии заключается в том, что она требует многочисленных рейсов в скважину для выполнения различных этапов обработки пласта и изоляции.
Давление, требуемое для продолжения распространения гидроразрыва, присутствующее в подземном пласте, можно именовать «давлением распространения гидроразрыва». Обычные работы перфорирования и последующие работы гидроразрыва могут обуславливать нежелательное падение давления, воздействующего на пласт, ниже давления распространения гидроразрыва на некоторый период времени. В некоторых вариантах осуществления работ обычного перфорирования и гидроразрыва пласт может подвергаться давлению, скачущему выше и ниже давления распространения гидроразрыва. Например, если работу гидроструйного инструмента временно остановить, например, чтобы убрать гидроструйный инструмент или удалить обломки выбуренной породы из ствола скважины перед продолжением закачки текучей среды гидроразрыва, пласт может испытывать воздействие циклического изменения давления.
Циклическое изменение давления может являться проблематичным для чувствительных пластов. Например, некоторые подземные пласты могут разрушаться под воздействием циклического изменения давления во время работ гидроразрыва, что может приводить к созданию многочисленных нежелательных микрогидроразрывов, вместо одного доминирующего гидроразрыва. Дополнительно к этому, некоторые обычные работы перфорирования (например, перфорирование с использованием инструментов на каротажном кабеле) часто могут повреждать чувствительный пласт, разрушая его в области перфорирования так, что уменьшается вероятность успешного получения одного доминирующего гидроразрыва в результате последующих работ гидроразрыва.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению создана забойная компоновка заканчивания, содержащая обсадную трубу, приспособленную для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащую, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик, одну или несколько гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы, инструмент подачи текучей среды, расположенный в обсадной трубе и способный перемещаться вдоль обсадной трубы, компоновку сдвоенного пакера, способную, по существу, изолировать инструмент подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой.
Компоновка может дополнительно содержать, по меньшей мере, одно окно, выполненное в обсадной трубе и приспособленное для избирательного прохождения потока текучей среды через, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды.
Обсадная труба может быть закреплена в стволе скважины для создания множества зон в подземном пласте.
Обсадная труба может быть закреплена, по меньшей мере, одним пакером обсадной колонны, расположенным в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины.
Обсадная труба может быть закреплена цементным составом, расположенным в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины.
По меньшей мере, одна из множества зон может включать в себя, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды и, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик.
Согласно изобретению создан способ заканчивания скважины в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
оборудование обсадной трубы, приспособленной для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащей, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик;
оборудование одной или нескольких гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы;
оборудование инструмента подачи текучей среды, расположенного в обсадной трубе и способного перемещаться вдоль обсадной трубы;
оборудование компоновки сдвоенного пакера, приспособленной для, по существу, изоляции инструмента подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой;
выполнение операции заканчивания скважины.
Способ может дополнительно содержать оборудование, по меньшей мере, одного окна, приспособленного для избирательного прохождения потока текучей среды через, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды.
Обсадная труба может быть закреплена в стволе скважины для создания множества зон в подземном пласте.
Способ может дополнительно содержать оборудование, по меньшей мере, одного пакера обсадной колонны в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины для закрепления обсадной трубы в стволе скважины.
Способ может дополнительно содержать подачу цементного состава в кольцевое пространство между обсадной трубой и стволом скважины для закрепления обсадной трубы в стволе скважины.
По меньшей мере, одна из множества зон может включать в себя, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды, и, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик.
Признаки и преимущества настоящего изобретения должны быть понятны специалисту в области техники. Хотя специалистами в области техники может быть выполнен ряд изменений в объеме настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 показан схематичный вид сечения иллюстративной компоновки заканчивания скважины, иллюстрирующий перфорирование подземного пласта.
На фиг.2А и 2В показаны схематичные виды сечения иллюстративных компоновок обсадной колонны с окном согласно настоящему изобретению, на фиг.2А показана иллюстративная компоновка обсадной колонны с окном в закрытом положении, на фиг.2В показана иллюстративная компоновка обсадной колонны с окном в открытом положении.
На фиг.3А-3D показаны схематичные виды сечения, иллюстрирующие различное размещение насадок, создающих струю текучей среды, в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.2А и 2В.
На фиг.4А и 4В показаны схематичные виды сечения иллюстративной компоновки заканчивания скважины, сконструированной согласно варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.2А и 2В, на фиг.4А показано перфорирование и гидроразрыв подземного пласта, на фиг.4В показана добыча из подземного пласта.
На фиг.5 показан схематичный вид сечения иллюстративной компоновки заканчивания скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг.5А показан вариант осуществления изобретения насадок, создающих струю текучей среды, описанных в данном документе.
На фиг.5В и 5С показано использование варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.5, при операции заканчивания скважины, на фиг.5В показано перфорирование и гидроразрыв подземного пласта, на фиг.5С показана добыча из подземного пласта.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Показанная на фиг.1 иллюстративная компоновка 100 заканчивания расположена в стволе 102 скважины, соединенном с поверхностью 104 и проходящем вниз через подземный пласт 106. Ствол 102 скважины может быть пробурен в подземном пласте 106 с использованием обычной (или будущей) технологии бурения и может проходить по существу вертикально к поверхности 104 или отклоняться на любой угол от поверхности 104. В некоторых случаях, весь ствол 102 скважины или его участки могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными и/или искривленными.
Обсадная труба 108 может проходить через, по меньшей мере, участок ствола 102 скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная труба 108 может быть частью обсадной колонны, соединенной с поверхностью 104. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная труба 108 может представлять собой хвостовик, соединенный с предыдущей обсадной колонной. Обсадная труба 108 может быть зацементированной или не зацементированной в подземный пласт 106. Если обсадная труба 108 не зацементирована, она может содержать один или несколько проницаемых хвостовиков или сплошных хвостовиков. При использовании в данном документе, термин «проницаемый хвостовик» включает в себя, но без ограничения этим, фильтры, щели и заранее выполненную перфорацию. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, следует обсадную трубу 108 цементировать или нет и должна ли обсадная труба 108 содержать один или несколько проницаемых хвостовиков.
Обсадная труба 108 включает в себя одну или несколько гидромониторных насадок 110, создающих струю текучей среды. При использовании в данном документе, термин «гидромониторная насадка, создающая струю текучей среды», относится к любой неподвижной детали, которую можно соединять с отверстием для пропуска текучей среды через нее, чтобы скорость струи текучей среды на выходе превышала скорость струи текучей среды на входе. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 110, создающие струю текучей среды, могут быть разнесенными по длине обсадной трубы 108 так, что когда обсадная труба 108 спущена в ствол 102 скважины, гидромониторные насадки 110 должны находиться вблизи локальной области, представляющей интерес, например, зон 112 в подземном пласте 106. При использовании в данном документе, термин «зона» относится просто к участку пласта и не подразумевает конкретного геологического слоя или образования. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, обсадная труба 108 может иметь любое количество гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды, выполненных в различных комбинациях вдоль и вокруг обсадной трубы 108.
После того, как ствол 102 скважины пробурен и, если необходимо, обсажен, текучую среду 114 можно прокачивать по обсадной трубе 108 и через гидромониторные насадки 110, создающие струю текучей среды, для образования струй 116 текучей среды. В одном варианте осуществления изобретения текучая среда 114 прокачивается через гидромониторные насадки 110, создающие струю текучей среды, со скоростью, достаточной для выполнения перфорационных каналов 118 струями 116 текучей среды. В одном варианте осуществления изобретения после выполнения перфорационных каналов 118 текучая среда 114 прокачивается через обсадную трубу 108 и гидромониторные насадки 110 под давлением, достаточным для образования трещин или гидроразрывов 120 вдоль перфорационных каналов 118.
Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, состав текучей среды 114 можно менять для улучшения свойств, желательных для данной функции, то есть состав текучей среды 114, используемой во время гидроразрыва, может отличаться от состава, используемого во время перфорирования. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения текучая среда кислотной обработки может закачиваться в пласт 106 через обсадную трубу 108 после создания перфорационных каналов 118, и незадолго до (или во время) возникновения трещин или гидроразрывов 120. Текучая среда кислотной обработки может разъедать пласт 106 вдоль трещин или разрывов 120, тем самым, расширяя их. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда кислотной обработки может растворять мелкодисперсный материал, что может дополнительно улучшать приток в трещины или гидроразрывы 120. В другом варианте осуществления настоящего изобретения расклинивающий агент может быть включен в состав текучей среды 114, проходящей в трещины или гидроразрывы 120, и может предотвращать последующее закрытие трещин или гидроразрывов 120.
Для вариантов осуществления изобретения, в которых обсадная труба 108 не зацементирована в подземный пласт 106, можно использовать кольцевое пространство 122 совместно с обсадной трубой 108 для прокачки текучей среды 114 в подземный пласт 106. Кольцевое пространство 122 можно также использовать для приема выходящей на поверхность текучей среды 114 во время выполнения перфорационных каналов 118. Кольцевое пространство 122 можно также закрывать любым подходящим средством (например, закрытием задвижки, (не показано) на поверхности 104). Дополнительно к этому, специалист в данной области техники, пользующийся преимуществами данного изобретения, должен знать, следует ли закрывать кольцевое пространство 122.
На фиг.2А и 2В показана иллюстративная компоновка 200 обсадной колонны с окном, приспособленная для использования в настоящем изобретении. При использовании в данном документе, термин «обсадная колонна с окном» относится к секции обсадной колонны, выполненной с возможностью обеспечения избирательного доступа к одной или нескольким заданным зонам прилегающего подземного пласта. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, пользующемуся преимуществами данного изобретения, обсадная колонна с окном имеет окно, которое оператор может избирательно открывать и закрывать, например, перемещаемой втулкой 204. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, пользующемуся преимуществами данного изобретения, компоновка 200 обсадной колонны с окном может иметь многочисленные конфигурации и использовать различные механизмы для избирательного доступа к одной или нескольким заданным зонам прилегающего подземного пласта. Иллюстративная компоновка 200 обсадной колонны с окном включает в себя, по существу, цилиндрическую внешнюю обсадную трубу 202, вмещающую перемещаемую втулку 204. Внешняя обсадная труба 202 включает в себя одно или несколько отверстий 206, обеспечивающих сообщение текучей среды из внутреннего объема внешней обсадной трубы 202 с прилегающим подземным пластом (не показано). Отверстия 206 выполнены так, что гидромониторные насадки 208, образующие струю текучей среды, можно соединить с ними. В некоторых вариантах осуществления, например, иллюстративной компоновке 200 обсадной колонны с окном, гидромониторные насадки 208, создающие струю текучей среды, могут ввинчиваться в отверстия 206. Гидромониторные насадки 208 можно изолировать от кольцевого пространства 210 (образованного между внешней обсадной трубой 202 и перемещаемой втулкой 204) посредством соединения уплотнений или барьеров 212 давления с внешней обсадной трубой 202.
Перемещаемая втулка 204 включает в себя одно или несколько отверстий 214, выполненных так, что, как показано на фиг.2А, при этом отверстия 214 можно избирательно смещать от отверстий 206 для предотвращения перемещения текучей среды из внутреннего пространства втулки 204 в прилегающий подземный пласт (не показано). Втулка 204 может сдвигаться вдоль оси поворотно или комбинированно, так чтобы, как показано на фиг.2В, отверстия 214 избирательно совмещались с отверстиями 206 для перемещения текучей среды из внутреннего объема втулки 204 в прилегающий подземный пласт. Втулку 204 можно сдвигать посредством сдвигающего инструмента, механизма с гидроприводом или механизма со сбросом шарика.
Как показано на фиг.3А-3D, компоновка обсадной колонны с окном, приспособленная для использования в настоящем изобретении, например, иллюстративная компоновка 200 обсадной колонны с окном, показанная на фиг.2А и 2В, может включать в себя гидромониторные насадки 300, создающие струю текучей среды, в различных конфигурациях. На фиг.3А показаны гидромониторные насадки 300, соединенные с отверстиями 302 через внутреннюю поверхность 304 внешней обсадной трубы 306. На фиг.3В показаны гидромониторные насадки 300, соединенные с отверстиями 302 через внешнюю поверхность 308 внешней обсадной трубы 306. На фиг.3С показаны гидромониторные насадки 300, соединенные с отверстиями 310 через внешнюю поверхность 312 перемещаемой втулки 314. На фиг.3D показаны гидромониторные насадки 300, соединенные с отверстиями 310 через внутреннюю поверхность 316 втулки 314.
Как показано на фиг.4А, иллюстративная компоновка 400 заканчивания скважины включает в себя обсадную трубу 402 с открытым окном и обсадную трубу 404 с закрытым окном, выполненные в обсадной колонне 406. Альтернативно, компоновке 400 заканчивания скважины можно избирательно придать конфигурацию с обсадной трубой 404 с открытым окном и обсадной трубой 402 с закрытым окном, чтобы окна в обеих обсадных трубах 402 и 404 были открыты или чтобы окна в обеих обсадных трубах 402 и 404 были закрыты.
Текучую среду 408 можно прокачивать вниз по обсадной трубе 406 и подавать посредством гидромониторных насадок 410, создающих струю текучей среды обсадной трубы 402 с открытым окном, на поверхность ствола 412 в зоне 414 подземного пласта 416. Текучая среда 408 не должна перемещаться через гидромониторные насадки 418 обсадной трубы 404 с закрытым окном, при этом изолируя зону 420 подземного пласта 416 от любых операций заканчивания скважины, проводимых через обсадную трубу 402 с открытым окном, охватывающих зону 414.
В одном варианте осуществления изобретения текучая среда 408 прокачивается через гидромониторные насадки 410 со скоростью, достаточной для выполнения перфорационных каналов 424 струями 422 текучей среды. В одном варианте осуществления изобретения после образования перфорационных каналов 424 текучая среда 408 прокачивается по обсадной колонне 406 и через гидромониторные насадки 410 под давлением, достаточным для образования трещин или разрывов 426 вдоль перфорационных каналов 424.
В некоторых вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 410 могут выполнять из состава, имеющего возможность постепенного изнашивания при перемещении текучей среды 408 из обсадной колонны 406 в подземный пласт 416. При использовании в данном документе, термин «изнашивание» включает в себя любой механизм, обуславливающий эрозию, растворение, уменьшение или иную деградацию гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды. Например, гидромониторные насадки 410 могут быть выполнены из материала, который должен деградировать во время перфорирования, гидроразрыва, кислотной обработки или обработки для интенсификации притока, тем самым, обеспечивая приток добываемой текучей среды 428, как показано на фиг.4В, из подземного пласта 416, через отверстия 430, и вверх по обсадной колонне 406 на поверхность 432. Для примера, но не для ограничения, в некоторых вариантах осуществления изобретения можно использовать абразивные компоненты в текучей среде 408 для резки прилегающего пласта. В таких вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 410 можно выполнять из мягкого материала, такого как обычная сталь, так чтобы абразивные компоненты текучей среды 408 могли вызывать эрозию гидромониторных насадок 410. В некоторых вариантах осуществления изобретения можно вводить кислоту в текучую среду 408. В таких вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 410 можно выполнить из растворимых кислотой материалов, таких как оксид алюминия. Другие подходящие материалы, чувствительные к кислоте, могут включать в себя керамические материалы, такие как оксид алюминия, зависящие от структуры и/или связующих из керамических материалов. Специалист в данной области техники, пользующийся преимуществами данного изобретения, должен быть информирован о дополнительных комбинациях материалов для выполнения гидромониторных насадок 410 и составах текучих сред 408, таких, чтобы гидромониторные насадки 410 изнашивались под воздействием прохода текучей среды 408 через них. Таким образом, оператор может связывать действия по интенсификации притока и добыче в отношении зон 414 и 420 избирательно и совместно.
Как показано на фиг.5, иллюстративная компоновка 500 заканчивания расположена в стволе 502 скважины, соединенном с поверхностью 504 и проходящем вниз через подземный пласт 506. Ствол 502 скважины может быть пробурен в подземный пласт 506 с использованием обычных (или будущих) технологий бурения и может проходить, по существу, вертикально к поверхности 504 или может отклоняться под любым углом к поверхности 504. В некоторых случаях весь ствол или участки ствола 502 скважины могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными и/или искривленными.
Обсадная труба 508 может проходить через, по меньшей мере, участок ствола 502 скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная труба 508 может частью обсадной колонны, соединенной с поверхностью 504. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная труба 508 может быть хвостовиком, соединенным с находящейся выше обсадной колонной. Обсадная труба 508 может быть или не быть закрепленной в стволе 502 скважины. При закреплении обсадная труба 508 может быть закреплена пакерами 510 обсадной колонны или может быть зацементирована в подземный пласт 506. При цементировании обсадная труба 508 может быть закреплена в подземный пласт 506 с использованием растворимого кислотой цемента. При отсутствии цементирования обсадная труба 508 может быть сплошным хвостовиком или хвостовиком, включающим в себя одну или несколько проницаемых труб 512 хвостовика. Специалист в данной области техники, пользующемуся преимуществами данного изобретения, должен знать, следует ли закреплять обсадную трубу 508 в стволе 502 скважины, и каким образом, должна ли обсадная труба 508 включать в себя один или несколько проницаемых хвостовиков.
Обсадная труба 508 включает в себя одну или несколько гидромониторных насадок 514, создающих струю текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 514 могут быть разнесены вдоль обсадной трубы 508, чтобы, когда обсадную трубу 508 спускают в ствол 502 скважины, гидромониторные насадки 514 располагались вблизи зон 516 и 518 в подземном пласте 506. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, обсадная труба 508 может иметь любое число гидромониторных насадок, выполненных в различных комбинациях вдоль обсадной трубы 508 и вокруг нее. Если необходимо, гидромониторные насадки 514 можно соединять с обратными клапанами 520 (показаны на фиг.5А) для ограничения потока текучей среды (не показано) через гидромониторные насадки 514 одним направлением. Если необходимо, обсадная труба 508 может включать в себя одну или несколько компоновок обсадной колонны с окном, таких, например, как иллюстративная компоновка 200 обсадной колонны с окном (не показано), выполненная с возможностью избирательного прохождения текучей среды через гидромониторные насадки 514.
Иллюстративная компоновка 500 заканчивания скважины может включать в себя инструмент 522 подачи текучей среды, расположенный в ней. Инструмент 522 подачи текучей среды может включать в себя нагнетательное отверстие 524 и может соединяться с поверхностью 504 посредством рабочей колонны 526. Инструмент 522 может быть закреплен в обсадной трубе 508 компоновкой 528 сдвоенного пакера для изоляции нагнетательного отверстия 524 от кольцевого пространства 530, образованного между обсадной трубой 508 и рабочей колонной 526. Компоновка 528 сдвоенного пакера, в общем, не должна препятствовать продольному перемещению инструмента 522 подачи текучей среды в обсадной трубе 508.
На фиг.5В показана иллюстративная компоновка 500 заканчивания скважины, выполненная с возможностью интенсификации притока зоны 516. Инструмент 522 подачи текучей среды совмещен с гидромониторными насадками 514 так, чтобы текучую среду 532 можно было прокачивать вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе 526 рабочей колонны, через нагнетательное отверстие 524 и гидромониторные насадки 514 для создания струй 534 текучей среды. Выходящий на поверхность поток текучей среды 532 может проходить через кольцевое пространство 530. В одном варианте осуществления изобретения текучая среда 532 прокачивается через гидромониторные насадки 514 со скоростью, достаточной для выполнения перфорационных каналов 536 струями 534 текучей среды. В одном варианте осуществления изобретения после выполнения перфорационных каналов 536 текучая среда 532 прокачивается в обсадной трубе 508 и через гидромониторные насадки 514 под давлением, достаточным для образования трещин или гидроразрывов 538 вдоль перфорационных каналов 536.
Если необходимо, после выполнения перфорационных каналов 536 в зоне 516, кольцевое пространство 530 можно закрыть любым подходящим средством (например, закрытием задвижки (не показано), через которую выходящей на поверхность поток, принятый в кольцевое пространство 530, сбрасывался на поверхности). Закрытие кольцевого пространства 530 может увеличить давление в стволе 502 скважины и в подземном пласте 506 и, тем самым, содействовать созданию и расширению трещин или гидроразрывов 538 в зоне 516. Закрытие кольцевого пространства 530 после выполнения перфорационных каналов 536 и продолжение выхода потока из гидромониторных насадок 514 также может предотвратить падение давления в стволе скважины ниже уровня давления закрытия гидроразрыва (то есть давления, необходимого для поддержания трещин или гидроразрывов 538 в подземном пласте 506 в открытом положении). В общем, после возникновения гидроразрыва давление в стволе 502 скважины может кратковременно уменьшиться (что может свидетельствовать об образовании трещины в породе подземного пласта 506), но не должно упасть ниже давления возникновения и развития трещин гидроразрыва. Помимо прочего, прохождение текучей среды как через кольцевое пространство 530, так и через инструмент 522 подачи текучей среды, может создать наибольший возможный путь прохождения текучей среды, тем самым увеличивая расход, с которым текучая среда может подаваться в подземный пласт 506.
В некоторых вариантах осуществления изобретения гидромониторные насадки 514, создающие струи текучей среды, можно выполнить из составов, способных постепенно изнашиваться во время прохождения потока текучей среды 532 из обсадной трубы 508 в подземный пласт 506. Например, гидромониторные насадки 514 могут быть составлены из материала, который должен деградировать во время перфорирования, гидроразрыва, кислотной обработки или обработки для интенсификации притока, тем самым, предоставляя возможность притока добываемой текучей среды 540, как показано на фиг.5С, из подземного пласта 506, через отверстия 542, вверх по обсадной трубе 508 на поверхность 504. Добываемая текучая среда 540 может также входить в кольцевое пространство 530 через проницаемый хвостовик 512 и возвращаться на поверхность 504.
Инструмент 522 подачи текучей среды можно перемещать вдоль оси в обсадной трубе 508 для совмещения нагнетательного отверстия 524 с гидромониторными насадками, прилегающими к зоне 518 (не показано). Заканчивание, включающее в себя работы перфорирования, гидроразрыва, интенсификации притока и добычи, можно таким образом осуществлять в зоне 518 изолированно от зоны 516.
Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает достижение упомянутых преимуществ, а также преимуществ, ему свойственных. Конкретные варианты осуществления изобретения являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалиста в данной области техники, извлекающего пользу из идей данного документа. Дополнительно к этому на детали конструкции, показанной в данном документе, не налагаются ограничения, кроме описанных в формуле изобретения ниже. Поэтому является очевидным, что конкретные иллюстративные варианты осуществления изобретения, раскрытые выше, можно менять или модифицировать и все такие изменения рассматриваются в объеме и сущности настоящего изобретения. Также, термины в формуле изобретения имеют ясное ординарное значение, если иное ясно и четко не определено патентообладателем.
Claims (12)
1. Забойная компоновка заканчивания, содержащая обсадную трубу, приспособленную для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащую, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик, одну или несколько гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы, инструмент подачи текучей среды, расположенный в обсадной трубе и способный перемещаться вдоль обсадной трубы, компоновку сдвоенного пакера, способную, по существу, изолировать инструмент подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой.
2. Компоновка по п.1, дополнительно содержащая, по меньшей мере, одно окно, выполненное в обсадной трубе и приспособленное для избирательного прохождения потока текучей среды через, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды.
3. Компоновка по п.1, в которой обсадная труба закреплена в стволе скважины для создания множества зон в подземном пласте.
4. Компоновка по п.2, в которой обсадная труба закреплена, по меньшей мере, одним пакером обсадной колонны, расположенным в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины.
5. Компоновка по п.2, в которой обсадная труба закреплена цементным составом, расположенным в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины.
6. Компоновка по п.3, в которой, по меньшей мере, одна из множества зон включает в себя, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды и, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик.
7. Способ заканчивания скважины в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
оборудование обсадной трубы, приспособленной для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащей, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик;
оборудование одной или нескольких гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы;
оборудование инструмента подачи текучей среды, расположенного в обсадной трубе и способного перемещаться вдоль обсадной трубы;
оборудование компоновки сдвоенного пакера, приспособленной для, по существу, изоляции инструмента подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой;
выполнение операции заканчивания скважины.
оборудование обсадной трубы, приспособленной для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащей, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик;
оборудование одной или нескольких гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы;
оборудование инструмента подачи текучей среды, расположенного в обсадной трубе и способного перемещаться вдоль обсадной трубы;
оборудование компоновки сдвоенного пакера, приспособленной для, по существу, изоляции инструмента подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой;
выполнение операции заканчивания скважины.
8. Способ по п.7, дополнительно содержащий оборудование, по меньшей мере, одного окна, приспособленного для избирательного прохождения потока текучей среды через, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды.
9. Способ по п.7, в котором обсадная труба закреплена в стволе скважины для создания множества зон в подземном пласте.
10. Способ по п.9, дополнительно содержащий оборудование, по меньшей мере, одного пакера обсадной колонны в кольцевом пространстве между обсадной трубой и стволом скважины для закрепления обсадной трубы в стволе скважины.
11. Способ по п.9, дополнительно содержащий подачу цементного состава в кольцевое пространство между обсадной трубой и стволом скважины для закрепления обсадной трубы в стволе скважины.
12. Способ по п.9, в котором, по меньшей мере, одна из множества зон включает в себя, по меньшей мере, одну гидромониторную насадку, создающую струю текучей среды и, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик.
Приоритет 29.01.2007 по пп.1-12.
Приоритет 29.01.2007 по пп.1-12.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/668,011 US7617871B2 (en) | 2007-01-29 | 2007-01-29 | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
| US11/668,011 | 2007-01-29 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009132523A RU2009132523A (ru) | 2011-03-10 |
| RU2431036C2 true RU2431036C2 (ru) | 2011-10-10 |
Family
ID=39186180
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009132523/03A RU2431036C2 (ru) | 2007-01-29 | 2008-01-23 | Забойная компоновка заканчивания и способ заканчивания скважины в подземном пласте |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7617871B2 (ru) |
| EP (1) | EP2126282B1 (ru) |
| AU (1) | AU2008211776B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0806338B1 (ru) |
| CA (1) | CA2675223C (ru) |
| CO (1) | CO6210762A2 (ru) |
| EG (1) | EG26667A (ru) |
| MX (1) | MX2009007034A (ru) |
| PL (1) | PL2126282T3 (ru) |
| RU (1) | RU2431036C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008093047A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014025279A1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Schlumberger Canada Limited | Downhole heterogeneous proppant placement |
| RU2509875C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2014-03-20 | Александр Викторович КЕЙБАЛ | Способ заканчивания строительства скважины |
| RU2520033C1 (ru) * | 2013-07-16 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины |
| RU2538009C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU175464U1 (ru) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Хвостовик для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине |
Families Citing this family (115)
| 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 |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US8066059B2 (en) | 2005-03-12 | 2011-11-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods and devices for one trip plugging and perforating of oil and gas wells |
| 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 |
| US20090120633A1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-05-14 | Earl Webb | Method for Stimulating a Well Using Fluid Pressure Waves |
| US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
| US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| US7775285B2 (en) | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
| US7886842B2 (en) * | 2008-12-03 | 2011-02-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for orienting a wellbore servicing tool |
| 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 |
| GB0901034D0 (en) * | 2009-01-22 | 2009-03-11 | Petrowell Ltd | Apparatus and method |
| EP2213832A3 (de) * | 2009-01-29 | 2011-10-26 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Injektion eines Fluides |
| US7882894B2 (en) | 2009-02-20 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for completing and stimulating a well bore |
| US20110005759A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing system and method |
| US8613321B2 (en) * | 2009-07-27 | 2013-12-24 | Baker Hughes Incorporated | Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith |
| US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | 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 |
| US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US7926580B1 (en) | 2009-09-23 | 2011-04-19 | Petroquip Energy Services, Llp | Coiled tubing multi-zone jet frac system |
| US8714272B2 (en) | 2009-11-06 | 2014-05-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore |
| US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US8151886B2 (en) * | 2009-11-13 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Open hole stimulation with jet tool |
| US8490704B2 (en) * | 2009-12-04 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology | Technique of fracturing with selective stream injection |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US8061426B2 (en) * | 2009-12-16 | 2011-11-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for lateral wellbore entry, debris removal, and wellbore cleaning |
| US8453743B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-06-04 | Petro-Hunt, L.L.C. | Methods of fracturing an openhole well using venturi section |
| US8757262B2 (en) * | 2009-12-18 | 2014-06-24 | TD Tools, Inc. | Apparatus and method for abrasive jet perforating and cutting of tubular members |
| US20110162846A1 (en) * | 2010-01-06 | 2011-07-07 | Palidwar Troy F | Multiple Interval Perforating and Fracturing Methods |
| US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
| US8267172B2 (en) * | 2010-02-10 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for determining position within a wellbore |
| CA2843619C (en) | 2010-02-18 | 2018-05-15 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
| US8307904B2 (en) | 2010-05-04 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for maintaining position of a wellbore servicing device within a wellbore |
| MX346141B (es) * | 2010-05-24 | 2017-03-09 | Schlumberger Tech B V * | Método para la formación de ranuras en una tubería de revestimiento de hoyo. |
| US8448700B2 (en) * | 2010-08-03 | 2013-05-28 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Abrasive perforator with fluid bypass |
| 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 |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
| US8978765B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-03-17 | I-Tec As | System and method for operating multiple valves |
| US20190242224A1 (en) * | 2010-12-20 | 2019-08-08 | Stuart R. Keller | Systems and Methods For Stimulating A Subterranean Formation |
| US8893794B2 (en) * | 2011-02-16 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated zonal contact and intelligent completion system |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US9227204B2 (en) | 2011-06-01 | 2016-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajetting nozzle and method |
| US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US9587474B2 (en) | 2011-12-13 | 2017-03-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completing a well in a reservoir |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9228422B2 (en) | 2012-01-30 | 2016-01-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Limited depth abrasive jet cutter |
| US8931559B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-01-13 | 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 |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| 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 |
| US9260930B2 (en) | 2012-08-30 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
| US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
| US9133694B2 (en) * | 2012-11-02 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Nozzle selective perforating jet assembly |
| US20140158357A1 (en) * | 2012-11-02 | 2014-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Nozzle selective perforating jet assembly |
| WO2014074325A1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-05-15 | Schlumberger Canada Limited | System, method, and apparatus for multi-stage completion |
| US9334710B2 (en) | 2013-01-16 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interruptible pressure testing valve |
| US9279310B2 (en) | 2013-01-22 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
| US9260940B2 (en) | 2013-01-22 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
| US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
| GB2511744B (en) | 2013-03-11 | 2020-05-20 | Reeves Wireline Tech Ltd | Methods of and apparatuses for identifying geological characteristics in boreholes |
| US20140262320A1 (en) | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Tools, Systems and Methods Utilizing Near-Field Communication |
| US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
| US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
| US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
| US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| WO2015127174A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| GB2537317B (en) | 2014-04-07 | 2020-02-12 | Halliburton Energy Services Inc | Soil and rock grouting using a hydrajetting tool |
| US11015417B2 (en) | 2014-04-07 | 2021-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using cement slurries in hydrajetting tools |
| WO2016085465A1 (en) | 2014-11-25 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| US9528353B1 (en) | 2015-08-27 | 2016-12-27 | William Jani | Wellbore perforating tool |
| US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
| RU2612420C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| US10677024B2 (en) | 2017-03-01 | 2020-06-09 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Abrasive perforator with fluid bypass |
| US10875209B2 (en) * | 2017-06-19 | 2020-12-29 | Nuwave Industries Inc. | Waterjet cutting tool |
| CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
| US11459884B2 (en) | 2019-08-22 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring horizontal stress in an underground formation |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11649702B2 (en) | 2020-12-03 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore shaped perforation assembly |
| US11619127B1 (en) | 2021-12-06 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead acoustic insulation to monitor hydraulic fracturing |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4378842A (en) * | 1981-02-09 | 1983-04-05 | Otis Engineering Corporation | Valve |
| US4576236A (en) * | 1984-05-10 | 1986-03-18 | Baker Oil Tools, Inc. | Perforation and isolation apparatus |
| US4889199A (en) * | 1987-05-27 | 1989-12-26 | Lee Paul B | Downhole valve for use when drilling an oil or gas well |
| US5061508A (en) * | 1989-04-28 | 1991-10-29 | Sylvia Schur | Fortified and flavored gluten-based food product |
| US5133226A (en) * | 1989-07-04 | 1992-07-28 | Gkn Automotive Ag | Connecting part equippable with balance weights for cardan shafts and process for balancing |
| US5163515A (en) * | 1991-04-23 | 1992-11-17 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S | Pumpdown toolstring operations in horizontal or high-deviation oil or gas wells |
| US5394938A (en) * | 1992-07-31 | 1995-03-07 | Atlantic Richfield Company | Gravel pack screen for well completions |
| US5263284A (en) * | 1992-11-20 | 1993-11-23 | General Tire, Inc. | Method of simultaneously correcting excessive radial force variations and excessive lateral force variations in a pneumatic tire |
| US5908267A (en) * | 1996-07-26 | 1999-06-01 | New Jersey Institute Of Technology | Treating non-naturally occurring subsurface soil contaminants with pneumatic injection of dry media |
| US5765642A (en) * | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| GB9915885D0 (en) * | 1999-07-08 | 1999-09-08 | Lee Paul B | Downhole valve for use with a drillstring |
| US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| DZ3387A1 (fr) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| US6494261B1 (en) * | 2000-08-16 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for perforating a subterranean formation |
| US6698538B2 (en) | 2001-07-11 | 2004-03-02 | Smith International, Inc. | Drill bit having adjustable total flow area |
| US7066264B2 (en) * | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
| US7066265B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
| US20050133226A1 (en) * | 2003-12-18 | 2005-06-23 | Lehman Lyle V. | Modular hydrojetting tool |
| US7225869B2 (en) * | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
| US7159660B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
| US7287596B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-10-30 | Frazier W Lynn | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
| US20070284106A1 (en) * | 2006-06-12 | 2007-12-13 | Kalman Mark D | Method and apparatus for well drilling and completion |
-
2007
- 2007-01-29 US US11/668,011 patent/US7617871B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-01-23 EP EP08701901.4A patent/EP2126282B1/en not_active Not-in-force
- 2008-01-23 RU RU2009132523/03A patent/RU2431036C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-01-23 MX MX2009007034A patent/MX2009007034A/es active IP Right Grant
- 2008-01-23 WO PCT/GB2008/000227 patent/WO2008093047A1/en active Application Filing
- 2008-01-23 CA CA2675223A patent/CA2675223C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-01-23 BR BRPI0806338-9A patent/BRPI0806338B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-01-23 PL PL08701901T patent/PL2126282T3/pl unknown
- 2008-01-23 AU AU2008211776A patent/AU2008211776B2/en not_active Ceased
-
2009
- 2009-07-02 CO CO09068381A patent/CO6210762A2/es active IP Right Grant
- 2009-07-21 EG EG2009071112A patent/EG26667A/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509875C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2014-03-20 | Александр Викторович КЕЙБАЛ | Способ заканчивания строительства скважины |
| WO2014025279A1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Schlumberger Canada Limited | Downhole heterogeneous proppant placement |
| RU2520033C1 (ru) * | 2013-07-16 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины |
| RU2538009C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU175464U1 (ru) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Хвостовик для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EG26667A (en) | 2014-05-13 |
| PL2126282T3 (pl) | 2017-01-31 |
| CA2675223C (en) | 2012-04-10 |
| CO6210762A2 (es) | 2010-10-20 |
| EP2126282B1 (en) | 2016-08-31 |
| AU2008211776A1 (en) | 2008-08-07 |
| RU2009132523A (ru) | 2011-03-10 |
| US20080179060A1 (en) | 2008-07-31 |
| US7617871B2 (en) | 2009-11-17 |
| CA2675223A1 (en) | 2008-07-07 |
| EP2126282A1 (en) | 2009-12-02 |
| AU2008211776B2 (en) | 2012-11-15 |
| WO2008093047A1 (en) | 2008-08-07 |
| BRPI0806338A2 (pt) | 2011-09-06 |
| MX2009007034A (es) | 2009-08-13 |
| BRPI0806338B1 (pt) | 2018-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2431036C2 (ru) | Забойная компоновка заканчивания и способ заканчивания скважины в подземном пласте | |
| US8960296B2 (en) | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore | |
| RU2318116C2 (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
| CA2611928C (en) | Methods and apparatus for multiple fracturing of subterranean formations | |
| US8631872B2 (en) | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore | |
| US20040099418A1 (en) | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid | |
| RU2655517C2 (ru) | Образование многоствольных скважин | |
| US10253607B2 (en) | Method for treating and producing from a subterranean region | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| US20120305679A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
| US20140069647A1 (en) | Cased Hole Chemical Perforator | |
| US7128157B2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
| US7451818B2 (en) | Method of reducing sand production from a wellbore | |
| CA2487878C (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
| Sumaryanto | “A DUAL MONOBORE COMPLETION” IN VICO INDONESIA: A NEW COMPLETION SOLUTION FOR MULTI LAYER RESERVOIRS IN MATURE GAS FIELD |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170124 |