RU2432451C1 - Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока - Google Patents
Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2432451C1 RU2432451C1 RU2010121141/03A RU2010121141A RU2432451C1 RU 2432451 C1 RU2432451 C1 RU 2432451C1 RU 2010121141/03 A RU2010121141/03 A RU 2010121141/03A RU 2010121141 A RU2010121141 A RU 2010121141A RU 2432451 C1 RU2432451 C1 RU 2432451C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- well
- hydro
- waterjet
- column
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 61
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 17
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 13
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 10
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims 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 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Electrotherapy Devices (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Prevention Of Fouling (AREA)
- Treatment Of Fiber Materials (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе обработки пласта скважины для интенсификации добычи и, конкретнее, устройству и способу гидроразрыва. Технический результат - фиксированное и точное определение места гидроразрывов. Способ обработки зоны, пересекающей скважину, содержит следующие этапы: спуск колонны с гидроструйным инструментом в скважину; установка гидроструйного инструмента примыкающим к зоне в первом продольном положении в первом радиальном положении в скважине; закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну инструмента и, по меньшей мере, одно отверстие в гидроструйном инструменте для инициирования гидроразрывов в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине; и перемещение с помощью храпового механизма гидроструйного инструмента с поворотом, по меньшей мере, одного отверстия во второе радиальное положение в скважине, содержащее осевое втягивание гидроструйного инструмента относительно колонны посредством уменьшения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента, и осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны в выдвинутое положение посредством увеличения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента во второе радиальное положение. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к системе обработки пласта скважины для интенсификации добычи и, конкретнее, к устройству и способу гидроразрыва.
Гидравлический разрыв часто используют для интенсификации добычи углеводородов из пластов, пройденных скважинами. Обычно при использовании обсадной колонны скважины она должна быть проперфорирована вблизи зоны, подлежащей обработке. Можно обрабатывать несколько зон, и зона может содержать пласт, или несколько зон можно обрабатывать в одном пласте. После перфорирования обсадной колонны жидкость разрыва закачивают в скважину через перфорационные каналы для создания разрывов и их углубления в пласт. Расклинивающие агенты, суспендированные в жидкости разрыва, должны осаждаться в разрыве для предотвращения его закрытия.
Один способ гидроразрыва предусматривает использование гидроструйного инструмента с соплами или отверстиями в нем, которые можно использовать для инициирования и углубления разрывов в зоне. Часто является необходимым вращение гидроструйного инструмента так, что жидкость, прокачиваемая через сопла, действует на одно место зоны относительно продольной оси в скважине или вблизи него, но на разные места в радиальном направлении. Другими словами, жидкость должны прокачивать через сопла для действия на зону в скважине, и инструмент должен вращаться, так что сопла ориентируются на различные места в радиальном направлении в скважине, но могут оставаться на одном месте относительно продольной оси в скважине или вблизи него.
Обычно для вращения гидроструйного инструмента необходимо перемещать всю бурильную колонну. При этом часто сложно, затратно по времени и иногда невозможно вращать гидроструйный инструмент и точно устанавливать гидроструйный инструмент радиально и продольно по оси скважины. Необходимо создание инструмента, который можно согласованно и точно вращать и устанавливать в скважине для точного размещения разрывов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению создан способ обработки зоны, пересекающей скважину, содержащий следующие этапы:
спуск колонны с гидроструйным инструментом в скважину;
установка гидроструйного инструмента примыкающим к зоне в первом продольном положении в первом радиальном положении в скважине;
закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну инструмента и, по меньшей мере, одно отверстие в гидроструйном инструменте для инициирования гидроразрывов в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине; и
перемещение с помощью храпового механизма гидроструйного инструмента с поворотом, по меньшей мере, одного отверстия во второе радиальное положение в скважине, содержащее осевое втягивание гидроструйного инструмента относительно колонны посредством уменьшения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента, и осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны в выдвинутое положение посредством увеличения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента во второе радиальное положение.
Способ может дополнительно содержать закачку жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну с гидроструйным инструментом и, по меньшей мере, одно отверстие во втором радиальном положении гидроструйного инструмента.
Этап закачки жидкости разрыва может содержать выброс струи жидкости разрыва с расклинивающим агентом через, по меньшей мере, одно отверстие для перфорирования обсадной колонны в скважине в первом продольном положении и первом радиальном положении гидроструйного инструмента в скважине перед инициированием гидроразрывов.
Способ может дополнительно содержать закачку жидкости кольцевого пространства в кольцевое пространство между колонной с гидроструйным инструментом и стенкой ствола скважины и приложение давления в кольцевом пространстве, так что жидкость кольцевого пространства и жидкость разрыва с расклинивающим агентом из указанной колонны создают и углубляют гидроразрывы в зоне через перфорационные каналы. Жидкость кольцевого пространства может быть свободной от примесей. Способ может дополнительно содержать вытеснение жидкости кольцевого пространства в зону через колонну инструмента и гидроструйный инструмент за жидкостью разрыва с расклинивающим агентом в колонне инструмента.
Осевое перемещение гидроструйного инструмента относительно колонны может вызывать поворот гидроструйного инструмента относительно колонны.
Этап установки гидроструйного инструмента после этапа спуска колонны может содержать осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны инструмента и поворот гидроструйного инструмента относительно колонны инструмента.
Способ может дополнительно содержать перемещение гидроструйного инструмента во второе продольное положение в скважине с примыканием ко второй зоне, подлежащей обработке для интенсификации притока, и повтор этапов закачки и перемещения с помощью храпового механизма.
Согласно другому варианту способ обработки скважины содержит следующие этапы:
(а) установка инструмента обработки пласта для интенсификации притока на колонне в скважине с примыканием к первой подлежащей обработке зоне, при этом указанный инструмент содержит герметичный переводник с хвостовиком, размещенным с возможностью скольжения внутри переводника и имеющим гидроструйную головку на его конце, и самое нижнее уплотнение, размещенное в самом нижнем канале в герметичном переводнике, при этом герметичный переводник и хвостовик образует зазор между собой на нижнем конце, сообщающий скважину с самым нижним каналом;
(б) осевое выдвижение инструмента обработки пласта относительно колонны для интенсификации притока и одновременный поворот гидроструйного инструмента в первое радиальное положение с примыканием к первой зоне;
(в) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне;
(г) перемещение с помощью храпового механизма инструмента обработки пласта для интенсификации притока во второе радиальное положение с примыканием к первой зоне; и
(д) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне во втором радиальном положении инструмента.
Способ может дополнительно содержать установку инструмента обработки пласта для интенсификации притока с примыканием ко второй подлежащей обработке зоне в скважине и повторение этапов (б), (в), (г) и (д) для второй зоны.
Способ может дополнительно содержать закачку жидкости кольцевого пространства в кольцевое пространство между колонной инструмента и обсадной колонной в скважине в первую зону. Жидкость кольцевого пространства можно выбирать из жидкости разрыва с расклинивающим агентом или свободной от примесей жидкости.
На этапе перемещения инструмента для обработки пласта с помощью храпового механизма скважинные отходы могут попадать в зазор и удаляться из него самым нижним уплотнением.
Этап перемещения инструмента для обработки пласта с помощью храпового механизма может содержать осевое втягивание гидроструйной головки относительно колонны инструмента и одновременный поворот гидроструйной головки относительно колонны инструмента, и осевое выдвижение гидроструйной головки относительно колонны инструмента и одновременный поворот гидроструйной головки во второе радиальное положение.
Этап осевого выдвижения гидроструйной головки может содержать приложение достаточного гидравлического давления в колонне для осевого выдвижения гидроструйной головки, и этап осевого втягивания гидроструйной головки может содержать уменьшение гидравлического давления в колонне для автоматического осевого втягивания гидроструйной головки.
Согласно изобретению создан противодействующий засорению инструмент обработки пласта для интенсификации притока, содержащий герметичный переводник, хвостовик, размещенный с возможностью скольжения в герметичном переводнике, гидроструйную головку, соединенную с хвостовиком, причем хвостовик и гидроструйная головка выполнены с возможностью осевого перемещения и поворота относительно герметичного переводника, и уплотнение, размещенное в самом нижнем канале в герметичном переводнике, причем переводник и хвостовик образуют между собой зазор на нижнем конце для сообщения скважины, в которой размещен инструмент, с самым нижним каналом, в который отходы втягиваются и из которого отходы удаляются при осевом перемещении хвостовика относительно герметичного переводника.
Инструмент может дополнительно содержать храповый механизм, соединенный с хвостовиком. Храповый механизм может содержать соединенные байонетный паз и выступ, причем байонетный паз выполнен в хвостовике, а выступ закреплен на герметичном переводнике.
Уплотнение в самом нижнем канале может быть самым нижним уплотнением, имеющим изогнутый паз, обращенный к нижнему концу герметичного переводника, и дополнительно имеется самое верхнее уплотнение, размещенное в самом верхнем канале, образованном в герметичном переводнике, причем переводник и хвостовик образуют зазор между собой на верхнем конце герметичного переводника, при этом самое верхнее уплотнение является, по существу, идентичным самому нижнему уплотнению и ориентировано противоположно самому нижнему уплотнению, так что изогнутый паз в самом верхнем уплотнении обращен к зазору на верхнем конце герметичного переводника.
Гидроструйная головка может выдвигаться вдоль оси относительно герметичного переводника в выдвинутое положение только после приложения гидравлического давления текучей среды, подаваемой через хвостовик в гидроструйную головку, и автоматически втягиваться вдоль оси в отведенное положение при уменьшении гидравлического давления текучей среды.
Инструмент может дополнительно содержать пружину, размещенную вокруг хвостовика и способную смещать хвостовик в отведенное положение.
При перемещении хвостовика вдоль оси относительно герметичного переводника отходы в скважине могут втягиваться в самые верхние и самые нижние каналы и удаляются из них через зазоры на верхнем и нижнем концах соответственно герметичного переводника.
Если необходимо, можно обрабатывать несколько зон в одном пласте или можно обрабатывать зоны в отдельных пластах способом, описанным в данном документе.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 схематично показан инструмент обработки пласта для интенсификации притока, размещенный в скважине.
На фиг.2А и 2В показаны виды продольных сечений инструмента при выдвинутом положении инструмента изобретения.
На фиг.3А и 3В показаны виды продольных сечений инструмента при втянутом положении инструмента изобретения.
На фиг.4 показан изометрический вид хвостовика инструмента.
На фиг.5 показан вид развертки внешней поверхности хвостовика инструмента.
На фиг.6 показан вид сечения нижнего конца инструмента.
На фиг.7 детально показан для фиг.6 стык между хвостовиком и кожухом с уплотнениями в пазах кожуха.
На фиг.8 показан изометрический вид грязесъемной манжеты.
На фиг.9 показан вид сечения грязесъемной манжеты по линии 9-9.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг.1 показана скважина 10, содержащая ствол 12 с обсадной колонной 14, зацементированной в нем. Колонна 16 скважинного инструмента показана установленной в скважине 10. Колонна 16 инструмента включает в себя инструмент 17 обработки пласта для интенсификации притока, который может содержать кожух или герметичный переводник 18 с гидроструйным инструментом 20, выходящим из него. На фиг.1 гидроструйный инструмент 20 установлен примыкающим к одному из множества пластов или зон 22, пересеченных скважиной 10. Понятно, что хотя инструмент 17 обработки пласта для интенсификации притока показан в обсаженной скважине 10, его можно использовать также в необсаженных стволах скважин. Колонна 16 скважинного инструмента и обсадная колонна 14 образуют между собой кольцевое пространство 21.
На фиг.2 и 3 показан герметичный переводник 18, содержащий верхний конец 24 и нижний конец 26. Герметичный переводник 18 имеет внутреннюю поверхность 28, образующую проходной канал 30 в нем. В герметичном переводнике 18 выполнен, по меньшей мере, один и, предпочтительно, множество верхних пазов или каналов 32 с, по меньшей мере, одним и, предпочтительно, множеством верхних уплотнений 34, размещенных в них. Герметичный переводник 18 имеет, по меньшей мере, один и, предпочтительно, множество нижних каналов 36 с, по меньшей мере, одним и, предпочтительно, множеством нижних уплотнений 38, размещенных в них. Верхние и нижние уплотнения 34 и 38 описаны более подробно ниже. Гидроструйный инструмент 20 содержит хвостовик 42 и гидроструйную головку 44 и установлен с возможностью скольжения в герметичном переводнике 18. Внутри хвостовика 42 выполнен проходной канал 43. Хвостовик 42 и, следовательно, гидроструйный инструмент 20 имеют возможность скольжения относительно герметичного переводника 18 и вращения относительно него. Верхние и нижние уплотнения 34 и 38 находятся в контакте с хвостовиком 42, герметизируя его, так что хвостовик 42 и герметичный переводник 18 образуют изолированную, заполненную маслом полость 46.
Пружина 48 размещена вокруг хвостовика 42 в полости 46 и установлена между верхним заплечиком 50, образованным на хвостовике 42, и нижним заплечиком 52. Нижний заплечик 52 может быть образован верхним концом 54 резьбовой крышки 56 нижнего конца. Резьбовая крышка 56 нижнего конца образует нижний конец 26 герметичного переводника 18, и нижние уплотнения 38 размещены в резьбовой крышке 56 нижнего конца. Пружина 48 отклоняет хвостовик 42 вверх, как видно на фиг.2А и 2В, для перевода гидроструйного инструмента 20 из второго или выдвинутого положения, показанного на фиг.2А и 2В, в первое или втянутое положение, показанное на фиг.3А и 3В.
Множество нижних каналов 36 содержит первый самый нижний канал 58, и второй, третий и четвертый нижние каналы 60, 62 и 64 соответственно. Самый нижний канал 58 имеет грязесъемную манжету 66, размещенную в нем. Герметичный переводник 18 и хвостовик 42 образуют между собой зазор 68 на нижнем конце 26 герметичного переводника 18, так что скважина 10 связана с каналом 58 через зазор или проход 68.
Грязесъемная манжета 66 содержит корпус 70, с участком 72 паза, образующим внутренний и внешний грязесъемник 74 и 76. Грязесъемная манжета 66 имеет внутреннюю сторону 78 и внешнюю сторону 80. Грязесъемные участки 82 и 84, соответственно, отклоненные наружу, в общем, от вертикальных участков 81 и 83, образуют грязесъемники 74 и 76. Участок 72 паза содержит изогнутый паз 86, который может, в общем, представлять собой полукруглый паз 86 с концами 88 и 90. Участок 72 паза имеет участки 92 и 94, выступающие наружу под углом от концов 88 и 90, и, вместе с участками 82 и 84, образующие грязесъемники 74 и 76.
Грязесъемная манжета 66 установлена в самом нижнем канале 58 так, что участок 72 паза обращен вниз по проходу 68 и скважине 10. В показанном варианте осуществления грязесъемная манжета 66 также установлена в канале 60 и сориентирована идентично грязесъемной манжете в канале 58. Уплотнения 66 являются эластомерными, но могут быть выполнены из любого уплотняющего материала, способного выдерживать воздействие среды в скважине.
Кольцевое уплотнение 96 круглого сечения размещено в канале 62, и третья грязесъемная манжета 66 установлена в канале 64. Грязесъемная манжета 66 имеет участок 72 паза, обращенный вверх, к заполненной маслом полости 46. Таким образом, в показанном варианте осуществления множество уплотнений 38 содержит три грязесъемные манжеты 66 и одно кольцевое уплотнение 96 круглого сечения. Грязесъемные манжеты 66 введены в каналы 58, 60 и 64 между герметичным переводником 18 и хвостовиком 42 и создают их герметичный контакт.
Устройство уплотнения на верхнем конце 24 герметичного переводника 18 является зеркальным по отношению к устройству на нижнем конце 26. В связи с этим верхние каналы 32 могут содержать первый самый верхний канал 100 и второй, третий и четвертый верхние каналы 102, 104 и 106 соответственно. Грязесъемные манжеты 66, установленные так, что участок 72 паза обращен вверх по скважине 10, размещены в каналах 100 и 102, и грязесъемная манжета 66 установлена в канале 106 и обращена вниз, к заполненной маслом полости 46. Кольцевое уплотнение 96 круглого сечения размещено в третьем верхнем канале 104. Множество уплотнений 34, таким образом, содержит три грязесъемные манжеты 66 и кольцевое уплотнение 96 круглого сечения. Зазор, или проход 109, аналогичный зазору 68 на нижнем конце 26 герметичного переводника 18, образован герметичным переводником 18 и гидроструйным инструментом 20 на верхнем конце 24 герметичного переводника 18. Скважина 10 сообщается с самым верхним каналом 100 через проход 109.
Инструмент 17 обработки пласта для интенсификации притока включает в себя храповый механизм 110. Храповый механизм 110 содержит, по меньшей мере, один и, предпочтительно, пару выступов 112, закрепленных на герметичном переводнике 18, и байонетный паз 114 в хвостовике 42. Выступы 112 могут быть приварены или закреплены другим способом, известным в технике, к изолированному переводнику 18. Байонетный паз 114, показанный на фиг.5, может быть выполнен обработкой на металлорежущем станке или другим способом на хвостовике 42, или может быть выполнен обработкой на металлорежущем станке или другим способом на отдельной муфте, скрепленной с хвостовиком 42.
Выступами 112 могут быть выступы 112а и 112b, установленные с разносом на 180°. Хвостовик 42 является перемещаемым относительно герметичного переводника 18, перемещение с помощью храпового механизма происходит, когда хвостовик 42 возвратно-поступательно перемещается относительно герметичного переводника 18, и возвратно-поступательное перемещение обуславливает вращение хвостовика 42 относительно герметичного переводника 18.
Осевое перемещение хвостовика 42 относительно герметичного переводника 18 и вращение хвостовика 42 относительно герметичного переводника 18 происходит только при приложении и сбросе гидравлического давления, вследствие прохода потока текучей среды в колонне 16 скважинного инструмента в гидроструйный инструмент 20 и через него.
Гидроструйная головка 44 имеет центральный проходной канал 116, сообщающийся с проходным каналом 43 хвостовика, и множество отверстий 118 в центральном проходном канале 116, так что текучая среда может перемещаться через них в скважину 10. Отверстия 118 содержат отверстия 120 первой группы и отверстия 122 второй группы. В показанном варианте осуществления отверстия 120 и 122, в каждой группе, первой и второй, совмещены по оси, и отверстия 120 первой группы разнесены на 180° с отверстиями 122 второй группы. Каждое из отверстий 118 может иметь сопло 123, таким образом, каждое отверстие 118 содержит струйную насадку или является струйным отверстием для выброса струи текучей среды в скважину 10. Можно использовать и другое положение, и ориентацию отверстий.
При эксплуатации колонну 16 скважинного инструмента с инструментом 17 обработки пласта для интенсификации притока спускают в скважину 10 и устанавливают примыкающей к первой зоне, например первой зоне 124, подлежащей обработке. Можно осуществлять циркуляцию текучей среды в скважине 10 при спуске в нее колонны 16 скважинного инструмента. При спуске инструмента 17 обработки пласта для интенсификации притока в скважину 10 выступы 112а и 112b должны быть установлены, как показано сплошными линиями на фиг.5 и указано как положение А, в котором инструмент 17 обработки пласта для интенсификации притока находится во втянутом положении. После достижения инструментом 17 необходимого положения в скважине с примыканием к первой зоне 124 расход текучей среды в колонне 16 скважинного инструмента увеличивают так, что производится достаточное гидравлическое давление, обуславливающее осевое перемещение гидроструйного инструмента 20 относительно герметичного переводника 18.
Осевое возвратно-поступательное перемещение должно вызывать поворот гидроструйного инструмента 20 относительно герметичного переводника 18, когда выступы 112а и 112b находятся в контакте с байонетным пазом 114 и перемещаются из положения, указанного буквой «А» в положение, указанное буквой «В». Осевое перемещение и вращение, таким образом, обуславливается только гидравлическим давлением в колонне скважинного инструмента, действующим на гидроструйный инструмент 20 для перемещения гидроструйного инструмента 20 относительно герметичного переводника 18. Текучую среду прокачивают из колонны 16 скважинного инструмента через проходной канал 43 хвостовика, центральный проходной канал 116 гидроструйной головки 44 и через гидроструйные отверстия 118 для перфорирования обсадной колонны 14 в скважине 10 и для инициирования и углубления гидроразрывов в зоне 124. Как описано выше, показанный вариант осуществления включает в себя обсадную колонну 14, но способ и инструмент, описанный в данном документе, можно использовать также в необсаженнных стволах скважин. Текучая среда, применяемая на начальном этапе, прокачиваемая через гидроструйный инструмент 20, содержит первую текучую среду в насосно-компрессорной трубе, предпочтительно жидкость разрыва с расклинивающим агентом. В скважине 10 может также находиться применяемая на начальном этапе жидкость в кольцевом пространстве, которую можно именовать первой жидкостью кольцевого пространства, заполняющей кольцевое пространство 21. Применяемая на начальном этапе жидкость кольцевого пространства является, предпочтительно, свободной от примесей жидкостью без расклинивающего агента, но может являться и другой жидкостью.
Давление может прикладываться к первой жидкости в кольцевом пространстве, так что давление прикладывается в зоне 124 как первой жидкостью кольцевого пространства, так и первой жидкостью в насосно-компрессорной трубе, выбрасываемой струей через отверстия 120 и 122. В одном варианте осуществления гидроразрывы можно дополнительно углублять жидкостью разрыва без расклинивающего агента или второй жидкостью в насосно-компрессорной трубе, находящейся за жидкостью с расклинивающим агентом в колонне 16 скважинного инструмента. Давление должно продолжать прилагаться к первой жидкости кольцевого пространства. После закачки жидкости разрыва без расклинивающего агента через колонну 16 скважинного инструмента обработку можно продолжать. Например, третью жидкость кольцевого пространства, такую, например, как свободную от примесей жидкость, можно закачивать вниз по колонне 16 скважинного инструмента, когда жидкость разрыва с расклинивающим агентом закачивают в кольцевое пространство 21 для продолжения углубления гидроразрывов. Если необходимо, можно использовать другой способ для закачки свободной от примесей жидкости разрыва в кольцевое пространство, но жидкость разрыва с расклинивающим агентом закачивают через гидроструйный инструмент 20 после жидкости разрыва без расклинивающего агента.
На фиг.1 разрывы 126 схематично представлены как разрывы, которые могут возникать во время обработки в первом радиальном положении в скважине в необходимой зоне, в данном случае в зоне 124. После завершения обработки гидроструйный инструмент 20 можно повернуть в новое или второе радиальное положение, отраженное на фиг.1 положением гидроструйной головки 44, в котором струйные отверстия 118 показаны перпендикулярными плоскости листа. Для поворота из первого радиального положения во второе радиальное положение, находящее в 90° от первого радиального положения, давление в колонне 16 скважинного инструмента сбрасывают для обеспечения перемещения гидроструйной головки 20 вверх относительно герметичного переводника 18 во втянутое положение и вращения вследствие контакта с выступами 112а и 112b с байонетным пазом 114. Выступы 112 должны располагаться в положении С фиг.5. Давление затем увеличивают так, что гидроструйная головка 20 должна вновь переместиться в выдвинутое положение, и возвратно-поступательное перемещение гидроструйной головки 20 вызывает контакт выступов 112а и 112b с байонетным пазом 114 для поворота гидроструйной головки 20 относительно герметичного переводника 18 в положение D, находящееся в 90° от положения гидроструйной головки 20 при нахождении выступов в положении В. Процесс обработки, описанный в данном документе, можно затем выполнить во втором радиальном положении в зоне 124. Такая обработка может происходить в аналогичном осевом положении в скважине в зоне 124 или, если необходимо, колонну 16 скважинного инструмента можно поднять или опустить так, что обработка во втором радиальном положении смещается в осевом направлении от обработки в первом радиальном положении. После завершения процесса обработки во втором радиальном положении давление можно уменьшить для обеспечения перемещения гидроструйного инструмента 20 в его втянутое положение. Колонну 16 скважинного инструмента можно затем переместить в скважине 10 во вторую необходимую зону, которая может являться второй зоной, аналогичной второй зоне 128, составляющей либо отдельный пласт, либо зону в пласте, где проходила предыдущая обработка. Процесс обработки, описанный в данном документе, можно выполнять во второй и других зонах так, что инструмент 17 обработки пласта для интенсификации притока можно использовать для выполнения способа, описанного в данном документе, во множестве мест в одной скважине.
Ясно, что гидроструйный инструмент 20 можно быстро и эффективно вращать для обеспечения обработки в различных радиальных положениях в скважине. Это является преимуществом по сравнению с известными способами, в общем, требующим для поворота конца инструмент поворотом верха колонны скважинного инструмента. В отличие от этого поворот гидроструйного инструмента 20, описанное в данном документе, происходит посредством поворота инструмента с помощью храпового механизма. Возвратно-поступательное перемещение гидроструйного инструмента 20, преобразуемое во вращение взаимодействием выступов 112 с байонетным пазом 114, происходит только в результате приложения гидравлического давления, достаточного для выдвижения гидроструйного инструмента 20 относительно герметичного переводника 18. В дополнение к быстрому и эффективному вращению гидроструйного инструмента 20 грязесъемные манжеты 66 предотвращают загрязнение, или, по меньшей мере, уменьшают возможность загрязнения герметичного переводника 18, таким образом, уменьшая риск засорения.
Конструкция и ориентация грязесъемных манжет 66 и их взаимодействие с зазорами 68 и 109 действует, снижая любой риск загрязнения. Во время возвратно-поступательного перемещения гидроструйного инструмента 20 текучая среда и, таким образом, расклинивающий агент или другие отходы в скважине 10 может втягиваться, или иначе не пройти в каналы 58 и 100 через зазор 68 на нижнем конце 26 и через зазор 109 на верхнем конце 24 герметичного переводника 18. Грязесъемники 74 и 76 должны протирать хвостовик 42 при его возвратно-поступательном перемещении в герметичном переводнике 18. Кроме того, участку 72 паза придана такая форма, что текучая среда и любой расклинивающий агент или отходы, перемещающиеся в самый нижний канал 58 или самый верхний канал 100, должны выбрасываться из них через зазоры 68 и 109 соответственно. Возвратно-поступательное перемещение хвостовика 42, вместе с формой грязесъемных манжет 66, обуславливает циркуляцию любой текучей среды, входящей в зазоры 68 и 109, вызывая циркуляцию приносимого расклинивающего агента обратно, в скважину 10 вместо загрязнения грязесъемной манжеты 66 и перетока в заполненную маслом полость 46. Грязесъемные манжеты 66, примыкающие к заполненной маслом полости 46, сориентированы в разные стороны для содействия предотвращению какого-либо выхода масла и поддержания целостности масла в полости 46.
Таким образом, видно, что устройство и способы настоящего изобретения однозначно обеспечивают упомянутые преимущества, а также другие, присущие ему. Хотя показаны и описаны некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения, решающие его задачи, специалисты в данной области техники могут выполнить многочисленные изменения устройства и конструкции частей или этапов изобретения, содержащихся в объеме и сущности настоящего изобретения, заданные прилагаемой формулой изобретения.
Claims (23)
1. Способ обработки зоны, пересекающей скважину, содержащий следующие этапы:
спуск колонны с гидроструйным инструментом в скважину;
установка гидроструйного инструмента, примыкающим к зоне, в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине;
закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну инструмента и, по меньшей мере, одно отверстие в гидроструйном инструменте для инициирования гидроразрывов в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине; и
перемещение с помощью храпового механизма гидроструйного инструмента с поворотом, по меньшей мере, одного отверстия во второе радиальное положение в скважине, содержащее осевое втягивание гидроструйного инструмента относительно колонны посредством уменьшения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента, и осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны в выдвинутое положение посредством увеличения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента во второе радиальное положение.
спуск колонны с гидроструйным инструментом в скважину;
установка гидроструйного инструмента, примыкающим к зоне, в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине;
закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну инструмента и, по меньшей мере, одно отверстие в гидроструйном инструменте для инициирования гидроразрывов в первом продольном положении и в первом радиальном положении в скважине; и
перемещение с помощью храпового механизма гидроструйного инструмента с поворотом, по меньшей мере, одного отверстия во второе радиальное положение в скважине, содержащее осевое втягивание гидроструйного инструмента относительно колонны посредством уменьшения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента, и осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны в выдвинутое положение посредством увеличения гидравлического давления в колонне и одновременный поворот гидроструйного инструмента во второе радиальное положение.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий закачку жидкости разрыва с расклинивающим агентом через колонну с гидроструйным инструментом и, по меньшей мере, одно отверстие во втором радиальном положении гидроструйного инструмента.
3. Способ по п.1, в котором этап закачки жидкости разрыва содержит выброс струи жидкости разрыва с расклинивающим агентом через, по меньшей мере, одно отверстие для перфорирования обсадной колонны в скважине в первом продольном положении и первом радиальном положении гидроструйного инструмента в скважине перед инициированием гидроразрывов.
4. Способ по п.3, дополнительно содержащий закачку жидкости кольцевого пространства в кольцевое пространство между колонной с гидроструйным инструментом и стенкой ствола скважины и приложение давления в кольцевом пространстве, так что жидкость кольцевого пространства и жидкость разрыва с расклинивающим агентом из указанной колонны создают и углубляют гидроразрывы в зоне через перфорационные каналы.
5. Способ по п.4, в котором жидкость кольцевого пространства является свободной от примесей.
6. Способ по п.4, дополнительно содержащий вытеснение жидкости кольцевого пространства в зону через колонну инструмента и гидроструйный инструмент за жидкостью разрыва с расклинивающим агентом в колонне инструмента.
7. Способ по п.1, в котором осевое перемещение гидроструйного инструмента относительно колонны вызывает поворот гидроструйного инструмента относительно колонны.
8. Способ по п.1, в котором этап установки гидроструйного инструмента после этапа спуска колонны содержит осевое выдвижение гидроструйного инструмента относительно колонны инструмента и поворот гидроструйного инструмента относительно колонны инструмента.
9. Способ по п.1, дополнительно содержащий перемещение гидроструйного инструмента во второе продольное положение в скважине с примыканием ко второй зоне, подлежащей обработке для интенсификации притока, и повтор этапов закачки и перемещения с помощью храпового механизма.
10. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
(а) установка инструмента обработки пласта для интенсификации притока на колонне в скважине с примыканием к первой подлежащей обработке зоне, при этом указанный инструмент содержит герметичный переводник с хвостовиком, размещенным с возможностью скольжения внутри переводника и имеющим гидроструйную головку на его конце, и самое нижнее уплотнение, размещенное в самом нижнем канале на герметичном переводнике, при этом герметичный переводник и хвостовик образуют зазор между собой на нижнем конце, сообщающий скважину с самым нижним каналом;
(б) осевое выдвижение инструмента обработки пласта относительно колонны для интенсификации притока и одновременный поворот гидроструйного инструмента в первое радиальное положение с примыканием к первой зоне;
(в) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне;
(г) перемещение с помощью храпового механизма инструмента обработки пласта для интенсификации притока во второе радиальное положение с примыканием к первой зоне и
(д) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне во втором радиальном положении инструмента.
(а) установка инструмента обработки пласта для интенсификации притока на колонне в скважине с примыканием к первой подлежащей обработке зоне, при этом указанный инструмент содержит герметичный переводник с хвостовиком, размещенным с возможностью скольжения внутри переводника и имеющим гидроструйную головку на его конце, и самое нижнее уплотнение, размещенное в самом нижнем канале на герметичном переводнике, при этом герметичный переводник и хвостовик образуют зазор между собой на нижнем конце, сообщающий скважину с самым нижним каналом;
(б) осевое выдвижение инструмента обработки пласта относительно колонны для интенсификации притока и одновременный поворот гидроструйного инструмента в первое радиальное положение с примыканием к первой зоне;
(в) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне;
(г) перемещение с помощью храпового механизма инструмента обработки пласта для интенсификации притока во второе радиальное положение с примыканием к первой зоне и
(д) закачка жидкости разрыва с расклинивающим агентом через инструмент обработки пласта для интенсификации притока для инициирования гидроразрывов в первой зоне во втором радиальном положении инструмента.
11. Способ по п.10, дополнительно содержащий установку инструмента обработки пласта для интенсификации притока с примыканием ко второй подлежащей обработке зоне в скважине и повторение этапов (б), (в), (г) и (д) для второй зоны.
12. Способ по п.10, дополнительно содержащий закачку жидкости кольцевого пространства в кольцевое пространство между колонной инструмента и обсадной колонной в скважине в первую зону.
13. Способ по п.12, в котором жидкость кольцевого пространства является жидкостью разрыва с расклинивающим агентом или свободной от примесей жидкостью.
14. Способ по п.10, в котором на этапе перемещения инструмента для обработки пласта с помощью храпового механизма скважинные отходы попадают в зазор и удаляются из него самым нижним уплотнением.
15. Способ по п.10, в котором этап перемещения инструмента для обработки пласта с помощью храпового механизма содержит осевое втягивание гидроструйной головки относительно колонны инструмента и одновременный поворот гидроструйной головки относительно колонны инструмента, и осевое выдвижение гидроструйной головки относительно колонны инструмента и одновременный поворот гидроструйной головки во второе радиальное положение.
16. Способ по п.15, в котором этап осевого выдвижения гидроструйной головки содержит приложение достаточного гидравлического давления в колонне для осевого выдвижения гидроструйной головки и этап осевого втягивания гидроструйной головки содержит уменьшение гидравлического давления в колонне для автоматического осевого втягивания гидроструйной головки.
17. Противодействующий засорению инструмент обработки пласта для интенсификации притока, содержащий герметичный переводник, хвостовик, размещенный с возможностью скольжения в герметичном переводнике, гидроструйную головку, соединенную с хвостовиком, причем хвостовик и гидроструйная головка выполнены с возможностью осевого перемещения и поворота относительно герметичного переводника, и уплотнение, размещенное в самом нижнем канале герметичном переводнике, причем переводник и хвостовик образуют между собой зазор на нижнем конце для сообщения скважины, в которой размещен инструмент, с самым нижним каналом, в который отходы втягиваются и из которого отходы выбрасываются при осевом перемещении хвостовика относительно герметичного переводника.
18. Инструмент по п.17, дополнительно содержащий храповый механизм, соединенный с хвостовиком.
19. Инструмент по п.18, в котором храповый механизм содержит соединенные байонетный паз и выступ, причем байонетный паз выполнен в хвостовике, а выступ закреплен на герметичном переводнике.
20. Инструмент по п.17, в котором уплотнение в самом нижнем канале является самым нижним уплотнением, имеющим изогнутый паз, обращенный к нижнему концу герметичного переводника, и, дополнительно имеется самое верхнее уплотнение, размещенное в самом верхнем канале, образованном в герметичном переводнике, причем переводник и хвостовик образуют зазор между собой на верхнем конце герметичного переводника, при этом самое верхнее уплотнение является, по существу, идентичным самому нижнему уплотнению и ориентировано противоположно самому нижнему уплотнению, так что изогнутый паз в самом верхнем уплотнении обращен к зазору на верхнем конце герметичного переводника.
21. Инструмент по п.17, в котором гидроструйная головка способна выдвигаться вдоль оси относительно герметичного переводника в выдвинутое положение только после приложения гидравлического давления текучей среды, подаваемой через хвостовик на гидроструйную головку, и автоматически втягиваться вдоль оси в отведенное положение при уменьшении гидравлического давления текучей среды.
22. Инструмент по п.21, дополнительно содержащий пружину, размещенную вокруг хвостовика и способную смещать хвостовик в отведенное положение.
23. Инструмент по п.21, в котором при перемещении хвостовика вдоль оси относительно герметичного переводника отходы в скважине втягиваются в самые верхние и самые нижние каналы и удаляются из них через зазоры на верхнем и нижнем концах соответственно герметичного переводника.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/977,772 US7726403B2 (en) | 2007-10-26 | 2007-10-26 | Apparatus and method for ratcheting stimulation tool |
| US11/977,772 | 2007-10-26 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2432451C1 true RU2432451C1 (ru) | 2011-10-27 |
Family
ID=40251550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010121141/03A RU2432451C1 (ru) | 2007-10-26 | 2008-10-09 | Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7726403B2 (ru) |
| EP (1) | EP2201212B1 (ru) |
| AT (1) | ATE540195T1 (ru) |
| AU (1) | AU2008315781B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0819084A2 (ru) |
| CA (1) | CA2701909C (ru) |
| MX (1) | MX2010003890A (ru) |
| RU (1) | RU2432451C1 (ru) |
| WO (1) | WO2009053669A1 (ru) |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7647966B2 (en) | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| US7832477B2 (en) | 2007-12-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing deformation and control for inclusion propagation |
| 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 |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| US8631872B2 (en) | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| 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 |
| US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
| US8272445B2 (en) | 2009-07-15 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
| US8251154B2 (en) | 2009-08-04 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Tubular system with selectively engagable sleeves and method |
| US8291988B2 (en) | 2009-08-10 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| US8397823B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
| US8479823B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Plug counter and method |
| US8418769B2 (en) | 2009-09-25 | 2013-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
| US8316951B2 (en) | 2009-09-25 | 2012-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
| US8646531B2 (en) | 2009-10-29 | 2014-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| CA3077883C (en) * | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
| US9279311B2 (en) * | 2010-03-23 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporation | System, assembly and method for port control |
| US8365827B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
| US8789600B2 (en) | 2010-08-24 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Fracing system and method |
| US8662162B2 (en) | 2011-02-03 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery |
| 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 |
| US8955585B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section |
| CN103987917A (zh) * | 2011-10-12 | 2014-08-13 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 使用穿过聚集的喷砂射孔的支撑剂脉冲供送的水力压裂 |
| CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
| CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| US8899337B2 (en) * | 2012-09-10 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for securing and using hyrdajetting tools |
| US9784078B2 (en) | 2014-04-24 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-perforating tool |
| CN106545324A (zh) * | 2015-09-18 | 2017-03-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于压开页岩气多个水平层理缝的方法 |
| CN108350728B (zh) * | 2015-11-05 | 2021-02-19 | 沙特阿拉伯石油公司 | 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 |
| CN108350349A (zh) | 2015-11-05 | 2018-07-31 | 沙特阿拉伯石油公司 | 使用微波对储层触发放热反应 |
| CA3007271A1 (en) * | 2016-01-06 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole hydraulic fracturing tool |
| US10407999B2 (en) | 2016-05-11 | 2019-09-10 | Extensive Energy Technologies Partnership | Vibration dampener |
| CN107227948A (zh) * | 2017-05-19 | 2017-10-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 地面控制井下定向水力喷射工具的方法 |
| CN109989737B (zh) * | 2018-01-03 | 2021-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种实现岩石自支撑裂缝的方法 |
| EA034257B1 (ru) * | 2018-07-26 | 2020-01-22 | Максим Ильдусович ХАКИМОВ | Гидромеханическое вскрывающее устройство и поворотный механизм для его осуществления |
| CN109488272A (zh) * | 2018-11-08 | 2019-03-19 | 重庆科技学院 | 干热岩垂直井切割压裂方法 |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3764168A (en) | 1971-10-12 | 1973-10-09 | Schlumberger Technology Corp | Drilling expansion joint apparatus |
| US4625799A (en) | 1985-06-19 | 1986-12-02 | Otis Engineering Corporation | Cleaning tool |
| US4799554A (en) | 1987-04-10 | 1989-01-24 | Otis Engineering Corporation | Pressure actuated cleaning tool |
| US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
| US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
| US5533571A (en) | 1994-05-27 | 1996-07-09 | Halliburton Company | Surface switchable down-jet/side-jet apparatus |
| US5499678A (en) | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5845711A (en) | 1995-06-02 | 1998-12-08 | Halliburton Company | Coiled tubing apparatus |
| US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| US5980446A (en) * | 1997-08-12 | 1999-11-09 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Methods and system for subsurface stabilization using jet grouting |
| US6286599B1 (en) | 2000-03-10 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting |
| GB0106538D0 (en) | 2001-03-15 | 2001-05-02 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
| 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 |
| US6938690B2 (en) | 2001-09-28 | 2005-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation |
| US6712134B2 (en) | 2002-02-12 | 2004-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Modular bi-directional hydraulic jar with rotating capability |
| US6948561B2 (en) | 2002-07-12 | 2005-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Indexing apparatus |
| US7096946B2 (en) * | 2003-12-30 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Rotating blast liner |
| 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 |
| US20060070740A1 (en) | 2004-10-05 | 2006-04-06 | Surjaatmadja Jim B | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation |
| US8336625B2 (en) * | 2004-11-03 | 2012-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing/gravel packing tool with variable direction and exposure exit ports |
-
2007
- 2007-10-26 US US11/977,772 patent/US7726403B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-10-09 EP EP08806541A patent/EP2201212B1/en not_active Not-in-force
- 2008-10-09 CA CA2701909A patent/CA2701909C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-09 AT AT08806541T patent/ATE540195T1/de active
- 2008-10-09 BR BRPI0819084 patent/BRPI0819084A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2008-10-09 MX MX2010003890A patent/MX2010003890A/es active IP Right Grant
- 2008-10-09 RU RU2010121141/03A patent/RU2432451C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-09 WO PCT/GB2008/003401 patent/WO2009053669A1/en active Application Filing
- 2008-10-09 AU AU2008315781A patent/AU2008315781B2/en not_active Ceased
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2701909A1 (en) | 2009-04-30 |
| ATE540195T1 (de) | 2012-01-15 |
| MX2010003890A (es) | 2010-05-14 |
| CA2701909C (en) | 2013-01-22 |
| AU2008315781A1 (en) | 2009-04-30 |
| US7726403B2 (en) | 2010-06-01 |
| EP2201212B1 (en) | 2012-01-04 |
| BRPI0819084A2 (pt) | 2015-04-22 |
| US20090107680A1 (en) | 2009-04-30 |
| AU2008315781B2 (en) | 2013-06-27 |
| WO2009053669A1 (en) | 2009-04-30 |
| EP2201212A1 (en) | 2010-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2432451C1 (ru) | Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока | |
| CA2225571C (en) | Subterranean formation fracturing methods | |
| RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
| RU2645044C1 (ru) | Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения | |
| CA2518283C (en) | Pressure activated release member for an expandable drillbit | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| DK2935771T3 (en) | METHOD AND DEVICE FOR TREATING AN UNDERGROUND AREA | |
| EP2795056B1 (en) | Method of fracturing while drilling | |
| US20210017842A1 (en) | Non-fracturing Restimulation of Unconventional Hydrocarbon Containing Formations to Enhance Production | |
| CA2837713A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
| US20050133226A1 (en) | Modular hydrojetting tool | |
| RU2740505C1 (ru) | Способ кислотной обработки открытого горизонтального ствола скважин | |
| RU2410517C2 (ru) | Бурение и заканчивание скважин с малыми боковыми стволами | |
| RU2686936C1 (ru) | Устройство для повышения нефтеотдачи пластов скважин | |
| US20230296008A1 (en) | Method and system for stimulating hydrocarbon production | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2801968C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| RU215773U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивного пласта | |
| RU2270331C2 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2746398C1 (ru) | Способ создания обсаженного перфорационного канала в продуктивном пласте нефтяной или газовой обсаженной скважины | |
| RU2667239C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| EP3580425B1 (en) | Downhole operations | |
| RU2206724C2 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
| RU2614840C1 (ru) | Способ обработки карбонатного нефтяного коллектора | |
| RU2213033C2 (ru) | Способ сооружения подземных резервуаров в каменной соли и устройство для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171010 |