RU2436925C2 - Многоствольная скважина и способ, и система, использующие данную скважину - Google Patents
Многоствольная скважина и способ, и система, использующие данную скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436925C2 RU2436925C2 RU2010102672A RU2010102672A RU2436925C2 RU 2436925 C2 RU2436925 C2 RU 2436925C2 RU 2010102672 A RU2010102672 A RU 2010102672A RU 2010102672 A RU2010102672 A RU 2010102672A RU 2436925 C2 RU2436925 C2 RU 2436925C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- transverse
- main
- injection
- formation
- trunk
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 129
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 68
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 70
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 70
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 37
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- -1 diesel Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- MHCVCKDNQYMGEX-UHFFFAOYSA-N 1,1'-biphenyl;phenoxybenzene Chemical compound C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1.C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 MHCVCKDNQYMGEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000640882 Condea Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
- E21B41/0042—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches characterised by sealing the junction between a lateral and a main bore
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2224—Structure of body of device
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/206—Flow affected by fluid contact, energy field or coanda effect [e.g., pure fluid device or system]
- Y10T137/2229—Device including passages having V over T configuration
- Y10T137/2234—And feedback passage[s] or path[s]
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
- Enzymes And Modification Thereof (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в пласт. Скважинная система на основе многоствольной скважины содержит основной ствол, пробуренный от поверхности земли до продуктивного пласта. От основного ствола отходят в пласт первый и второй поперечные стволы. В основном стволе находится узел крепления хвостовика, у которого имеются первая ветвь, входящая в первый поперечный ствол, и вторая ветвь, отходящая вниз по основному стволу. Колонна труб для нагнетания рабочей текучей среды проходит из основного ствола через узел крепления хвостовика в первый поперечный ствол и заканчивается в нем. Герметизатор в первом поперечном стволе предотвращает образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности нагнетающей колонны труб. Позволяет применить концентричное расположение труб для нагнетания пара в скважину по внутреннему трубопроводу и для извлечения нефти по кольцевому пространству между трубами с поддержанием непрерывности давлений на стыках стволов многоствольной скважины при температуре, соответствующей температуре в нижней части скважины. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Приоритет данной заявки определяется по дате подачи предварительной патентной заявки США №60/948346 от 06.07.2007, содержание которой полностью включено в данное описание посредством ссылки на нее.
Область техники
Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в пласт.
Уровень техники
Флюиды, содержащиеся в углеводородных пластах, могут извлекаться из скважин, которые проходят от поверхности земли к целевым пластам. В некоторых случаях флюиды в углеводородных пластах могут иметь достаточно низкую вязкость для того, чтобы сырая нефть поступала из пласта через колонну эксплуатационных труб к эксплуатационному оборудованию, расположенному на поверхности. Другие углеводородные пласты содержат флюиды, которые имеют более высокую вязкость, так что они не могут свободно течь из пласта через колонну эксплуатационных труб. Подобные флюиды в составе углеводородного пласта иногда именуют "залежами тяжелой нефти". В прошлом флюиды высокой вязкости оставались в углеводородных пластах без использования вследствие невозможности извлечь их экономически выгодным способом. В последние годы, по мере роста спроса на сырую нефть, коммерческие операции стали включать эксплуатацию подобных залежей тяжелой нефти.
В некоторых случаях нагнетание в углеводородный пласт нагретых текучих сред (например, пара и/или растворителей) может понизить вязкость флюидов в пласте, что сделает возможным извлечение из пласта сырой нефти и других жидкостей. При этом конструкция системы для нагнетания пара в углеводородные пласты может зависеть от многих факторов.
Раскрытие изобретения
Многоствольная скважина по изобретению содержит основной ствол, пробуренный от поверхности земли до пласта. От основного ствола в пласт пробурены первый и второй поперечные стволы. В основном стволе находится узел крепления хвостовика, который имеет первую ветвь, входящую в первый поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу. Нагнетающая колонна труб для нагнетания рабочей текучей среды проходит из основного ствола через узел крепления хвостовика в первый поперечный ствол и заканчивается в нем. Герметизатор, установленный в первом поперечном стволе, предотвращает образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности нагнетающей колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды.
Скважинная система по изобретению содержит многоствольную скважину, имеющую основной ствол и поперечные стволы, пробуренные от основного ствола. В основном стволе находится узел крепления хвостовика. К данному узлу присоединен хвостовик, находящийся в одном из поперечных стволов. Из основного ствола через узел крепления хвостовика проходит нагнетающая колонна труб, заканчивающаяся в хвостовике. Герметизаторы предотвращают образование направленного к основному стволу потока из объемов между хвостовиком и поперечным стволом и между нагнетающей колонной труб и хвостовиком.
Способ по изобретению включает нагнетание рабочей текучей среды в нагнетательный поперечный ствол, пробуренный от основного ствола, по нагнетающей колонне труб, заканчивающейся в нагнетательном поперечном стволе. Кольцевое пространство, примыкающее к наружной поверхности колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды, герметизируют с предотвращением образования потока, направленного к основному стволу. Добычу флюида осуществляют с использованием добычного поперечного ствола, пробуренного от основного ствола и пространственно отделенного от нагнетательного поперечного ствола.
Некоторые варианты характеризуются следующими отличительными признаками. Многоствольная скважина может содержать скважинный нагреватель текучей среды, установленный в нагнетающей колонне труб. Данный нагреватель может находиться в первом поперечном стволе. Герметизатор, способный герметично перекрывать зазор между скважинным нагревателем текучей среды и первой ветвью узла крепления хвостовика, может содержать приемный элемент с полированным каналом. Нагнетающая колонна труб может быть связана с поверхностным источником нагретой рабочей текучей среды. Герметизатор может герметично перекрывать зазор между нагнетающей колонной труб и первой ветвью узла крепления хвостовика. В первом поперечном стволе может быть установлен второй герметизатор, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем ко второй ветви и к первому поперечному стволу. Второй герметизатор может содержать слой цемента. В основном стволе может быть установлен герметизатор, препятствующий образованию осевого потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности узла крепления хвостовика.
Использование систем и способов, основанных на многоствольном гравитационном дренировании при закачке пара, может ослабить требования к верхней части скважины и привести к существенному сокращению затрат на бурение и заканчивание скважины. Одновременное снижение требований к поверхностному оборудованию также может привести к сокращению затрат и уменьшить воздействие на окружающую среду в связи с сокращением площади, занимаемой системой.
Новая компоновка средств герметизации позволяет применить концентричное расположение труб для нагнетания пара в скважину по внутреннему трубопроводу и для извлечения нефти по кольцевому пространству между трубами с поддержанием непрерывности давлений на стыках стволов многоствольной скважины при температуре, соответствующей температуре в нижней части скважины.
Краткое описание чертежей
Подробное описание вариантов изобретения будет приведено далее со ссылками на прилагаемые чертежи. Из этого описания, из чертежей и из прилагаемой формулы изобретения станут ясны и другие задачи, решаемые изобретением, его свойства и преимущества.
На фиг.1 схематично изображен вариант системы для воздействия на пласт.
На фиг.2 в увеличенном масштабе показана часть системы по фиг.1.
На фиг.3 схематично изображен другой вариант системы для воздействия на пласт.
На фиг.4 представлена блок-схема способа приведения в действие системы для воздействия на пласт.
Схожие элементы на различных фигурах имеют схожие обозначения.
Осуществление изобретения
Системы и способы воздействия на пласт могут предусматривать использование многоствольной скважины, содержащей один или более поперечных стволов, пробуренных в подземной зоне (далее - в пласте), в которой заключены резервуары флюидов высокой вязкости. Для получения доступа к одной или более подземным зонам, представляющим интерес, могут быть использованы поперечные стволы. В конфигурациях для гравитационного дренирования при закачке пара (steam assisted gravity drainage, SAGD) верхний ствол может быть использован для нагнетания нагретых рабочих текучих сред, а нижний ствол - для извлечения флюидов из указанной зоны. В других конфигурациях, таких как конфигурация с циклическим нагнетанием, один или более поперечных стволов могут быть использованы и для нагнетания нагретой рабочей текучей среды, и для извлечения флюида из пласта. Инжектированная нагретая рабочая текучая среда может понизить вязкость пластовых флюидов, что позволит им стекать в нижний ствол. Примерами рабочей текучей среды являются пар, вода в жидком состоянии, дизельное топливо, газойль, расплавленный натрий и/или синтетические теплопереносящие среды. Примерами подобных синтетических сред являются теплопереносящая жидкость THERMINOL 59, выпускаемая фирмой Solutia, Inc., теплопереносящая жидкость MARLOTHERM, выпускаемая фирмой Condea Vista Co., а также теплопереносящие жидкости SYLTHERM и DOWTHERM, выпускаемые фирмой Dow Chemical Company.
В некоторых случаях верхний (нагнетательный) ствол и нижний (добычной, эксплуатационный) ствол отходят в пласт от единственного основного ствола, пробуренного от поверхности земли к пласту. Узел крепления хвостовика в основном стволе может иметь поперечную ветвь, входящую в нагнетательный поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу. Нагнетающая колонна труб может проходить от основного ствола через узел крепления хвостовика в нагнетательный поперечный ствол, заканчиваясь в нем. Герметизатор в первом поперечном стволе предотвращает образование в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности указанной колонны труб, потока, направленного к месту стыка стволов скважины. При этом герметизатор, перекрывающий поток текучей среды, может обеспечивать полную герметизацию (т.е. перекрытие потоков газа и жидкости) или частичную герметизацию (т.е. ограничивающую, уменьшающую поток без его полного прекращения).
В некоторых случаях скважинный нагреватель текучей среды, обеспечивающий ее нагрев внутри скважины, может устанавливаться в поперечных стволах, отходящих от основного ствола. Данный нагреватель может нагревать рабочую текучую среду до состояния нагретой жидкости или до ее полного, или частичного перехода в пар. В некоторых вариантах нагреватель рабочей текучей среды является скважинным парогенератором. Некоторые примеры нагревателей (т.е. генераторов нагретых текучих сред (скважинных или поверхностных), пригодных для использования согласно принципам изобретения, включают электрический генератор нагретой текучей среды (см., например, патенты США №5623576, 4783585), генератор нагретой текучей среды с сжиганием топлива (см., например, книгу Downhole Steam Generation Study Volume I, SAND82-7008), парогенераторы каталитического типа (см., например, патенты США №4687491, 4950454 и опубликованные патентные заявки США №2006/0042794, 2005/0239661), а также генераторы других типов (описанные, например, в вышеупомянутой книге). Нагнетание (инжекция) нагретой рабочей текучей среды от скважинного нагревателя к целевому пласту, например к одному или более углеводородосодержащим пластам или к одной или более частям таких пластов, может понизить вязкость нефти и/или других флюидов в целевом пласте. В некоторых случаях системы, использующие скважинный нагреватель текучей среды, могут содержать автоматические управляющие клапаны, установленные в непосредственной близости от скважинного нагревателя текучей среды для управления расходами воды, топлива и окислителя к скважинному нагревателю текучей среды. Подобные системы могут быть построены так, что нарушение непрерывности в поддержании давления на поверхности, в скважине или в подающих линиях вызовет запирание скважинных предохранительных клапанов и, тем самым, быстрое прерывание потоков топлива, нагнетаемой среды и/или окислителя к скважинному нагревателю текучей среды, чтобы предотвратить опасность продолжения процесса сгорания внутри скважины или других форм выделения энергии.
Как показано на фиг.1 и 2, система 100 для воздействия на пласт 110 содержит первый нагнетательный поперечный ствол 112 и второй поперечный ствол 114, пробуренные в пласт 110 из основного ствола 116. Как показано на чертежах, первый поперечный ствол 112 является нагнетательным стволом, через который осуществляется инжекция (нагнетание) рабочих текучих сред, а второй поперечный ствол 114 - добычным (эксплуатационным) стволом, посредством которого производится извлечение пластовых флюидов. Основной ствол 116 пробурен от поверхности 120 до башмака 117, связанного с колонной обсадных труб, расположенной в пласте 110 или вблизи него. Добычной поперечный ствол 114 пробурен от конца основного ствола 116, тогда как нагнетательный поперечный ствол 112 ответвляется от основного ствола 116 над поперечным стволом 114. Количество поперечных стволов, отходящих от основного ствола, может варьироваться. Показанный на фиг.1 основной ствол 116 отклоняется от вертикали, т.е. становится наклонным. В некоторых вариантах основной ствол 116 может быть полностью или, по существу, вертикальным. Показанный добычной поперечный ствол 114 пробурен от конца основного ствола 116; однако он может быть пробурен как ответвление из другой точки основного ствола. В некоторых вариантах в основном стволе 116 может иметься зумпф, пробуренный ниже поперечного ствола 114.
В нагнетательный поперечный ствол 112 может быть введен нагнетающий поперечный хвостовик 118, обеспечивающий нагнетание рабочих (инжектируемых) текучих сред в пласт 110. В этих вариантах нагнетательный поперечный хвостовик 118 проходит в нагнетательный поперечный ствол 112 от узла 124 крепления хвостовика.
Узел 124 крепления хвостовика установлен в зоне стыка 132 между нагнетательным поперечным стволом 112 и основным стволом 116. У показанного на чертежах узла 124 крепления хвостовика имеется корпус 134, расположенный между верхним герметизатором 128, установленным в основном стволе 116 выше стыка 132, и первой и второй ветвями 138, 136. Примерами верхнего герметизатора 128 являются, в частности, пакер и пакерная подвеска хвостовика, связанная (например, посредством клиньевых и/или профильных держателей) с обсадной колонной 158 основного ствола 116 и несущая узел 124 крепления хвостовика. Вторая ветвь 136 отходит вниз от корпуса 134 узла 124 крепления хвостовика в основном стволе. Нижний конец второй ветви 136 узла 124 крепления хвостовика герметично связан с узлом 164 поперечной надставки и герметизатора, установленным в основном стволе 116 ниже стыка 132. В некоторых вариантах вторая ветвь 136 герметично входит в приемный элемент 130 в указанном узле 164. Приемный элемент с полированным каналом представляет собой уплотняющий интерфейс с гладкой поверхностью внутреннего канала, в который охватываемый компонент вводится с относительно жесткими допусками (по сравнению с большими допусками пакерных герметизаторов). Охватываемый компонент несет одно или более кольцевых или металлических уплотнений или иных прецизионных уплотнений, чтобы герметизировать внутренний канал. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика проходит от корпуса 134 данного узла в нагнетательный поперечный ствол 112 и прикрепляется к хвостовику 118 поперечного нагнетательного ствола, например, посредством сопрягающего узла 146, обеспечивающего подвижное сочленение. Узел 164 поперечной надставки и герметизатора может быть связан с обсадной колонной 158 основного ствола 116 посредством замка 165. Примером замка, который может быть использован в системах по изобретению, является узел LatchRite®, производимый заявителем настоящего изобретения.
Верхний конец узла 164 поперечной надставки и герметизатора содержит отклонитель 140, позволяющий завести нагнетающий поперечный хвостовик 118 в нагнетательный поперечный ствол 112 после того, как данный хвостовик 118 и узел 124 крепления хвостовика спущены через основной ствол 116. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика может быть выполнена способной изгибаться, чтобы обеспечить возможность ориентировать эту ветвь и нагнетающий поперечный хвостовик 118, по существу, параллельно второй ветви 136 при опускании узла 124 крепления хвостовика и поперечного нагнетающего хвостовика 118 через основной ствол 116. Примерами стыковочных узлов, которые могут быть использованы в описанной конфигурации, могут служить узел FlexRite®, производимый заявителем изобретения, и узел RapidExclude™, производимый фирмой Schlumberger. В некоторых вариантах использование узла FlexRite® в контексте изобретения может обеспечить уплотнение на уровне 5 системы Technical Advancement of Multilaterals (TAML). Другими словами, стык будет полностью или почти полностью герметизирован от потока газа и/или жидкости, так что весь или почти весь поток из эксплуатационного поперечного ствола 114 и поток в нагнетательный поперечный ствол 112 будут удерживаться в узле 124 крепления хвостовика.
В представленном варианте сопрягающий узел 146 связывает узел 124 крепления хвостовика с нагнетающим поперечным хвостовиком 118 с обеспечением возможности поворота поперечного нагнетающего хвостовика 118 вокруг своей центральной оси. Узел 124 крепления хвостовика может быть снабжен герметизатором 126 (например, расширяемым или надуваемым пакером), чтобы предотвратить проникновение потока из поперечного нагнетательного ствола 112 в основной ствол 116 в кольцевом пространстве между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и стенкой поперечного нагнетательного ствола 112. В представленном варианте герметизатор 126 закреплен на наружной поверхности сопрягающего узла 146. Могут быть предусмотрены также одно или более дополнительных уплотнений. Дополнительно или в качестве альтернативы в кольцевом пространстве между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и стенкой поперечного нагнетательного ствола 112 может быть сформировано уплотнение путем формирования в этом пространстве слоя цемента. В некоторых вариантах может быть использован термостойкий цемент, например цемент марки STEAMSEAL®, производимый заявителем настоящего изобретения.
В области стыка с нагнетающим поперечным хвостовиком 118 может находиться расширяющийся соединитель 148. Подобные соединители могут использоваться для компенсации расширения и сжатия хвостовика 118 в осевом направлении, например, под действием тепловых эффектов. Хотя показан только один такой соединитель, в некоторых случаях может быть использовано несколько подобных соединителей, расположенных между сопрягающим узлом 146 и хвостовиком 118 и/или по длине хвостовика 118 (например, между стыками его звеньев). Хвостовик может содержать один или более отрезков 154 труб, проницаемых для текучей среды, например перфорированные трубы или противопесчаные фильтры, чтобы обеспечить возможность поступления нагретой рабочей текучей среды из внутреннего объема указанного хвостовика 118 в пласт 110. В некоторых вариантах в хвостовике 118 могут быть установлены один или более распределительных клапанов 152, чтобы обеспечить распределение и/или управление потоками из внутреннего объема хвостовика 118 в пласт 110. Примеры подобных распределительных клапанов описаны в патентной заявке США №12/039206, озаглавленной "Управление потоками в скважине с контролем фаз и ассоциированные способы", в патентной заявке США №12/123682, озаглавленной "Управление потоком в скважине", и в патенте США №7032675, озаглавленном "Термоуправляемые клапаны и способы их использования в скважине".
Нагнетающая колонна 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды проходит от устья 142 скважины по основному стволу 116, через ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика и заканчивается в хвостовике 118. В некоторых случаях указанная колонна 156 может иметь глухой или открытый конец. В одной (входящей в хвостовик 118) части нагнетающей колонны 156 труб по ее длине выполнены отверстия 150. В определенных случаях размеры этих отверстий 150 и расстояния между ними могут быть выбраны такими, чтобы обеспечить, по существу, равномерное распределение нагретой рабочей текучей среды, подаваемой через нагнетающую колонну 156, по ее длине. В других случаях эти расстояния могут быть выбраны из условия неравномерного распределения нагретой текучей среды по длине нагнетающей колонны 156 труб. В некоторых вариантах нагнетающая колонна 156 может заканчиваться на конце первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика, вблизи этого конца или даже внутри данного узла 124, без захода в хвостовик 118. Вся нагнетающая колонна 156 труб или ее часть может быть термоизолирована. Термоизоляция данной колонны вплоть до узла 124 крепления хвостовика способствует обеспечению термоизоляции узла крепления хвостовика от воздействия нагретых рабочих текучих сред, текущих по указанной колонне 156. Если же нагнетающая колонна 156 или ее часть, находящаяся в основном стволе 116, не имеет термоизоляции, нагретые рабочие текучие среды, текущие по данной колонне 156, могут нагревать извлекаемые или другие флюиды, поднимающиеся по основному стволу 116.
В представленном варианте установленное в основном стволе 116 устройство 160 для центрирования герметизатора облегчает установку в заданные положения нагнетающей колонны 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды и добычного насоса 162 (например, штангового, погружного или винтового насоса или электронасоса) и/или иной системы для подъема флюида. Добычной насос 162 может использоваться для выведения на поверхность добываемых флюидов, которые поднимаются из добычного поперечного ствола 114, проходя через узел 124 крепления хвостовика. Хотя колонна, несущая добычной насос 162, показана заканчивающейся выше узла 124 крепления хвостовика, в некоторых вариантах она может доходить до этого узла и герметично сопрягаться с ним. Так, колонна, несущая добычной насос 162, может входить в приемное отверстие, имеющееся в верхнем герметизаторе 128.
Герметизаторы 144 обеспечивают герметичное перекрытие зазора между наружной поверхностью нагнетающей колонны 156 труб и внутренней поверхностью первой ветви 138. В других случаях эти герметизаторы 144 могут обеспечивать герметизацию относительно хвостовика 118 поперечной нагнетательной ветви или другого компонента, расположенного ниже узла 124 крепления хвостовика. Герметизаторы 144 предотвращают образование обратного потока рабочей текучей среды (в форме жидкости и/или газа) через кольцевое пространство между указанной колонной 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды и внутренней поверхностью первой ветви 138 в узел 124 крепления хвостовика. В некоторых вариантах герметизаторы 144 могут содержать приемный элемент с полированным каналом, пакер и/или другой уплотняющий элемент. Хотя изображены три герметизатора 144, их количество может быть уменьшено или увеличено.
Эксплуатационный хвостовик 170 входит в добычной поперечный ствол 114. Узел 164, состоящий из поперечной надставки и герметизатора, содержит нижний поперечный трубопровод 166, который проходит вниз к эксплуатационному хвостовику 170. Нижний конец данного трубопровода 166 герметично закреплен в нижнем герметизаторе 168, установленном в основном стволе 116. Варианты выполнения нижнего герметизатора 168 включают пакер, пакерную подвеску хвостовика, связанную с обсадной колонной 158 основного ствола 116 (например, посредством клиньевых и/или профильных держателей) для того, чтобы нести эксплуатационный хвостовик 170 и/или другой герметизатор. В дополнение или в качестве альтернативы в кольцевом пространстве между эксплуатационным хвостовиком 170 и стенкой добычного поперечного ствола 114 может быть сформировано уплотнение путем нагнетания цемента в это пространство. В некоторых вариантах может быть использован термостойкий цемент. Как и нагнетающий поперечный хвостовик 118, эксплуатационный хвостовик 170 может содержать один или более отрезков 154 труб, проницаемых для текучей среды, один или более распределительных клапанов 152 (чтобы обеспечить распределение и/или управление потоками из внутреннего объема хвостовика 170) и один или более расширяющихся соединителей 148.
При формировании системы по изобретению с поверхности 120 земли может быть забурен начальный участок 172 ствола. У поверхности земли может быть оборудовано устье 142 скважины. Затем из начального участка 172 к пласту 110 может быть пробурен основной ствол 116. Устье 142 скважины может быть связано с обсадной колонной 158, которая проходит от поверхности в направлении пласта 110 вдоль значительной части основного ствола 116 (например, в случае воздействия на интервал пласта). В некоторых случаях обсадная колонна 158 может заканчиваться на границе пласта 110 или выше него, оставляя поперечный ствол 114 необсаженным в зоне прохождения пласта 110. В других случаях обсадная колонна 158 может проходить через пласт и иметь одно или более окон, вырезанных в ней до ее опускания в ствол, чтобы облегчить забуривание поперечного ствола 114. В качестве варианта некоторые части или вся обсадная колонна 158 могут быть зафиксированы относительно материала стенок ствола с помощью цементного кольца или иных средств. В некоторых случаях может использоваться термостойкий цемент. Обсадная колонна 158 может нести часть замка 165 (например, принимающий компонент, с которым взаимодействует ответная часть этого замка), расположенную ниже желательного места ответвления нагнетательного поперечного ствола 112. Обсадная колонна 158 может также нести расположенную у ее нижнего конца часть герметизатора 168 (например, принимающий компонент, с которым взаимодействует ответная часть этого герметизатора). В процессе оборудования скважины могут быть использованы термодатчики для мониторинга температуры снаружи основного ствола обсадной колонны.
В добычном поперечном стволе 114 устанавливают эксплуатационный хвостовик 170 и герметизатор 168. Если они предусмотрены, в эксплуатационном хвостовике 170 могут быть установлены, например концентрично в его внутреннем объеме, с помощью специальных труб, распределительные клапаны 152. Чтобы разделить потоки, текущие через распределительные клапаны 152, в эксплуатационный хвостовик 170 могут быть введены неперфорированная труба и/или дополнительные пакеры.
Затем в основном стволе 116 устанавливают скважинный отклонитель, который в некоторых вариантах может опираться на замок 165. Данный отклонитель используется при вырезании окна в обсадной колонне 158 основного ствола 116, чтобы обеспечить возможность забуривания нагнетательного поперечного ствола 112. Как уже упоминалось, при формировании основного ствола могут быть использованы трубы с вырезанными в них окнами. Использование таких труб может обеспечить однородность геометрии формируемых окон, а также ограничить объем обломочного материала, образующегося при бурении боковых стволов. После этого производят формирование в пласте 110 через вырезанное окно нагнетательного поперечного ствола 112, отходящего от основного ствола 116.
После извлечения скважинного отклонителя в основной ствол 116 устанавливают узел 164 поперечной надставки и герметизатора, поддерживаемый замком 165. Как уже упоминалось, узел 164 поперечной надставки и герметизатора содержит отклонитель 140. Затем в основной ствол 116 вводят узел 124 крепления хвостовика с нагнетающим поперечным хвостовиком 118, прикрепленным к первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика. Благодаря контакту с отклонителем 140, связанным с указанным узлом 164, нагнетающий поперечный хвостовик 118 направляется в нагнетательный поперечный ствол 112. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика следует за нагнетающим хвостовиком 118 в нагнетательный поперечный ствол 112, тогда как вторая ветвь 136 узла 124 крепления хвостовика герметично вводится в узел 164 поперечной надставки и герметизатора. После того как узел 124 крепления хвостовика займет свое место, устанавливают герметизатор 128.
Узел 124 крепления хвостовика герметично изолирован посредством герметизатора 126 и/или цементного стакана от кольцевого пространства между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и нагнетательным поперечным стволом 112 (и, следовательно, от нагретой рабочей текучей среды в процессе функционирования системы по изобретению). В некоторых вариантах можно облегчить процесс цементирования использованием надуваемого пакера, образующего пробку, на которую может загружаться цемент, и формированием селективно открываемого/ закрываемого порта в первой ветви 138. Если они предусмотрены, распределительные клапаны 152 могут быть установлены в нагнетающем поперечном хвостовике 118, например концентрично в его внутреннем объеме с помощью специальных труб. Чтобы разделить потоки, текущие через распределительные клапаны 152, в указанный хвостовик 118 могут быть введены неперфорированная труба и/или дополнительные пакеры.
В основном стволе 116 на нагнетающую колонну 156 труб и/или на колонну труб, несущую добычной насос 162, может быть установлено устройство 160 для центрирования герметизатора. Указанная колонна 156 труб вводится в основной ствол 116, проводится через узел 124 крепления хвостовика и вводится в нагнетающий поперечный хвостовик 118. Нагнетающая колонна 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды снабжена герметизаторами 144, герметично изолирующими узел 124 крепления хвостовика от потока, проходящего из поперечного нагнетающего хвостовика 118 через первую ветвь 138 (и, следовательно, от нагретой рабочей текучей среды в процессе функционирования системы по изобретению).
В представленном варианте основной ствол 116 имеет, по существу, вертикальный начальный участок, пробуренный с поверхностности 120 земли. Затем этот ствол отклоняется от вертикали, образуя наклонный участок, от которого отходят внутрь пласта 110, по существу, горизонтальные поперечные стволы. Однако системы и способы по изобретению могут использоваться и с другими конфигурациями стволов (например, с наклонными или с горизонтальными стволами).
В некоторых вариантах может использоваться также скважинная система для подъема флюида, обеспечивающая выведение флюидов на поверхность 120 земли и, по меньшей мере, частично находящаяся в поперечном стволе 114. Эта система может быть интегрирована с эксплуатационной колонной труб (не изображена), или присоединена к данной колонне, или связана с ней каким-то иным образом. Для того чтобы подобные системы подъема флюидов можно было скомбинировать со скважинными нагревателями текучей среды, может быть предусмотрена скважинная система охлаждения для охлаждения данных систем и других компонентов системы по изобретению. Такие системы более подробно описаны, например, в опубликованной патентной заявке США №2008/0083536, озаглавленной "Добыча природного сырья с использованием инжекции пара". Могут быть использованы и другие системы и способы подъема флюида.
На фиг.3 в качестве примера представлен другой вариант изобретения, система 200 для воздействия на пласт. Она содержит скважинный нагреватель 210 текучей среды (например, парогенератор). Хотя данный вариант близок к варианту, описанному со ссылкой на фиг.1, введение скважинного нагревателя 210 текучей среды, установленного в нагнетательном поперечном стволе 112 в составе нагнетающей колонны 202 труб для нагнетания рабочей текучей среды, позволяет генерировать нагретую текучую среду в нагнетательном поперечном стволе 112, т.е. в непосредственной близости от пласта 110. Хотя в данном варианте он находится в нагнетательном поперечном стволе 112, скважинный нагреватель 210 текучей среды может, альтернативно или дополнительно, быть помещен в любом другом месте системы 200, например в узле 124 крепления хвостовика или в основном стволе 116. При этом в контексте изобретения термин "скважинный" охватывает любые устройства, которые могут устанавливаться и функционировать в любой части скважины.
Скважинный нагреватель 210 текучей среды установлен внутри первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика и герметизирован посредством герметизатора 216. В некоторых вариантах этот герметизатор является приемным элементом с полированным каналом или пакером, установленным внутри первой ветви 138, которая сопрягается с наружной поверхностью скважинного нагревателя 210 текучей среды или с другой частью нагнетающей колонны 202. Данная колонна заканчивается у входа скважинного нагревателя 210 текучей среды в нагнетательном поперечном стволе 112. У данного нагревателя имеются входы 214 для приема рабочей текучей среды и (если он действует по принципу сжигания топлива) для других текучих сред (например, окислителя и топлива). Указанный нагреватель может иметь различные конфигурации, обеспечивающие подачу нагретых рабочих текучих сред в пласт 110. Пример скважинного нагревателя 210 текучей среды, устанавливаемого в приемном элементе с полированным каналом, описан в опубликованной патентной заявке США №2007/0039736, озаглавленной "Подача текучих сред при использовании системы получения нагретой текучей среды".
В представленном варианте скважинный нагреватель 210 текучей среды является парогенератором, использующим сжигание топлива. Подающие линии 212 подают к скважинному нагревателю 210 текучей среды, например, топливо, рабочую текучую среду и окислитель от поверхностных источников (не изображены). Подающие линии 212 можно выполнить в различных вариантах. Например, они могут являться интегральными частями эксплуатационной колонны труб, могут быть прикреплены к этой колонне или представлять собой отдельные линии, проходящие внутри основного ствола 116. Хотя они показаны применительно к их концентричному расположению, одна или более подающих линий 212 могут быть выполнены как отдельные, взаимно параллельные линии. Можно также использовать меньше или больше трех подающих линий. Одним из вариантов подачи текучих сред к скважинному нагревателю является трубопровод, который содержит концентричные трубы, образующие, по меньшей мере, два кольцевых канала. Эти каналы, в сочетании с внутренним объемом трубопровода, обеспечивают подачу воздуха, топлива и рабочей текучей среды к скважинному генератору нагретой текучей среды. Вариант скважинного нагревателя текучей среды с использованием концентричных подающих труб описан в упомянутой заявке США №2007/0039736.
По подающим линиям 212 текучие среды с поверхности 120 поступают на соответствующие входы 214 скважинного нагревателя 210 текучей среды. Например, в некоторых вариантах подающие линии 212 состоят из линии для подачи рабочей текучей среды, линии для подачи окислителя и линии для подачи топлива. В ряде вариантов по линии для подачи рабочей текучей среды к скважинному нагревателю 210 подается вода. Вместо воды или в дополнение к ней могут подаваться другие текучие среды (например, синтетические химические растворители). В этом варианте топливо, окислитель и рабочая текучая среда нагнетаются с поверхности к скважинному нагревателю 210 текучей среды под высоким давлением.
В ряде вариантов подающие линии 212 снабжены скважинными управляющими клапанами (не изображены). В некоторых ситуациях (например, при повреждении обсадной колонны в скважине) желательно быстро прервать поток топлива, окислителя и/или рабочей текучей среды к скважинному нагревателю 210. Установленный глубоко в скважине, например в непосредственной близости от нагревателя 210 текучей среды, управляющий клапан, встроенный в подающие линии 212, может предотвратить поступление остаточного топлива и/или окислителя из подающих линий 212 к данному нагревателю, предотвращая тем самым продолжение горения/выделения тепла. Данный клапан может также ограничить (например, предотвратить) выпуск в скважину реагентов из подающих линий 212.
Система 200 монтируется, по существу, аналогично описанной выше системе 100. В частности, нагнетающая колонна 202 труб проводится через основной ствол 116 и узел 124 крепления хвостовика и вводится в нагнетательный поперечный ствол 112. При этом обеспечивается герметизация скважинного нагревателя 210 текучей среды и/или указанной колонны 202 труб, чтобы предотвратить возможность возникновения потока между нагнетающей колонной 202 труб и первой ветвью 138 узла 124 крепления хвостовика.
Фиг.4 иллюстрирует, как системы 100 и 200 могут быть применены для добычи флюидов с использованием способа 300, который включает нагнетание нагретой рабочей текучей среды из нагнетающей колонны 156, 202 труб в нагнетательный поперечный ствол 112 (шаг 310). Как было описано выше, указанная колонна 156, 202 отходит от узла 124 крепления хвостовика в нагнетательный поперечный ствол 112 и заканчивается в нем. Кольцевое пространство, примыкающее к наружной поверхности нагнетающей колонны 156, 202, герметизировано, например, герметизатором 126 (шаг 320), чтобы предотвратить образование потока к узлу 124 крепления хвостовика. Кольцевое пространство между нагнетающим поперечным хвостовиком 118, обеспечивающим нагнетание рабочих текучих сред, и нагнетательным поперечным стволом 112 также герметично перекрыто. Поэтому вся или почти вся нагретая рабочая текучая среда поступает в пласт 110 и не может вернуться к узлу 124 крепления хвостовика (или внутрь его) и к связанным с ним компонентам. Нагнетание в пласт 110 нагретой рабочей текучей среды повышает подвижность пластовых флюидов. Добыча этих флюидов (шаг 330) осуществляется из добычного поперечного ствола 114. Как показано на фиг.1 и 3, добычной поперечный ствол 114 смещен по вертикали относительно нагнетательного поперечного ствола 112, так что пластовые флюиды, стремящиеся мигрировать вниз под действием силы тяжести, будут перемещаться к добычному поперечному стволу 114 (как это предусматривается технологией SAGD). В других конфигурациях, также предусматривающих генерацию пара, добычной и нагнетательный поперечные стволы 114, 112 также могут быть взаимно смещены по вертикали или иметь другое расположение. Например, эти стволы могут быть расположены, по существу, в одной горизонтальной плоскости. В некоторых вариантах добычной поперечный ствол 114 может быть смещен по горизонтали относительно нагнетательного поперечного ствола 112 или находиться с ним в одной или, по существу, одной вертикальной плоскости.
В некоторых случаях герметизация кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды, предусматривает герметизацию кольцевого пространства между данной колонной труб и узлом крепления хвостовика. При этом данная операция может включать нагнетание цемента в нагнетательный поперечный ствол.
В ряде случаев рабочую текучую среду нагревают с помощью скважинного нагревателя 210 текучей среды (например, находящегося в нагнетательном поперечном стволе 112). В других случаях рабочую текучую среду нагревают на поверхности 120 и закачивают нагретую рабочую текучую среду в скважину через узел 124 крепления хвостовика.
Были описаны различные варианты осуществления изобретения. Однако должно быть понятно, что могут быть реализованы также и другие его варианты, не выходящие за пределы объема изобретения. Например, хотя на фиг.1 и 3 представлены системы с нагнетающей колонной труб, связанной со специальным нагнетательным стволом (например, действующим в качестве нагнетающей скважины для нагнетания нагретой рабочей текучей среды с целью повышения эффективности других, добывающих скважин), в частности, применительно к разогреву паром или к технологии SAGD, описанные решения применимы и к циклическому нагнетанию нагретой текучей среды (например, когда скважину используют в цикличном режиме для нагнетания нагретой рабочей текучей среды в течение некоторого периода, а затем реконфигурируют ее как добычную скважину), а также к другим режимам нагнетания нагретой текучей среды. Описанные скважинные системы можно применять также для нагнетания рабочей текучей среды другого типа, которая может быть нагретой или ненагретой. Так, через колонны труб, расположенные и герметизированные аналогично описанной колонне 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды, могут нагнетаться такие текучие среды, как, например, кислота, жидкость для гидроразрыва пласта (например, содержащая проппант), цемент, гравий (например, для гравийной набивки). Все подобные варианты охватываются прилагаемой формулой изобретения.
Claims (22)
1. Многоствольная скважина, содержащая:
основной ствол, пробуренный от поверхности земли к пласту;
первый поперечный ствол, пробуренный от основного ствола в пласт;
второй поперечный ствол, пробуренный от основного ствола в пласт;
узел крепления хвостовика в основном стволе, имеющий первую ветвь, входящую в первый поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу;
нагнетающую колонну труб для нагнетания рабочей текучей среды, проходящую из основного ствола через узел крепления хвостовика в первый поперечный ствол и заканчивающуюся в нем, и
герметизатор в первом поперечном стволе, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности нагнетающей колонны труб.
основной ствол, пробуренный от поверхности земли к пласту;
первый поперечный ствол, пробуренный от основного ствола в пласт;
второй поперечный ствол, пробуренный от основного ствола в пласт;
узел крепления хвостовика в основном стволе, имеющий первую ветвь, входящую в первый поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу;
нагнетающую колонну труб для нагнетания рабочей текучей среды, проходящую из основного ствола через узел крепления хвостовика в первый поперечный ствол и заканчивающуюся в нем, и
герметизатор в первом поперечном стволе, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности нагнетающей колонны труб.
2. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что содержит скважинный нагреватель текучей среды, установленный в нагнетающей колонне труб.
3. Скважина по п.2, отличающаяся тем, что скважинный нагреватель текучей среды находится в первом поперечном стволе.
4. Скважина по п.2, отличающаяся тем, что указанный герметизатор герметично перекрывает зазор между скважинным нагревателем текучей среды и первой ветвью узла крепления хвостовика.
5. Скважина по п.4, отличающаяся тем, что указанный герметизатор содержит приемный элемент с полированным каналом.
6. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что нагнетающая колонна труб связана с поверхностным источником нагретой рабочей текучей среды.
7. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что указанный герметизатор герметично перекрывает зазор между нагнетающей колонной труб и первой ветвью узла крепления хвостовика.
8. Скважина по п.7, отличающаяся тем, что указанный герметизатор содержит приемный элемент с полированным каналом.
9. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что содержит второй герметизатор, установленный в первом поперечном стволе и предотвращающий образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем ко второй ветви и к первому поперечному стволу.
10. Скважина по п.9, отличающаяся тем, что второй герметизатор содержит слой цемента.
11. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что содержит установленный в основном стволе герметизатор, препятствующий образованию осевого потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности узла крепления хвостовика.
12. Скважинная система, содержащая:
многоствольную скважину, имеющую основной ствол и поперечные стволы, пробуренные от основного ствола;
узел крепления хвостовика в основном стволе;
хвостовик, находящийся в одном из поперечных стволов и присоединенный к узлу крепления хвостовика;
нагнетающую колонну труб для нагнетания нагретой рабочей текучей среды, проходящую из основного ствола через узел крепления хвостовика и заканчивающуюся в хвостовике, и
герметизаторы, предотвращающие образование направленного к основному стволу потока из объемов между хвостовиком и поперечным стволом и между нагнетающей колонной труб и хвостовиком.
многоствольную скважину, имеющую основной ствол и поперечные стволы, пробуренные от основного ствола;
узел крепления хвостовика в основном стволе;
хвостовик, находящийся в одном из поперечных стволов и присоединенный к узлу крепления хвостовика;
нагнетающую колонну труб для нагнетания нагретой рабочей текучей среды, проходящую из основного ствола через узел крепления хвостовика и заканчивающуюся в хвостовике, и
герметизаторы, предотвращающие образование направленного к основному стволу потока из объемов между хвостовиком и поперечным стволом и между нагнетающей колонной труб и хвостовиком.
13. Система по п.12, отличающаяся тем, что герметизатор, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока из объема между колонной труб для нагнетания нагретой рабочей текучей среды и хвостовиком, содержит приемный элемент с полированным каналом.
14. Система по п.13, отличающаяся тем, что указанный приемный элемент находится в узле крепления хвостовика.
15. Система по п.12, отличающаяся тем, что герметизатор, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока из объема между хвостовиком и поперечным стволом, содержит слой цемента, сформированный в поперечном стволе.
16. Система по п.12, отличающаяся тем, что колонна труб для нагнетания нагретой рабочей текучей среды содержит генератор нагретой текучей среды.
17. Способ, включающий:
нагнетание рабочей текучей среды в нагнетательный поперечный ствол, пробуренный от основного ствола, по нагнетающей колонне труб для нагнетания рабочей текучей среды, проходящей из основного ствола через узел крепления хвостовика и заканчивающийся в хвостовике, проходящем в нагнетательный поперечный ствол;
герметизацию кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности нагнетающей колонны труб, с предотвращением образования потока, направленного к основному стволу, и
добычу флюида с использованием добычного поперечного ствола, пробуренного от основного ствола и пространственно отделенного от нагнетательного поперечного ствола.
нагнетание рабочей текучей среды в нагнетательный поперечный ствол, пробуренный от основного ствола, по нагнетающей колонне труб для нагнетания рабочей текучей среды, проходящей из основного ствола через узел крепления хвостовика и заканчивающийся в хвостовике, проходящем в нагнетательный поперечный ствол;
герметизацию кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности нагнетающей колонны труб, с предотвращением образования потока, направленного к основному стволу, и
добычу флюида с использованием добычного поперечного ствола, пробуренного от основного ствола и пространственно отделенного от нагнетательного поперечного ствола.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что включает нагрев рабочей текучей среды с помощью скважинного нагревателя текучей среды.
19. Способ по п.17, отличающийся тем, что герметизация кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности нагнетающей колонны труб, включает герметизацию кольцевого пространства, примыкающего к нагнетающей колонне труб и к трубам, охватывающим указанное кольцевое пространство.
20. Способ по п.17, отличающийся тем, что герметизация кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности нагнетающей колонны труб, включает формирование слоя цемента в нагнетательном поперечном стволе.
21. Способ по п.17, отличающийся тем, что нагнетание рабочей текучей среды в нагнетательный поперечный ствол включает ее нагнетание с поверхности земли.
22. Способ по п.17, отличающийся тем, что включает герметизацию основного ствола над нагнетающим поперечным стволом и ниже устья скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US94834607P | 2007-07-06 | 2007-07-06 | |
| US60/948,346 | 2007-07-06 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010102672A RU2010102672A (ru) | 2011-08-20 |
| RU2436925C2 true RU2436925C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=39831602
Family Applications (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010102671A RU2422618C1 (ru) | 2007-07-06 | 2008-06-30 | Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды |
| RU2010102673A RU2427706C1 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-03 | Система и способ создания переменного потока текучей среды в скважине |
| RU2010102674/03A RU2446279C2 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-03 | Система (варианты) и способ детектирования акустических сигналов, приходящих из скважины |
| RU2010102672A RU2436925C2 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-03 | Многоствольная скважина и способ, и система, использующие данную скважину |
Family Applications Before (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010102671A RU2422618C1 (ru) | 2007-07-06 | 2008-06-30 | Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды |
| RU2010102673A RU2427706C1 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-03 | Система и способ создания переменного потока текучей среды в скважине |
| RU2010102674/03A RU2446279C2 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-03 | Система (варианты) и способ детектирования акустических сигналов, приходящих из скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7909094B2 (ru) |
| EP (4) | EP2173968A2 (ru) |
| CN (4) | CN101688441B (ru) |
| BR (4) | BRPI0812655A2 (ru) |
| CA (4) | CA2692686C (ru) |
| EC (4) | ECSP109858A (ru) |
| RU (4) | RU2422618C1 (ru) |
| WO (5) | WO2009009336A2 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2501952C1 (ru) * | 2012-07-09 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт космических исследований Российской академии наук (ИКИ РАН) | Грунтозаборное устройство |
| RU2516077C1 (ru) * | 2012-11-19 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума |
| RU2608375C2 (ru) * | 2012-10-12 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Многоствольная система y-блока |
| RU2644172C2 (ru) * | 2013-07-31 | 2018-02-08 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Инструмент для очистки основного ствола скважины |
| RU2650161C2 (ru) * | 2016-01-12 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ строительства многоствольной скважины |
| RU2655517C2 (ru) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Образование многоствольных скважин |
| RU2707209C1 (ru) * | 2016-09-19 | 2019-11-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяющееся устройство заканчивания скважины для повторного входа в скважину |
| RU2736595C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-11-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" | Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины |
| RU2749703C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием |
| US11624262B2 (en) | 2019-12-10 | 2023-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with twisted mainbore and lateral bore legs |
| RU2794296C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2023-04-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многоствольное соединение с искривленными ответвлениями основного канала и бокового канала, скважинная система с многоствольным соединением и способ ее образования |
Families Citing this family (142)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8091625B2 (en) | 2006-02-21 | 2012-01-10 | World Energy Systems Incorporated | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
| US8151874B2 (en) | 2006-02-27 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal recovery of shallow bitumen through increased permeability inclusions |
| US9394785B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing |
| US9394756B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment |
| US9394784B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Algorithm for zonal fault detection in a well environment |
| US7647966B2 (en) | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| CA2817943C (en) * | 2007-10-05 | 2015-02-24 | Canasonics Inc. | Hydraulic actuated pump system |
| US20090120633A1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-05-14 | Earl Webb | Method for Stimulating a Well Using Fluid Pressure Waves |
| US7832477B2 (en) | 2007-12-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing deformation and control for inclusion propagation |
| US8408315B2 (en) * | 2008-12-12 | 2013-04-02 | Smith International, Inc. | Multilateral expandable seal |
| US9567819B2 (en) | 2009-07-14 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic generator and associated methods and well systems |
| US8485259B2 (en) * | 2009-07-31 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Structurally stand-alone FRAC liner system and method of use thereof |
| US8893804B2 (en) | 2009-08-18 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well |
| US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
| US8276669B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well |
| US8235128B2 (en) * | 2009-08-18 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
| US20110094755A1 (en) * | 2009-10-28 | 2011-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for initiating annular obstruction in a subsurface well |
| US8272404B2 (en) * | 2009-10-29 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Fluidic impulse generator |
| RU2524226C2 (ru) | 2010-03-08 | 2014-07-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Скважинный парогенератор и способ его использования |
| US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
| CN101963056B (zh) * | 2010-08-19 | 2014-04-09 | 中国石油大学(北京) | 一种利用测井资料预测碳酸盐岩地层孔隙压力的方法 |
| US8430130B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| US8950502B2 (en) | 2010-09-10 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| US8851180B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-releasing plug for use in a subterranean well |
| RU2450121C1 (ru) * | 2010-10-19 | 2012-05-10 | Халим Назипович Музипов | Способ нагрева нагнетательной жидкости в стволе скважины для вытеснения нефти из пласта |
| JP5695397B2 (ja) * | 2010-11-25 | 2015-04-01 | 日本エンバイロケミカルズ株式会社 | 防カビ剤、それを用いる防カビ方法、生育阻止剤およびそれを用いる生育阻止方法 |
| US8902078B2 (en) | 2010-12-08 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for well monitoring |
| US8733401B2 (en) * | 2010-12-31 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cone and plate fluidic oscillator inserts for use with a subterranean well |
| US8646483B2 (en) | 2010-12-31 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-flow fluidic oscillators for use with a subterranean well |
| US8418725B2 (en) | 2010-12-31 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluidic oscillators for use with a subterranean well |
| RU2461704C1 (ru) * | 2011-04-07 | 2012-09-20 | Анатолий Яковлевич Картелев | Электродная система скважинного электрогидравлического устройства |
| SG193332A1 (en) | 2011-04-08 | 2013-10-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
| US8678035B2 (en) | 2011-04-11 | 2014-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well |
| CN102182403B (zh) * | 2011-04-28 | 2016-06-29 | 王萍萍 | 鱼刺井分支井眼钻削式完井工艺 |
| US9212522B2 (en) | 2011-05-18 | 2015-12-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
| US8424605B1 (en) | 2011-05-18 | 2013-04-23 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods and devices for casing and cementing well bores |
| US8453745B2 (en) | 2011-05-18 | 2013-06-04 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
| US9200482B2 (en) * | 2011-06-03 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore junction completion with fluid loss control |
| EP2532233A1 (en) | 2011-06-07 | 2012-12-12 | Bayer CropScience AG | Active compound combinations |
| US8701771B2 (en) | 2011-06-16 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
| US8602100B2 (en) | 2011-06-16 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
| US8701772B2 (en) | 2011-06-16 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing treatment of subterranean zones |
| US20120325481A1 (en) * | 2011-06-22 | 2012-12-27 | Wintershall Holding GmbH | Process for obtaining viscous mineral oil from an underground deposit |
| US8616276B2 (en) | 2011-07-11 | 2013-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely activated downhole apparatus and methods |
| US8646537B2 (en) * | 2011-07-11 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely activated downhole apparatus and methods |
| US8800651B2 (en) * | 2011-07-14 | 2014-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating a wellbore parameter |
| US8844651B2 (en) | 2011-07-21 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Three dimensional fluidic jet control |
| FR2978527A1 (fr) * | 2011-07-25 | 2013-02-01 | Total Sa | Generation de vapeur |
| CA2842365C (en) * | 2011-07-27 | 2016-07-05 | World Energy Systems Incorporated | Apparatus and methods for recovery of hydrocarbons |
| US8573066B2 (en) | 2011-08-19 | 2013-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluidic oscillator flowmeter for use with a subterranean well |
| US8863835B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well |
| US8955585B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section |
| US9016390B2 (en) | 2011-10-12 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for providing wellbore isolation |
| US8991506B2 (en) | 2011-10-31 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
| US9291032B2 (en) | 2011-10-31 | 2016-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
| US9506320B2 (en) | 2011-11-07 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
| US8739880B2 (en) | 2011-11-07 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, P.C. | Fluid discrimination for use with a subterranean well |
| US8684094B2 (en) | 2011-11-14 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well |
| EP2921493B1 (de) | 2011-12-27 | 2017-08-16 | Bayer Intellectual Property GmbH | Heteroarylpiperidin und -piperazinderivate |
| US9562422B2 (en) | 2012-04-20 | 2017-02-07 | Board Of Regents Of The University Of Texas Systems | System and methods for injection and production from a single wellbore |
| US9217316B2 (en) | 2012-06-13 | 2015-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correlating depth on a tubular in a wellbore |
| KR20150022876A (ko) | 2012-06-22 | 2015-03-04 | 이 아이 듀폰 디 네모아 앤드 캄파니 | 살진균제 복소환 화합물 |
| US9428978B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-08-30 | Carbon Energy Limited | Method for shortening an injection pipe for underground coal gasification |
| US9435184B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-09-06 | Carbon Energy Limited | Sacrificial liner linkages for auto-shortening an injection pipe for underground coal gasification |
| SG11201408282SA (en) * | 2012-06-28 | 2015-01-29 | Halliburton Energy Services Inc | Swellable screen assembly with inflow control |
| CN103573229B (zh) * | 2012-07-24 | 2016-12-21 | 中国海洋石油总公司 | 一种裸眼采油工艺及其分隔管柱 |
| RU2499162C1 (ru) * | 2012-10-19 | 2013-11-20 | Государственный научный центр Российской Федерации - федеральное государственное унитарное предприятие "Исследовательский Центр имени М.В. Келдыша" | Устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт (варианты) |
| US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
| US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
| US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
| WO2014178747A1 (ru) * | 2013-04-30 | 2014-11-06 | Abramova Anna Vladimirovna | Устройство для очистки водяных скважин |
| CA2913140C (en) | 2013-05-21 | 2021-03-16 | Total E&P Canada, Ltd. | Radial fishbone sagd |
| WO2014189555A1 (en) * | 2013-05-22 | 2014-11-27 | Total E&P Canada, Ltd. | Fishbone sagd |
| US20150041126A1 (en) * | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Bypass steam injection and production completion system |
| US20150041129A1 (en) * | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Steam injection and production completion system |
| CN103775044B (zh) * | 2013-08-15 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种治理sagd注采水平井前端汽窜的管柱及工艺方法 |
| US10047603B2 (en) | 2013-08-29 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Analyzing subsurface material properties using a laser vibrometer |
| US9303490B2 (en) * | 2013-09-09 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral junction system and method thereof |
| CN104563996A (zh) * | 2013-10-29 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 带压拖动压裂管柱及其压裂方法 |
| US9556723B2 (en) | 2013-12-09 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering boreholes using distributed acoustic sensing |
| CN103670353B (zh) * | 2013-12-09 | 2016-05-11 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种双分支水平井的蒸汽辅助重力泄油工艺 |
| CA2877640C (en) * | 2014-01-13 | 2021-12-14 | John A. Stanecki | Oil recovery with fishbone wells and steam |
| US10273790B2 (en) | 2014-01-14 | 2019-04-30 | Precision Combustion, Inc. | System and method of producing oil |
| EP3114301A4 (en) * | 2014-06-04 | 2017-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Whipstock and deflector assembly for multilateral wellbores |
| RU2651677C1 (ru) | 2014-07-10 | 2018-04-23 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Установка многоствольного сопряжения для интеллектуального заканчивания скважины |
| US10767859B2 (en) | 2014-08-19 | 2020-09-08 | Adler Hot Oil Service, LLC | Wellhead gas heater |
| US9057517B1 (en) | 2014-08-19 | 2015-06-16 | Adler Hot Oil Service, LLC | Dual fuel burner |
| EP3167142A4 (en) | 2014-09-17 | 2018-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion deflector for intelligent completion of well |
| WO2016057085A2 (en) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Gtherm Inc. | Green boiler – closed loop energy and power system to support enhnanced oil recovery that is environmentally freindly |
| US10267128B2 (en) | 2014-10-08 | 2019-04-23 | Gtherm Energy, Inc. | Pulsing pressure waves enhancing oil and gas extraction in a reservoir |
| CN104314543B (zh) * | 2014-10-11 | 2017-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于降低热损失的井筒以及方法 |
| GB2546644A (en) | 2014-11-05 | 2017-07-26 | Halliburton Energy Services Inc | Solids control methods, apparatus, and systems |
| CN104563989A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于水平井的同井注采热力采油方法及其管柱 |
| EP3204605B1 (en) * | 2014-12-31 | 2023-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection |
| MX2017010156A (es) | 2015-02-07 | 2017-12-20 | World Energy Systems Incorporated | Estimulación de formaciones de aceite de esquisto bituminoso estrecho ligero. |
| CN104818977A (zh) * | 2015-03-10 | 2015-08-05 | 中国海洋石油总公司 | 一种海上低渗油藏单井平行裂缝注水采油方法 |
| DK201500285A1 (en) * | 2015-05-13 | 2016-11-28 | Peltpower Aps | A heat exchanger system for recovering electric power from a heated fluid |
| CN104879116B (zh) * | 2015-05-21 | 2018-04-03 | 中国石油天然气集团公司 | 测量振动在管柱中的传播规律的装置及方法 |
| US9316065B1 (en) | 2015-08-11 | 2016-04-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
| CA2943134C (en) * | 2015-09-23 | 2022-03-08 | Conocophilips Company | Thermal conditioning of fishbones |
| EP3353375B1 (en) | 2015-09-24 | 2024-03-20 | XGS Energy, Inc. | Geothermal heat harvesters |
| WO2017074733A1 (en) * | 2015-10-26 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction isolation tool for fracking of wells with multiple laterals |
| US10443337B2 (en) * | 2015-11-24 | 2019-10-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Metal to metal polished bore receptacle seal for liner hanger/seal assemblies |
| CN106837249A (zh) * | 2015-12-03 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采油井 |
| US20190017358A1 (en) * | 2015-12-07 | 2019-01-17 | Robert L Morse | Increased Hydrocarbon Production by Thermal and Radial Stimulation |
| WO2017105402A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore interactive-deflection mechanism |
| CN109072690A (zh) * | 2016-02-29 | 2018-12-21 | 通用电气能源油田技术公司 | 利用近井口传感器的蒸汽注入监测、控制和优化 |
| US11053770B2 (en) * | 2016-03-01 | 2021-07-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Coiled tubing deployed ESP with seal stack that is slidable relative to packer bore |
| CN105672967B (zh) * | 2016-03-16 | 2018-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Sagd双水平井用的管柱及其采油方法 |
| WO2017209941A1 (en) * | 2016-05-30 | 2017-12-07 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology using locking sealing mechanism |
| CA2970199A1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-12-09 | Conocophillips Company | Flow control devices in sw-sagd |
| CA3029610A1 (en) | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal |
| EP3420179B1 (en) * | 2016-08-02 | 2022-10-19 | National Oilwell DHT, L.P. | Drilling tool with non-synchronous oscillators and method of using same |
| US10513911B2 (en) * | 2016-08-09 | 2019-12-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip diverter placement, treatment and bottom hole assembly removal with diverter |
| US9896919B1 (en) | 2016-08-22 | 2018-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Using radio waves to fracture rocks in a hydrocarbon reservoir |
| US10920556B2 (en) | 2016-08-22 | 2021-02-16 | Saudi Arabian Oil Comoanv | Using radio waves to fracture rocks in a hydrocarbon reservoir |
| US10253604B2 (en) * | 2016-12-28 | 2019-04-09 | Upwing Energy, LLC | Well optimization using downhole blower system |
| US10337306B2 (en) | 2017-03-14 | 2019-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ steam quality enhancement using microwave with enabler ceramics for downhole applications |
| US10245586B2 (en) * | 2017-08-03 | 2019-04-02 | The Boeing Company | Three-dimensional fluidic check device |
| CN107542421B (zh) * | 2017-09-06 | 2019-07-12 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种带循环旁通阀的液压锚定斜向器 |
| US10982515B2 (en) * | 2018-05-23 | 2021-04-20 | Intrinsic Energy Technology, LLC | Electric submersible hydraulic lift pump system |
| RU2701268C1 (ru) * | 2018-06-15 | 2019-09-25 | Анастасия Александровна Самбурова | Способ измерения дебита нефтяных скважин |
| US10781654B1 (en) * | 2018-08-07 | 2020-09-22 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods and devices for casing and cementing wellbores |
| CA3131074C (en) * | 2019-01-29 | 2023-10-24 | Aarbakke Innovation As | Heat transfer prevention method for wellbore heating system |
| US20220205348A1 (en) * | 2019-04-26 | 2022-06-30 | General Energy Recovery Inc. | Apparatus, method and wellbore installation to mitigate heat damage to well components during high temperature fluid injection |
| CN110159237B (zh) * | 2019-06-10 | 2020-05-15 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| CN110359896B (zh) * | 2019-08-05 | 2021-10-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种双分支井压裂工艺方法 |
| US10753154B1 (en) | 2019-10-17 | 2020-08-25 | Tempress Technologies, Inc. | Extended reach fluidic oscillator |
| CN110905477B (zh) * | 2019-11-27 | 2021-09-07 | 赵景海 | 一种具有双重完井管柱的油井结构及其完井方法 |
| CN111322033A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-06-23 | 黄淮学院 | 一种基于声音识别的井下阀门控制系统和方法 |
| BR112022021742A2 (pt) * | 2020-05-07 | 2023-01-17 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Sistema de injeção de produto químico para furos de poço submetidos à completação |
| US11643924B2 (en) | 2020-08-20 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Determining matrix permeability of subsurface formations |
| CN112227956B (zh) * | 2020-09-18 | 2023-01-24 | 长江大学 | 一种射流式水力脉冲短节 |
| CA3190165A1 (en) * | 2020-10-02 | 2022-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open-hole pressure tight multilateral junction |
| CN112431568B (zh) * | 2020-11-24 | 2021-11-26 | 中国石油大学(北京) | 双向水力振荡器 |
| CN112627777B (zh) * | 2020-12-18 | 2023-02-03 | 中海石油(中国)有限公司 | 可选择性重入的分支井双管完井管柱系统、施工及采油方法 |
| FR3120401B1 (fr) * | 2021-03-03 | 2023-12-15 | Oil2Green | Procédé de production d’électricité dans une plateforme pétrolière et installation de mise en œuvre. |
| US11905803B2 (en) * | 2021-03-05 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual well, dual pump production |
| US11680887B1 (en) | 2021-12-01 | 2023-06-20 | Saudi Arabian Oil Company | Determining rock properties |
| CN114810018B (zh) * | 2022-04-12 | 2023-06-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种热流体发生装置 |
| WO2023230052A1 (en) * | 2022-05-23 | 2023-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Well related injection pressure regulation methods and systems |
| US20240117723A1 (en) * | 2022-10-11 | 2024-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Mobilizing heavy oil |
Family Cites Families (191)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1890212A (en) | 1932-04-19 | 1932-12-06 | Charles H Sherburne | Whistle and the like |
| US3133591A (en) | 1954-05-20 | 1964-05-19 | Orpha B Brandon | Method and apparatus for forming and/or augmenting an energy wave |
| US3109482A (en) * | 1961-03-02 | 1963-11-05 | Pure Oil Co | Well-bore gas burner |
| US3190388A (en) | 1961-05-16 | 1965-06-22 | Schlumberger Well Surv Corp | Acoustic logging tools with acoustic attenuating structure |
| US3410347A (en) * | 1967-01-26 | 1968-11-12 | George R Garrison | Heater apparatus for use in wells |
| US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
| US3610347A (en) * | 1969-06-02 | 1971-10-05 | Nick D Diamantides | Vibratory drill apparatus |
| US3804172A (en) * | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
| US3850135A (en) | 1973-02-14 | 1974-11-26 | Hughes Tool Co | Acoustical vibration generation control apparatus |
| US4022275A (en) | 1973-10-12 | 1977-05-10 | Orpha B. Brandon | Methods of use of sonic wave generators and modulators within subsurface fluid containing strata or formations |
| US3980137A (en) | 1974-01-07 | 1976-09-14 | Gcoe Corporation | Steam injector apparatus for wells |
| US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
| US3946809A (en) | 1974-12-19 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery by combination steam stimulation and electrical heating |
| US3982591A (en) | 1974-12-20 | 1976-09-28 | World Energy Systems | Downhole recovery system |
| US4033411A (en) | 1975-02-05 | 1977-07-05 | Goins John T | Method for stimulating the recovery of crude oil |
| US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
| US3997004A (en) | 1975-10-08 | 1976-12-14 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US3994340A (en) * | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
| US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4008765A (en) | 1975-12-22 | 1977-02-22 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4088188A (en) | 1975-12-24 | 1978-05-09 | Texaco Inc. | High vertical conformance steam injection petroleum recovery method |
| US4020901A (en) | 1976-01-19 | 1977-05-03 | Chevron Research Company | Arrangement for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4079784A (en) | 1976-03-22 | 1978-03-21 | Texaco Inc. | Method for in situ combustion for enhanced thermal recovery of hydrocarbons from a well and ignition system therefor |
| US4019578A (en) | 1976-03-29 | 1977-04-26 | Terry Ruel C | Recovery of petroleum from tar and heavy oil sands |
| US4022280A (en) | 1976-05-17 | 1977-05-10 | Stoddard Xerxes T | Thermal recovery of hydrocarbons by washing an underground sand |
| US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| US4067391A (en) | 1976-06-18 | 1978-01-10 | Dewell Robert R | In-situ extraction of asphaltic sands by counter-current hydrocarbon vapors |
| US4129308A (en) * | 1976-08-16 | 1978-12-12 | Chevron Research Company | Packer cup assembly |
| US4053015A (en) * | 1976-08-16 | 1977-10-11 | World Energy Systems | Ignition process for downhole gas generator |
| US4066127A (en) | 1976-08-23 | 1978-01-03 | Texaco Inc. | Processes for producing bitumen from tar sands and methods for forming a gravel pack in tar sands |
| US4160481A (en) * | 1977-02-07 | 1979-07-10 | The Hop Corporation | Method for recovering subsurface earth substances |
| US4120357A (en) | 1977-10-11 | 1978-10-17 | Chevron Research Company | Method and apparatus for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4114687A (en) | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Systems for producing bitumen from tar sands |
| US4114691A (en) | 1977-10-14 | 1978-09-19 | Texaco Inc. | Method for controlling sand in thermal recovery of oil from tar sands |
| US4257650A (en) | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
| US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| US4479204A (en) | 1979-05-21 | 1984-10-23 | Daniel Silverman | Method of monitoring the spacial production of hydrocarbons from a petroleum reservoir |
| US4243098A (en) | 1979-11-14 | 1981-01-06 | Thomas Meeks | Downhole steam apparatus |
| US4262745A (en) | 1979-12-14 | 1981-04-21 | Exxon Production Research Company | Steam stimulation process for recovering heavy oil |
| US4345650A (en) | 1980-04-11 | 1982-08-24 | Wesley Richard H | Process and apparatus for electrohydraulic recovery of crude oil |
| US4456068A (en) | 1980-10-07 | 1984-06-26 | Foster-Miller Associates, Inc. | Process and apparatus for thermal enhancement |
| US4411618A (en) | 1980-10-10 | 1983-10-25 | Donaldson A Burl | Downhole steam generator with improved preheating/cooling features |
| US4429748A (en) | 1980-11-05 | 1984-02-07 | Halliburton Company | Low pressure responsive APR tester valve |
| US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
| US4390062A (en) | 1981-01-07 | 1983-06-28 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator using low pressure fuel and air supply |
| US4380265A (en) * | 1981-02-23 | 1983-04-19 | Mohaupt Henry H | Method of treating a hydrocarbon producing well |
| US4499946A (en) | 1981-03-10 | 1985-02-19 | Mason & Hanger-Silas Mason Co., Inc. | Enhanced oil recovery process and apparatus |
| US4930454A (en) | 1981-08-14 | 1990-06-05 | Dresser Industries, Inc. | Steam generating system |
| CA1188516A (en) | 1981-08-14 | 1985-06-11 | James A. Latty | Fuel admixture for a catalytic combustor |
| US4687491A (en) | 1981-08-21 | 1987-08-18 | Dresser Industries, Inc. | Fuel admixture for a catalytic combustor |
| US4448269A (en) * | 1981-10-27 | 1984-05-15 | Hitachi Construction Machinery Co., Ltd. | Cutter head for pit-boring machine |
| US4453597A (en) | 1982-02-16 | 1984-06-12 | Fmc Corporation | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation |
| US4442898A (en) * | 1982-02-17 | 1984-04-17 | Trans-Texas Energy, Inc. | Downhole vapor generator |
| US4861263A (en) | 1982-03-04 | 1989-08-29 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for the recovery of hydrocarbons |
| US5055030A (en) | 1982-03-04 | 1991-10-08 | Phillips Petroleum Company | Method for the recovery of hydrocarbons |
| US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
| SU1114782A1 (ru) | 1983-01-14 | 1984-09-23 | Особое конструкторское бюро Института высоких температур АН СССР | Скважинный жидкостный нагреватель |
| US4475596A (en) | 1983-01-31 | 1984-10-09 | Papst Wolfgang A | Well stimulation system |
| US4648835A (en) | 1983-04-29 | 1987-03-10 | Enhanced Energy Systems | Steam generator having a high pressure combustor with controlled thermal and mechanical stresses and utilizing pyrophoric ignition |
| US4565245A (en) | 1983-05-09 | 1986-01-21 | Texaco Inc. | Completion for tar sand substrate |
| US4532994A (en) | 1983-07-25 | 1985-08-06 | Texaco Canada Resources Ltd. | Well with sand control and stimulant deflector |
| US4633952A (en) | 1984-04-03 | 1987-01-06 | Halliburton Company | Multi-mode testing tool and method of use |
| US4595057A (en) | 1984-05-18 | 1986-06-17 | Chevron Research Company | Parallel string method for multiple string, thermal fluid injection |
| US4620593A (en) | 1984-10-01 | 1986-11-04 | Haagensen Duane B | Oil recovery system and method |
| US4641710A (en) | 1984-10-04 | 1987-02-10 | Applied Energy, Inc. | Enhanced recovery of subterranean deposits by thermal stimulation |
| US4640359A (en) | 1985-11-12 | 1987-02-03 | Texaco Canada Resources Ltd. | Bitumen production through a horizontal well |
| US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| US4694907A (en) | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
| US4726759A (en) | 1986-04-18 | 1988-02-23 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for stimulating an oil bearing reservoir |
| US4783585A (en) | 1986-06-26 | 1988-11-08 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Downhole electric steam or hot water generator for oil wells |
| US4697642A (en) | 1986-06-27 | 1987-10-06 | Tenneco Oil Company | Gravity stabilized thermal miscible displacement process |
| US4983364A (en) | 1987-07-17 | 1991-01-08 | Buck F A Mackinnon | Multi-mode combustor |
| US4834174A (en) | 1987-11-17 | 1989-05-30 | Hughes Tool Company | Completion system for downhole steam generator |
| EP0387846A1 (en) | 1989-03-14 | 1990-09-19 | Uentech Corporation | Power sources for downhole electrical heating |
| US4945984A (en) | 1989-03-16 | 1990-08-07 | Price Ernest H | Igniter for detonating an explosive gas mixture within a well |
| US4895206A (en) * | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US5036945A (en) | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| US5297627A (en) * | 1989-10-11 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production |
| US5123485A (en) * | 1989-12-08 | 1992-06-23 | Chevron Research And Technology Company | Method of flowing viscous hydrocarbons in a single well injection/production system |
| US5184678A (en) | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| GB9003758D0 (en) | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and well system for producing hydrocarbons |
| US5052482A (en) | 1990-04-18 | 1991-10-01 | S-Cal Research Corp. | Catalytic downhole reactor and steam generator |
| US5085275A (en) * | 1990-04-23 | 1992-02-04 | S-Cal Research Corporation | Process for conserving steam quality in deep steam injection wells |
| US5040605A (en) * | 1990-06-29 | 1991-08-20 | Union Oil Company Of California | Oil recovery method and apparatus |
| US5054551A (en) * | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| US5142608A (en) | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
| BR9102789A (pt) | 1991-07-02 | 1993-02-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para aumentar a recuperacao de petroleo em reservatorios |
| GB2286001B (en) | 1991-07-02 | 1995-10-11 | Petroleo Brasileiro Sa | Apparatus for increasing petroleum recovery from petroleum reservoirs |
| US5252226A (en) | 1992-05-13 | 1993-10-12 | Justice Donald R | Linear contaminate remediation system |
| US5228508A (en) * | 1992-05-26 | 1993-07-20 | Facteau David M | Perforation cleaning tools |
| US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
| US5229553A (en) | 1992-11-04 | 1993-07-20 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic isolator for a borehole logging tool |
| CA2128761C (en) | 1993-07-26 | 2004-12-07 | Harry A. Deans | Downhole radial flow steam generator for oil wells |
| US5358054A (en) | 1993-07-28 | 1994-10-25 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for controlling steam breakthrough in a well |
| US5709505A (en) | 1994-04-29 | 1998-01-20 | Xerox Corporation | Vertical isolation system for two-phase vacuum extraction of soil and groundwater contaminants |
| US5452763A (en) * | 1994-09-09 | 1995-09-26 | Southwest Research Institute | Method and apparatus for generating gas in a drilled borehole |
| US5526880A (en) * | 1994-09-15 | 1996-06-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| DE69515005T2 (de) * | 1994-12-06 | 2000-06-29 | Canon Kk | Bilderzeugungsvorrichtung mit Zwischenübertragung und Bilderzeugungsverfahren unter Verwendung derselben |
| DE69603833T2 (de) * | 1995-02-03 | 1999-12-09 | Integrated Drilling Serv Ltd | Bohr- und fördereinrichtung für mehrfachförderbohrungen |
| CA2152521C (en) | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
| US5510582A (en) | 1995-03-06 | 1996-04-23 | Halliburton Company | Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging |
| BR9611691A (pt) * | 1995-12-07 | 1999-06-15 | Shell Int Research | Processo de determinar uma característica de um material selecionado dentre formação de rocha e cimento |
| US5941308A (en) * | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
| US5950726A (en) | 1996-08-06 | 1999-09-14 | Atlas Tool Company | Increased oil and gas production using elastic-wave stimulation |
| US5803178A (en) * | 1996-09-13 | 1998-09-08 | Union Oil Company Of California | Downwell isolator |
| US6098516A (en) * | 1997-02-25 | 2000-08-08 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Liquid gun propellant stimulation |
| AU6466898A (en) | 1997-03-12 | 1998-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for generating energy utilizing downhole processed fuel |
| US5984578A (en) | 1997-04-11 | 1999-11-16 | New Jersey Institute Of Technology | Apparatus and method for in situ removal of contaminants using sonic energy |
| WO1999002819A1 (en) * | 1997-07-09 | 1999-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| US6079494A (en) | 1997-09-03 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
| AU732482B2 (en) | 1997-09-03 | 2001-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing and producing a subterranean well and associated apparatus |
| US5886255A (en) | 1997-10-14 | 1999-03-23 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for monitoring mineral production |
| DE69813031D1 (de) | 1997-12-11 | 2003-05-08 | Alberta Res Council | Erdölaufbereitungsverfahren in situ |
| CA2244451C (en) * | 1998-07-31 | 2002-01-15 | Dresser Industries, Inc. | Multiple string completion apparatus and method |
| CA2251157C (en) | 1998-10-26 | 2003-05-27 | William Keith Good | Process for sequentially applying sagd to adjacent sections of a petroleum reservoir |
| US6863129B2 (en) | 1998-11-19 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for providing plural flow paths at a lateral junction |
| US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
| US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US7025154B2 (en) * | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
| US6082484A (en) | 1998-12-01 | 2000-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic body wave dampener |
| BR0009829B1 (pt) * | 1999-04-19 | 2009-08-11 | equipamento para poço em profundidade para uso em uma tubulação de revestimento de poço, e processo para acabamento de um poço. | |
| US7077201B2 (en) | 1999-05-07 | 2006-07-18 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| US6353706B1 (en) | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
| WO2002010553A1 (en) | 2000-01-28 | 2002-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vibration based power generator |
| US6227293B1 (en) | 2000-02-09 | 2001-05-08 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
| US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
| US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
| US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
| US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
| US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| CA2406729A1 (en) * | 2000-04-24 | 2001-11-01 | Shell Canada Limited | Electrical well heating system and method |
| US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
| US20030075318A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-24 | Keedy Charles Robert | In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores |
| US20030066642A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
| NZ522214A (en) | 2000-04-24 | 2004-10-29 | Shell Int Research | Method and system for treating a hydrocarbon containing formation |
| US6456566B1 (en) | 2000-07-21 | 2002-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Use of minor borehole obstructions as seismic sources |
| US6662899B2 (en) | 2000-04-26 | 2003-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Use of autonomous moveable obstructions as seismic sources |
| US6478107B1 (en) | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Axially extended downhole seismic source |
| US6454010B1 (en) | 2000-06-01 | 2002-09-24 | Pan Canadian Petroleum Limited | Well production apparatus and method |
| US6712160B1 (en) | 2000-11-07 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Leadless sub assembly for downhole detection system |
| US6619394B2 (en) | 2000-12-07 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating a wellbore with vibratory waves to remove particles therefrom |
| US6588500B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-07-08 | Ken Lewis | Enhanced oil well production system |
| US20020148608A1 (en) | 2001-03-01 | 2002-10-17 | Shaw Donald R. | In-situ combustion restimulation process for a hydrocarbon well |
| JP4050620B2 (ja) | 2001-03-15 | 2008-02-20 | レオニドビチ ザパディンスキ，アレクセイ | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 |
| US7013972B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-03-21 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a natural distributed combustor |
| WO2002085821A2 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Shell International Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons |
| US6814141B2 (en) | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| US6795373B1 (en) | 2003-02-14 | 2004-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Permanent downhole resonant source |
| US7823689B2 (en) | 2001-07-27 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Closed-loop downhole resonant source |
| WO2003016826A2 (en) | 2001-08-17 | 2003-02-27 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
| US6681859B2 (en) | 2001-10-22 | 2004-01-27 | William L. Hill | Downhole oil and gas well heating system and method |
| WO2003036034A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Coductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
| TR200400870T1 (tr) | 2001-10-26 | 2005-07-21 | Electro-Petroleum, Inc. | Redoksla geliştirilmiş petrol elde edilmesi için elektrokimyasal proses. |
| US6834743B2 (en) | 2001-12-07 | 2004-12-28 | Haliburton Energy Services, Inc. | Wideband isolator for acoustic tools |
| US6679326B2 (en) * | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
| US6848503B2 (en) | 2002-01-17 | 2005-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore power generating system for downhole operation |
| US6708763B2 (en) | 2002-03-13 | 2004-03-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation |
| GB0212015D0 (en) | 2002-05-24 | 2002-07-03 | Schlumberger Holdings | A method for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using different types of permanent sensors |
| US6712148B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
| US6830106B2 (en) * | 2002-08-22 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well completion apparatus and methods of use |
| US6840321B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
| US8224164B2 (en) | 2002-10-24 | 2012-07-17 | Shell Oil Company | Insulated conductor temperature limited heaters |
| WO2004050567A1 (en) | 2002-11-30 | 2004-06-17 | Ionics, Incorporated | Water treatment method for heavy oil production |
| CN100347402C (zh) * | 2002-12-13 | 2007-11-07 | 石油大学(北京) | 煤层气的热力开采方法 |
| US6998999B2 (en) | 2003-04-08 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid piezoelectric and magnetostrictive actuator |
| AU2004235350B8 (en) | 2003-04-24 | 2013-03-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermal processes for subsurface formations |
| CA2430088A1 (en) | 2003-05-23 | 2004-11-23 | Acs Engineering Technologies Inc. | Steam generation apparatus and method |
| US7147057B2 (en) | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| US7562740B2 (en) | 2003-10-28 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole acoustic source |
| US20050103497A1 (en) | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| US7159661B2 (en) | 2003-12-01 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral completion system utilizing an alternate passage |
| US7404416B2 (en) * | 2004-03-25 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for creating pulsating fluid flow, and method of manufacture for the apparatus |
| US20050239661A1 (en) | 2004-04-21 | 2005-10-27 | Pfefferle William C | Downhole catalytic combustion for hydrogen generation and heavy oil mobility enhancement |
| US7823635B2 (en) | 2004-08-23 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole oil and water separator and method |
| US20060042794A1 (en) | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Pfefferle William C | Method for high temperature steam |
| US7350567B2 (en) | 2004-11-22 | 2008-04-01 | Stolarczyk Larry G | Increasing media permeability with acoustic vibrations |
| RU2301403C2 (ru) * | 2005-05-20 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Акустический способ оценки распределения цемента за обделкой тоннеля |
| US7665525B2 (en) | 2005-05-23 | 2010-02-23 | Precision Combustion, Inc. | Reducing the energy requirements for the production of heavy oil |
| US20060175061A1 (en) * | 2005-08-30 | 2006-08-10 | Crichlow Henry B | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations |
| WO2008060311A2 (en) | 2006-02-15 | 2008-05-22 | Pfefferte, William, C. | Method for cagd recovery of heavy oil |
| US20070187093A1 (en) | 2006-02-15 | 2007-08-16 | Pfefferle William C | Method for recovery of stranded oil |
| US20070199712A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Grant Hocking | Enhanced hydrocarbon recovery by steam injection of oil sand formations |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| US8235118B2 (en) | 2007-07-06 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating heated fluid |
| US8286707B2 (en) | 2007-07-06 | 2012-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating subterranean zones |
| US7806184B2 (en) | 2008-05-09 | 2010-10-05 | Wavefront Energy And Environmental Services Inc. | Fluid operated well tool |
| CA2688926A1 (en) * | 2008-12-31 | 2010-06-30 | Smith International, Inc. | Downhole multiple bore tubing apparatus |
-
2008
- 2008-05-14 US US12/120,633 patent/US7909094B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-30 CA CA 2692686 patent/CA2692686C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-30 RU RU2010102671A patent/RU2422618C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-06-30 US US12/667,988 patent/US9133697B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-30 BR BRPI0812655 patent/BRPI0812655A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-06-30 WO PCT/US2008/068816 patent/WO2009009336A2/en active Application Filing
- 2008-06-30 CN CN2008800236089A patent/CN101688441B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-30 EP EP20080781189 patent/EP2173968A2/en not_active Withdrawn
- 2008-07-03 EP EP20080781332 patent/EP2176516A2/en not_active Withdrawn
- 2008-07-03 WO PCT/US2008/069225 patent/WO2009009437A2/en active Application Filing
- 2008-07-03 WO PCT/US2008/069254 patent/WO2009009447A2/en active Application Filing
- 2008-07-03 CA CA 2692691 patent/CA2692691C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 US US12/667,989 patent/US8701770B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 CN CN200880105863.8A patent/CN102016227B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 EP EP20080781397 patent/EP2176512A2/en not_active Withdrawn
- 2008-07-03 CA CA 2692678 patent/CA2692678C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 BR BRPI0812657 patent/BRPI0812657A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-03 BR BRPI0812658 patent/BRPI0812658A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-03 WO PCT/US2008/069137 patent/WO2009009412A2/en active Application Filing
- 2008-07-03 CA CA 2692683 patent/CA2692683C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 CN CN200880105862.3A patent/CN101855421B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 WO PCT/US2008/069249 patent/WO2009009445A2/en active Application Filing
- 2008-07-03 RU RU2010102673A patent/RU2427706C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-03 RU RU2010102674/03A patent/RU2446279C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-03 CN CN2008801060500A patent/CN101796262B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-03 RU RU2010102672A patent/RU2436925C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-03 EP EP20080781376 patent/EP2176511A2/en not_active Withdrawn
- 2008-07-03 BR BRPI0812656 patent/BRPI0812656A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-01-06 EC ECSP109858 patent/ECSP109858A/es unknown
- 2010-01-06 EC ECSP109857 patent/ECSP109857A/es unknown
- 2010-01-06 EC ECSP109860 patent/ECSP109860A/es unknown
- 2010-01-06 EC ECSP109859 patent/ECSP109859A/es unknown
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2501952C1 (ru) * | 2012-07-09 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт космических исследований Российской академии наук (ИКИ РАН) | Грунтозаборное устройство |
| US10060225B2 (en) | 2012-10-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Multilateral Y-block system |
| RU2608375C2 (ru) * | 2012-10-12 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Многоствольная система y-блока |
| RU2516077C1 (ru) * | 2012-11-19 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума |
| RU2644172C2 (ru) * | 2013-07-31 | 2018-02-08 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Инструмент для очистки основного ствола скважины |
| US10208569B2 (en) | 2013-07-31 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mainbore clean out tool |
| RU2655517C2 (ru) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Образование многоствольных скважин |
| RU2650161C2 (ru) * | 2016-01-12 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ строительства многоствольной скважины |
| RU2707209C1 (ru) * | 2016-09-19 | 2019-11-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяющееся устройство заканчивания скважины для повторного входа в скважину |
| RU2736595C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-11-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" | Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины |
| US11624262B2 (en) | 2019-12-10 | 2023-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with twisted mainbore and lateral bore legs |
| RU2794296C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2023-04-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многоствольное соединение с искривленными ответвлениями основного канала и бокового канала, скважинная система с многоствольным соединением и способ ее образования |
| RU2809576C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2023-12-13 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Скважинные инструмент и система, способ образования скважинной системы (варианты), а также y-образный блок для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины |
| RU2749703C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436925C2 (ru) | Многоствольная скважина и способ, и система, использующие данную скважину | |
| US7832482B2 (en) | Producing resources using steam injection | |
| US7367399B2 (en) | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore | |
| AU2011341563B2 (en) | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection | |
| US8267173B2 (en) | Open hole completion apparatus and method for use of same | |
| CA2733594C (en) | Wireline retrievable dsg/downhole pump system for cyclic steam and continuous steam flooding operations in petroleum reservoirs | |
| CN103797211A (zh) | 用于替代流动通道砾石充填的封隔器和用于完成井筒的方法 | |
| CN109356560B (zh) | 原位开采方法和原位开采井网 | |
| GB2372271A (en) | Downhole pump driven by injection water | |
| US20150198009A1 (en) | Remedial technique for maintaining well casing | |
| RU2067168C1 (ru) | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2339807C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
| RU2395677C1 (ru) | Устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью | |
| RU2516077C1 (ru) | Способ строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума | |
| CA3101430C (en) | System and method for bypassing downhole equipment and bypass mechanisms therefor | |
| US20180003017A1 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
| CA2963439A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| US20230167713A1 (en) | Isolation sleeve with i-shaped seal | |
| RU2421608C1 (ru) | Способ вытеснения нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2191895C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| US4401160A (en) | Dome-type packoff wellhead | |
| CA2889447C (en) | Cooperative multidirectional fluid injection and enhanced drainage length in thermal recovery of heavy oil | |
| US20190368305A1 (en) | Gaseous seal injection in a wellbore | |
| RU2134339C1 (ru) | Способ изоляции зон газонефтеводопроявлений |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140704 |