RU2470141C2 - Способ улучшения изоляции уплотняющими шариками - Google Patents
Способ улучшения изоляции уплотняющими шариками Download PDFInfo
- Publication number
- RU2470141C2 RU2470141C2 RU2009114272/03A RU2009114272A RU2470141C2 RU 2470141 C2 RU2470141 C2 RU 2470141C2 RU 2009114272/03 A RU2009114272/03 A RU 2009114272/03A RU 2009114272 A RU2009114272 A RU 2009114272A RU 2470141 C2 RU2470141 C2 RU 2470141C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing
- balls
- gap
- particles
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 13
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 7
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 27
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 abstract description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 8
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 5
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 5
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 3
- 229920002037 poly(vinyl butyral) polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 3
- -1 polyoxy Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 2
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920003176 water-insoluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920013683 Celanese Polymers 0.000 description 1
- 102000008186 Collagen Human genes 0.000 description 1
- 108010035532 Collagen Proteins 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001253 acrylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical class 0.000 description 1
- 239000011805 ball Substances 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229920001436 collagen Polymers 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical class CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 239000005014 poly(hydroxyalkanoate) Substances 0.000 description 1
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920006122 polyamide resin Polymers 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 229920000903 polyhydroxyalkanoate Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам герметизации перфорационных отверстий в скважинах и композиции, предназначенной для осуществления способа. Способ изоляции уплотняющими шариками в перфорациях осуществляют путем добавления закупоривающего материала, формирующего пробку в зазорах, значительно ограничивающую или устраняющую протекание жидкости. Закупоривающий материал предпочтительно является разлагаемым или растворимым пластичным волокном, незначительно большим, чем зазоры. При необходимости частицы могут быть неразлагаемыми, жесткими, различных форм и меньшими, чем зазоры, но способными перекрывать их. Могут использоваться смеси закупоривающих материалов. Закупоривающий материал может добавляться с уплотняющими шариками, после уплотняющих шариков или как первое, так и второе. Обеспечивает полную изоляцию шариков, расположенных в перфорациях, и предотвращает пропускание жидкости через зазоры и неровности между шариками и перфорациями. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Предшествующий уровень техники изобретения
Изоляция скважины во время стимуляции (например, гидравлическим разрывом пласта, кислотной обработкой пласта и кислотным гидроразрывом пласта) в нефтепромысловой промышленности осуществляется разными способами. Один из способов включает использование уплотняющих шариков, предназначенных для изоляции перфораций и для предотвращения протекания жидкости в скважине через перфорации в пласт.
Уплотняющие шарики обычно имеют сферическую форму для изоляции перфораций, которые способны поглощать жидкость, и, таким образом, отклонять обработку коллектора в другие части целевой зоны. Уплотняющие шарики незначительно превышают перфорации, включаются в жидкость для обработки, закачиваются с ней. Они вводятся в перфорации потоком жидкости, располагаются в порах и удерживаются в них разностью давления. Эффективность этого вида механического отклонения требует сохранения шариков на месте и полного блокирования перфораций и зависит от таких факторов, как разность давления по всей перфорации, геометрической формы перфорации и физических характеристик уплотняющих шариков.
Уплотняющие шарики изготавливаются разных диаметров, плотности и состава для регулирования различных скважинных условий и различных размеров перфораций. Они могут быть растворимыми или нерастворимыми. Растворимые уплотняющие шарики чаще всего изготавливают из одного растворимого компонента, тогда как нерастворимые уплотняющие шарики часто состоят из жесткого ядра, окруженного резиновым (или из другого материала) покрытием. Недостаток любого типа уплотняющего шарика заключается в зависимости от формы и состава уплотняющего шарика и формы входного отверстия обсадной трубы. При выполнении получения перфораций в обсадных трубах каждая из них получает неровности и шероховатую поверхность, которые сложно изолировать гладким и/или сферическим шаром. В дополнение, удлинение входного отверстия может происходить из-за кривизны обсадных труб и направления скважинного перфоратора при получении перфораций децентрализованным перфоратором.
Существует необходимость в улучшении способности уплотняющих шариков полностью герметизировать перфорации. Данное изобретение обеспечивает такой способ, включающий закачку подходящих частиц, например волокон, которые закупоривают небольшие пути проникновения потока, которые в противном случае могут оставаться в перфорациях вокруг расположенных уплотняющих шариков.
Сущность изобретения
Один вариант осуществления изобретения является способом улучшения изоляции уплотняющими шариками, помещенными в отверстиях в обсадной колонне в скважине, пронизывающей подземный пласт, при этом существует, по меньшей мере, один зазор между уплотняющим шариком и отверстием (например, перфорацией), в котором он располагается. Способ включает введение закупоривающего материала, содержащего частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию жидкости через зазор. Закупоривающий материал может при необходимости быть волокном, может при желании быть пластичным, может быть разлагаемым в скважинных условиях и может быть дополнительно растворимым в пластовой жидкости или жидкости для обработки скважины, которая уже присутствует или последовательно закачивается. Закупоривающий материал может быть смесью волокон и частиц неволокнистой формы, и волокна и частицы неволокнистой формы могут различаться по составу. Некоторые или все частицы могут иметь, по меньшей мере, один размер, меньший, чем зазор, или, по меньшей мере, один размер, больший, чем зазор. Закупоривающий материал может быть смесью разных размеров, в которой некоторые частицы имеют, по меньшей мере, один размер, меньший, чем зазор и некоторые частицы имеют, по меньшей мере, один размер, больший, чем зазор.
Закупоривающий материал может вводиться с уплотняющими шариками, при необходимости только часть закупоривающего материала может вводиться с уплотняющими шариками и оставшаяся часть после уплотняющих шариков. Закупоривающий материал может вводиться с отставанием, т.е. после того как, по меньшей мере, один раз введена жидкость для обработки скважины и просачивание жидкости вокруг предварительно расположенных уплотняющих шариков определена или предполагается. После этапа отклонения закупоривающий материал может включаться в последовательно отклоняемую жидкость обработки, предпочтительно при низкой концентрации. Закупоривающий материал может выводиться скважинным оборудованием, например ловушкой или желонкой.
Другой вариант осуществления изобретения является способом улучшения изоляции уплотняющими шариками, помещенными в отверстиях инструмента в скважине, пронизывающей подземный пласт, при этом существует, по меньшей мере, один зазор между внешней границей шарика и внутренней границей отверстия, в которой его помещают. Способ включает введение закупоривающего материала, содержащего частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию жидкости через зазор.
Еще один вариант осуществления изобретения является композицией для отклонения жидкости от отверстий, например перфораций, которая содержит частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию жидкости через зазор между расположенным уплотняющим шариком и перфорацией.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет график зависимости поверхностного давления от времени в обычном множественном гидроразрыве пласта с уплотняющими шариками, используемыми для отклонения между стадиями.
Фиг.2 представляет график зависимости давления от времени в обычном множественном гидроразрыве пласта с уплотняющими шариками и волокнами, используемыми для отклонения между стадиями.
Подробное описание изобретения
Описание и примеры представлены исключительно для целей иллюстрации различных вариантов осуществления и не должны истолковываться как ограничивающие объем и область применения изобретения. Поскольку композиции настоящего изобретения описываются здесь как включающие некоторые вещества, то необходимо понимать, что композиции могут при необходимости содержать два или более химически различных веществ. В дополнение композиция может также содержать некоторые компоненты, помимо уже упоминавшихся. Хотя часть последующего обсуждения относится к разрыву пласта, но композиции и способы изобретения могут использоваться в любой обработке скважин, в которой необходимо отклонение. Примеры включают отклонение, кислотную обработку, контроль воды, химическую обработку и изоляцию пластовой жидкости и удерживание. Изобретение описывается на примере вертикальных скважин, но оно в равной степени применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение описывается для скважин добычи углеводородов, но оно может применяться к скважинам для добычи других потоков, таких как вода или диоксид углерода, или, например, для скважин впрыскивания или хранения. Необходимо также понимать, что во всем этом описании, когда описываются диапазоны концентрации или количества как применимые или подходящие или подобное, то предполагается, что любая и каждая концентрация или количество внутри диапазона, включающего конечные точки, должно рассматриваться как заявленное. Более того, каждое числовое значение должно прочитываться только в приведении к термину «примерно» (за исключением уже однозначно приведенного) и затем читаться вновь, как не измененное таким образом, если только не определено противоположным образом в контексте. Например, «диапазон от 1 до 10» должен читаться как указывающий каждое и любое возможное число во всем диапазоне от 1 до 10. Другими словами, когда показывается некоторый диапазон, даже если только несколько определенных точек явным образом устанавливаются или относятся к границам диапазона, то это должно пониматься как то, что изобретатели определяют и понимают, что любые и все базовые точки внутри диапазона должны предполагаться как определенные и что изобретатели владеют всем пределом полного диапазона и всеми точками внутри диапазона.
Когда многослойные нефтегазоносные слои стимулируются гидравлическим разрывом или химической стимуляцией, то желательно обрабатывать множество слоев в множество стадий. В многопластовом разрыве, например, первая продуктивная зона подвергается разрыву. Процесс повторяется до тех пор, пока все продуктивные зоны не будут подвергнуты разрыву. Альтернативно, некоторые продуктивные зоны могут подвергаться разрыву одновременно, если они близко расположены и имеют схожие свойства. Отклонение может достигаться разными способами. Некоторые обычно применяемые способы для отклонения на множественных стадиях разрыва - глухая пробка, пакеры, другие механический устройства, песчаные пробки, ограничивающие вход, химические отклонители потока, самоотклоняющиеся жидкости и уплотняющие шарики.
Необходимо отметить, что несмотря на то, что настоящее обсуждение касается перфораций и скважинных перфораторов, другие отверстия в обсадной колонне и другие способы их формирования находятся в объеме настоящего изобретения. Например, «перфорации» могут быть отверстиями, вырезанными в обсадной колонне гидравлическим инструментом или химико-взрывными технологиями, например, с использованием взрывчатого вещества или горючего. Такие отверстия являются в основном некруглыми. Кроме того, скважинные перфораторы являются главным образом децентрированными в скважине (например, для того, чтобы другие инструменты могли обходить их); когда децентрированные перфораторы расположены не прямо перпендикулярно обсадной колонне, образуются некруглые перфорации. Даже изначально круглые отверстия (так же, как и некруглые отверстия) могут первоначально иметь или могут образовывать неровности. Изначальные неровности могут получаться, например, из заусенца (или целика руды и/или других неровных и неоднородных поверхностей), которые обычно оставляются внутри, на и по краям отверстий внутри обсадной колонны после перфорации. Неровности могут возникать после формирования отверстий, например эрозией, вызываемой путем закачивания суспензии проппанта или коррозией, вызываемой закачкой кислоты.
Уплотняющие шарики, используемые в изобретении, могут быть любыми известными уплотняющими шариками, любого подходящего состава и любой пространственной формы. Неограниченные примеры включают сферические, яйцевидные, грушевидные, капсулярные, эллипсоидные, гранулярные и подобные, и их поверхности могут сильно варьироваться от существенно гладкой до неровной. Уплотняющие шарики и формирующие их компоненты могут иметь любой размер и форму, подходящие для применения; размеры и формы выбираются на основании размера и формы отверстия, которое должно закупориваться. Любые подходящие вещества могут использоваться для формирования уплотняющих шариков. Неограниченные примеры веществ, применимых для изготовления уплотняющих шариков, включают фенольную смолу, полиамидную смолу, синтаксическую пену, отверждающиеся материалы с высокой прочностью сжатия, поливиниловый спирт, коллаген, резину, полигликолиевую кислоту и полимолочную кислоту. Уплотняющие шарики могут иметь внутреннюю часть из одного вещества, обычно твердую, и внешний слой из другого, обычно деформируемого, например резина поверх металла. Некоторые из этих материалов имеют способность подвергаться эластичной и/или пластичной деформации под давлением, но этого может быть недостаточно для создания удовлетворительного изолирования. Некоторые из этих материалов могут быть разлагаемыми или растворимыми.
В настоящее время мы обнаружили, что изолирующая способность уплотняющих шариков может быть улучшена добавлением «закупоривающего материала» к жидкости, которая переносит шарики в перфорации. Улучшение может быть полным или частичным устранением протеканий; улучшение может быть постоянным или временным. Закупоривающий материал является твердым дисперсным материалом, который вносится и формирует пробку в любых зазорах или неровностях между шариком и перфорацией, куда шарик помещается и пытается закупорить. Формирование пробки вызывается течением, возникающим из места утечки. Для типичных размеров уплотняющих шариков и перфораций зазоры или неровности могут обычно находиться в диапазоне размеров примерно от 0,03 до 0,75 см. Многие вещества и формы подходят для закупоривающего материала, но предпочтительные вещества являются разлагаемыми или растворимыми, и предпочтительные формы являются волокнами. Если изолирующий материал разлагаемый или растворимый, то он естественным образом исчезает со временем при скважинных условиях. Подходящее вещество выбирается таким, чтобы оно разлагалось или растворялось в соответствующее время (ко времени протекания через перфорации снова желательно) при скважинных условиях (например, температуре, минерализации и рН). Если закупоривающий материал неразлагаемый, то он удаляется тем же путем и в то же время, как и удаляются неразлагаемые шарики, путем изменения направления течения потока значительным перепадом давления. Нерастворимому или неразлагаемому закупоривающему материалу (и/или шарикам) затем позволяют падать на дно ствола скважины, или всплываться или выноситься на поверхность, как желательно. Разлагаемые закупоривающие материалы предпочтительно такие, что они не препятствуют другим операциям или оборудованию, после того как отклоняющая обработка завершена. Пластичные закупоривающие материалы предпочтительны благодаря возможности их деформации, что может содействовать формированию герметичной пробки. Однако могут использоваться непластичные закупоривающие материалы, особенно если уплотняющие шарики деформируемые. Далее, если внешняя оболочка уплотняющего шарика является подходящей, то достаточно жесткие частицы закупоривающего материала могут частично проникать в шарик, который может улучшать закупорку. Примером может быть металлический закупоривающий материал (например, волокно) и покрытый резиной шарик. Некоторые или все индивидуальные частицы закупоривающего материала могут иметь, по меньшей мере, один размер, превышающий зазоры или неровности между шариком и отверстием. При необходимости некоторые или все из частиц закупоривающего материала могут быть меньше зазоров или неровностей между шариком и отверстием, но достаточно большие для небольшого числа частиц для перекрытия всей протяженности зазора; определение размеров частиц, которые перекрывают зазоры хорошо известно из уровня техники. При необходимости, закупоривающий материал может быть смесью частиц, больших, чем зазоры и неровности, и меньшими, чем зазоры или неровности, или еще меньшими, чем (но способными к перекрытию внутри) зазоры, сформированные изначально в пробке, сформированной более крупными частицами закупоривающего материала. Если представленное в качестве шаров перекрывает отверстия, то частицы закупоривающего материала должны быть достаточно маленькими и при необходимости, но предпочтительно достаточно гибкими, чтобы не препятствовать размещению шариков.
Закупоривающий материал может быть в любом виде, например в виде порошков, твердых частиц (например округлых, овоидных, кубических и в форме таблетки), шариков, стружки, чешуек, пластинок, лент или волокон; они могут быть произвольно или непроизвольно сформированными. Частицы могут быть покрытыми или непокрытыми, пористыми или непористыми. Покрытие может использоваться для задержки или ускорения разложения или растворения. Предпочтительные варианты осуществления могут использовать эти вещества в форме волокон. Волокна могут иметь длину примерно от 2 до 25 мм, предпочтительно примерно от 3 до 18 мм. Обычно волокна имеют номер волокна примерно от 0,1 до 20, предпочтительно от 0,15 до 6. Волокна могут быть покрытые оболочкой, примыкающие друг к другу, извитые, неизвитые, связанные в пучки и фибриллированные. Известные способы включения волокон в жидкость для обработки и подходящие волокна раскрыты в патенте США №5501275. Могут использоваться смеси волокон и другие формы, например порошки, твердые частицы, шарики, стружка, чешуйки, пластинки, ленты. Одни волокна или волокна и другие формы могут все быть одного состава или могут быть смесями веществ, имеющих различные составы. Они также могут быть изготовлены из одного материала, содержащего второй, наполняющий материал. Различные формы и/или различные составы могут также быть различных размеров. Например, более мелкие частицы различной формы могут использоваться для еще большего улучшения характеристик волокнистых изолирующих материалов.
Примеры веществ, применимых в качестве закупоривающих материалов в изобретении, включают водорастворимые вещества, выбранные из водорастворимых неорганических веществ (например, карбонатов), водорастворимых органических веществ и комбинаций этих веществ. Подходящие водорастворимые органические вещества могут быть водорастворимыми природными или синтетическими полимерами или гелями. Термин «полимеры» включает олигомеры, сополимеры и подобное, которые могут быть сшитыми или несшитыми. Водорастворимые полимеры могут быть производными от водонерастворимых полимеров, сделанными растворимыми путем гидролиза главной цепи, гидролиза боковой цепи или сочетанием этих двух способов, например, когда помещаются в слабо кислотную среду. Более того, термин «водорастворимый» может иметь рН-характеристику в зависимости от особенностей используемого материала. Например, предполагается, что стекловолокно водорастворимо, потому что оно легко растворяется в водных растворах HF, и медленно растворяется в минерализованной воде и слабокислотных растворах, особенно при более высоких температурах. Металлы могут быть растворимыми с соответствующими солями или кислотами. Подходящие нерастворимые и/или неразлагаемые материалы включают керамику, некоторые соли, металлы (например, сталь, алюминий и медь, например, в форме проволоки, иголок и стружки) и углерод, например углеродные волокна.
Подходящие водонерастворимые полимеры, которые могут становиться водорастворимыми путем кислотного гидролиза боковых цепей, включают выбранные из полиакрилатов, полиацетатов и подобного, и сочетания этих веществ. Подходящие водорастворимые полимеры или гели включают выбранные из поливинилов, полиакрилатов, полиоксикислот и подобного, и сочетания этих веществ. Подходящие поливинилы включают поливиниловый спирт, поливинилбутираль, поливинилформаль и подобное, и комбинации этих веществ. Поливиниловый спирт имеется в наличии в Celanese Chemicals, Dallas, TX.U.S.A., под торговым наименованием CELVOL™. Отдельные марки CELVOL™ варьируются по молекулярному весу и степени гидролиза. Поливинилбутираль имеется в наличии Solutia Inc. St. Louis, Mo., U.S.A. под торговым наименованием BUTVAR™. Подходящие полиакрилаты включают полиакриламиды и подобное, и сочетания этих веществ, таких как N,N-дизамещенные полиакриламиды и N,N-дизамещенные полиметакриламиды. Подходящие полиоксикислоты могут выбираться из полиакриловой кислоты, полиалкилакриловых кислот, интерполимеров акриламид/акриловой кислоты/метакриловой кислоты, сочетания этих веществ и подобное.
Подходящие вещества включают полимеры или сополимеры сложных эфиров, амидов или других похожих веществ. Они могут быть частично гидролизованными в местах неглавной цепи. Примеры включают полигидроксиалканоаты, полиамиды, поликапролактоны, полигидроксибутираты, полиэтилентерефталаты, поливиниловые спирты, поливинилацетат, частично гидролизованный поливинилацетат и сополимеры этих веществ. Полимеры или сополимеры сложных эфиров, например, включают замещенные или незамещенные лактид, гликолид, полимолочную кислоту и полигликолиевую кислоту. Полимеры или сополимеры амидов, например, могут включать полиакриламиды. Также используются вещества, которые растворяются в соответствующее время при встречающихся условиях, например, полиолы, содержащие три или более гидроксильных групп. Полиолы, применимые в настоящем изобретении, являются полимерными полиолами, растворяющимися при нагревании, выщелачивании или сочетании этих способов, и состоят главным образом из гидроксилзамещенных углеродных атомов в полимерной цепи, отделенных от смежных гидроксилзамещенных атомов, по меньшей мере, одним атомом углерода в полимерной цепи. Другими словами, применимые полиолы предпочтительно в основном свободны от смежных гидроксил-заместителей. В одном варианте осуществления полиолы имеют средневесовую молекулярную массу более чем 5000 вплоть до 500000 или больше, и от 10000 до 200000 в другом варианте осуществления. Полиолы могут, если желательно, быть гидрофобно модифицированными, чтобы ингибировать или замедлять дальнейшую солюбилизацию, например, путем включения углеводородных заместителей, таких как алкил, арил, алкарил или аралкил фрагменты и/или боковых цепей, имеющих от 2 до 30 атомов углерода. Полиолы могут также быть модифицированы, чтобы включать карбоновую кислоту, тиол, парафин, силан, серную кислоту, ацетоацетилат, полиэтиленоксид, четвертичный амин или катионные мономеры. В одном варианте осуществления полиол является замещенным или незамещенным поливиниловым спиртом, который может быть получен, по меньшей мере, частичным гидролизом предшественника поливинилового вещества со сложноэфирными заместителями. Несмотря на то что это нормально, но не является необходимым, разложение может сопровождаться или ускоряться промывочным раствором, который содержит подходящий растворитель или который изменяет рН или минерализацию. Разложение может также сопровождаться повышением температуры, например, когда обработка снижает скважинную температуру, и эта температура возрастает со временем относительно температуры пласта. Например, жидкость, имеющая конкретный регулируемый рН и/или температуру, может закачиваться в скважину; закупоривающий материал подвергается воздействию жидкости и начинает разрушаться, в зависимости от состава закупоривающего материала и выбранной жидкости. Разложение может регулироваться во времени, чтобы разлагаться быстро, например за несколько секунд или минут, или за более длительные периоды времени, такие как часы или дни. Ниже, когда мы используем термины разлагаемый или растворимый, то мы включаем все из этих подходящих растворяющихся веществ.
Другие вещества, подходящие в качестве закупоривающих материалов согласно изобретению, включают вещества, предварительно используемые для борьбы с водопоглощением, борьбы с поглощением бурового раствора и отклонения. Примеры включают каменную соль, отсортированную каменную соль, чешуйки бензойной кислоты, восковые шарики, восковые диски и маслорастворимые смолистые вещества. Однако эти вещества использовались для образования глинистой корки на стволе скважины или трещиноватой поверхности; они не использовались для улучшения изоляции уплотняющих шариков. Размеры и формы могут быть теми же самыми, как и предыдущие, или могут быть новыми.
Закупоривающие материалы, например волокна, обычно добавляются в количестве от примерно 0,03 фунтов (0,013 кг)/перфорацию до примерно 0,5 фунтов (0,227 кг)/перфорацию, предпочтительно от примерно от 0,1 до 0,167 фунтов (около 0,045-0,076 кг)/перфорацию. Закупоривающие материалы обычно вводятся при концентрации от примерно 2 до примерно 200 фунтов на тысячу галлон (примерно от 0,24 до 24 г/л), предпочтительно от 5 до примерно 150 фунтов на тысячу галлон (примерно от 0,6 до 18 г/л). Максимальные концентрации этих веществ, которые могут применяться, могут быть предпочтительно, но могут быть ограничены наземным добавлением и доступным смешивающим оборудованием. Закупоривающие материалы обычно добавляются к небольшим скоплениям жидкости, например около 24 баррелей (около 3785 литров), хотя меньшие добавления, например 1 баррель (около 160 литров) или менее, являются обычными. Закупоривающий материал чаще всего добавляется посредством проппантовой смеси; если стадия отклонения следует за стадией проппанта, то часть закупоривающего материала может смешиваться с последними 100 или 200 фунтами (22-45 кг) проппанта. Закупоривающий материал может также добавляться или в то же время, что и уплотняющие шарики, или предпочтительно в той же жидкости, но сразу после уплотняющих шариков. Закупоривающий материал может также проходить в часть прохода, свободного от уплотняющих шариков. Шарики и закупоривающий материал могут подаваться через небольшую колонну труб, установленную для этой цели и имеющую шариковый питатель, отделенный от главной нагнетательной линии или линий. Закупоривающий материал может вводиться до тех пор, пока резкое возрастание давления не покажет, что изоляция достаточная. Может применяться любая жидкость-носитель при условии, что она может переносить уплотняющие шарики и закупоривающий материал и может сильно не разлагаться или растворяться, до тех пор, пока в ней уже не существует необходимость. Жидкость может быть, например, азотом, водой, минерализованной водой, водой с небольшой добавкой несшитого полимера, пеной, кислотой, огелившейся нефтью или водой, загущенной, например, линейным полимером, сшитым полимером или вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Перфорирующий инструмент может быть в пласте, но предпочтительно отодвинут перед закачкой шариков и закупоривающего материала. Закупоривающий материал и/ил шарики могут также выделяться из скважинного инструмента. Например, изолирующий материал может выводиться скважинной ловушкой или желонкой, например, такой, которая имеет устройство прямого вытеснения. Такая желонка может присоединяться к канату, гибким насосно-компрессорным трубам малого диаметра, струйному оборудованию или узлу перфоратора. Подходящие желонки описаны в заявке на патент США №11/857859. Композиция и способ изобретения могут использоваться в любом типе скважин и ситуациях, при которых используются уплотняющие шарики: вертикальной, наклонной, горизонтальной и многопластовой; при производстве, хранении, введении и других; ситуациях при стимулировании, заканчивании, капитальном ремонте, восстановлении и других; ситуациях для скважины для углеводородов, диоксида углерода, воды, минерализованной воды, гелия и других жидкостей. Типичная операция - получение перфораций, обработка пласта месторождения, изолирование перфораций, передвижение скважинного перфоратора и простреливание другого места, обработка, изолирование, передвижение, пробивание, обработка, изолирование и т.д., пока все зоны не будут обработаны. Затем шарики и закупоривающий материал удаляются. Однако в объеме изобретения получение более чем одного места перфораций одновременно или удаление части шариков (и сопутствующего закупоривающего материала) перед выполнением всех обработок.
При наличии протечки вокруг шарика (зазор между шариком и отверстием, например, вызванный неровностью отверстия) она может увеличиваться со временем. Протечка означает протекание жидкости, которое приводит к возможности эрозии или коррозии, особенно если перепад давления по разные стороны частично изолированного отверстия большой или возрастает после последовательных обработок. Хотя способы изобретения наиболее часто применяются во время или непосредственно после размещения уплотняющих шариков, но в объеме изобретения использование способа с задержкой, т.е. через некоторое время, после того как шарики размещены, когда протечка может развиться или обнаружиться. Также в объеме изобретения впрыскивание второй суспензии закупоривающего материала после первоначальной обработки закупоривающим материалом или сохранение очень низкой концентрации закупоривающего материала (например, около 0,1 г/л) в жидкости в контакте с шариками, например, отклоняемой жидкости.
Несмотря на то что изобретение описано исходя из того, что уплотняющие шарики используются для закупоривания отверстий в обсадной колонне, шарики (и другое приспособление, такое как клапаны) используются в других направлениях нефтепромысла, например, для активирования или деактивирования оборудования, для изменения пути движения потока внутри оборудования и т.д. Уплотнения вокруг этих шариков или других устройств могут также пропускать жидкость и могут также улучшаться способом изобретения.
Хотя изобретение раскрыто в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники понятно, что возможны его модификации и изменения. Предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает такие модификации и изменения, как попадающие в пределы действительной сущности и объема изобретения.
Настоящее изобретение может быть лучше понято из следующих примеров.
Фиг.1 показывает развитие гидравлического разрыва пласта нескольких последовательных интервалов с отклонением уплотняющими шариками (без волокон) между стадиями. Первый гидравлический разрыв начался за несколько минут в части показанной операции, поверхностное давление возникало при примерно 41000 кПа и уменьшалось по мере создания разрыва и закачивания проппанта. После примерно двух часов закачка проппанта останавливалась и вводили шарики. Предполагалось, что уплотнение было хорошее, когда начинали следующий гидравлический разрыв пласта, начальное давление и давление во время стадии введения проппанта было примерно то же, что и при первой обработке. Процесс повторяли в третий раз. Однако, в этом случае, когда разрыв был продолжен (при той же скорости закачки и концентрациях проппанта), поверхностные давления были гораздо ниже, показывая, что уплотняющие шарики одной или обеих предыдущих обработок были неплотными. Четвертый гидравлический разрыв пласта был еще хуже.
Фиг.2 показывает сравнительную операцию, в которой добавляли волокна полимолочной кислоты в качестве закупоривающего материала с использованием смесителя. Общее количество добавленных волокон составляло 40 фунтов (18,1 кг) с концентрацией, изменяющейся от 2 до 150 фунтов на тысячу галлон (0,24-18 г/л). В этой операции можно увидеть, что давление восстанавливалось после каждой стадии отклонения. Фактически давление поднималось после каждого, но не первого гидравлического разрыва, что ожидается, когда разрыв последовательно снижает проницаемость зон. Эти результаты показывают то, что сочетание уплотняющих шариков и волокон, размещаемое после каждой обработки, было очень эффективным в отклонении жидкости в следующее место перфораций.
Claims (18)
1. Способ улучшения изоляции уплотняющих шариков, расположенных в отверстиях обсадной колонны в скважине, пронизывающей подземный пласт, содержащий введение закупоривающего материала, содержащего частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию жидкости через зазор, при этом существует, по меньшей мере, один зазор между внешней границей уплотняющего шарика и внутренний границей отверстия, в котором помещен уплотняющий шарик.
2. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал является волокном.
3. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал является пластичным.
4. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал является разлагаемым при скважинных условиях.
5. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал является растворимым в жидкости обработки скважины.
6. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал является смесью волокон и частиц неволокнистой формы.
7. Способ по п.6, в котором волокна и частицы неволокнистой формы различны по составу.
8. Способ по п.1, в котором некоторые или все частицы имеют, по меньшей мере, один размер, меньший, чем зазор.
9. Способ по п.1, в котором некоторые или почти все частицы имеют, по меньшей мере, один размер, превышающий зазор.
10. Способ по п.1, в котором некоторые частицы имеют, по меньшей мере, один размер, меньший, чем зазор, и некоторые частицы имеют, по меньшей мере, один размер, превышающий зазор.
11. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал вводится с уплотняющими шариками.
12. Способ по п.1, в котором часть закупоривающего материала вводится с уплотняющими шариками.
13. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал вводится после уплотняющих шариков.
14. Способ по п.13, в котором вводятся уплотняющие шарики, затем вводится, по меньшей мере, одна жидкость обработки скважины и затем вводится закупоривающий материал.
15. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал включается в последовательно отклоняемую жидкость обработки.
16. Способ по п.1, в котором закупоривающий материал выводится скважинным оборудованием.
17. Способ улучшения изоляции шарика, расположенного в отверстии в инструменте в скважине, пронизывающей подземный пласт, в котором существует, по меньшей мере, один зазор между внешней границей уплотняющего шарика и внутренний границей отверстия, в котором он помещен, включающий введение закупоривающего материала, содержащего частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию потока жидкости через зазор.
18. Композиция для отклонения жидкости от перфораций, включающая жидкость-носитель, множество уплотняющих шариков и закупоривающий материал, содержащий частицы, формирующие пробку, препятствующую протеканию жидкости через зазор между уплотняющим шариком и перфорацией.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/103,041 US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2008-04-15 | Sealing by ball sealers |
| US12/103,041 | 2008-04-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009114272A RU2009114272A (ru) | 2010-10-20 |
| RU2470141C2 true RU2470141C2 (ru) | 2012-12-20 |
Family
ID=41163031
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009114272/03A RU2470141C2 (ru) | 2008-04-15 | 2009-04-14 | Способ улучшения изоляции уплотняющими шариками |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8936085B2 (ru) |
| AR (1) | AR071328A1 (ru) |
| CA (1) | CA2662347A1 (ru) |
| MX (1) | MX2009003915A (ru) |
| RU (1) | RU2470141C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014120032A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-08-07 | Schlumberger Canada Limited | Method for enhancing fiber bridging |
| RU2619605C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-05-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ доставки оптико-волоконного кабеля в горизонтальный ствол скважины |
| RU2627327C2 (ru) * | 2012-06-06 | 2017-08-07 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способы вспомогательного уплотнения перфорации в скважинной обсадной колонне |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US8561696B2 (en) * | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
| GB0906541D0 (en) * | 2009-04-16 | 2009-05-20 | Brinker Technology Ltd | Delivery method and compositions |
| US8851172B1 (en) | 2009-08-12 | 2014-10-07 | Parker-Hannifin Corporation | High strength, low density metal matrix composite ball sealer |
| US8490704B2 (en) * | 2009-12-04 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology | Technique of fracturing with selective stream injection |
| US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
| US8794326B2 (en) * | 2011-01-19 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun with variable free gun volume |
| US10053968B2 (en) * | 2011-05-26 | 2018-08-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for multi-zone fracture stimulation of a well |
| US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
| US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| WO2014004689A2 (en) | 2012-06-26 | 2014-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
| US10024131B2 (en) * | 2012-12-21 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid plugs as downhole sealing devices and systems and methods including the same |
| US9670750B2 (en) | 2013-08-09 | 2017-06-06 | Team Oil Tools, Lp | Methods of operating well bore stimulation valves |
| CN103422835B (zh) * | 2013-08-19 | 2016-06-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种油气井井筒可固化流动砂桥封堵方法 |
| US10487625B2 (en) * | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
| WO2015088827A1 (en) * | 2013-12-10 | 2015-06-18 | Schlumberger Canada Limited | System and method of treating a subterranean formation with a diverting composition |
| US20150233205A1 (en) * | 2014-02-17 | 2015-08-20 | Sharp-Rock Technologies, Inc. | Pumping Fluid To Seal A Subterranean Fracture |
| US10738559B2 (en) * | 2014-06-13 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising composite sealing elements |
| RU2681011C2 (ru) | 2014-08-15 | 2019-03-01 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Отклоняющие системы для использования при операциях обработки скважин |
| US20160108713A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of treating a subterranean formation |
| US20170362800A1 (en) * | 2014-11-18 | 2017-12-21 | Leslie A. Field | Water conservation using floating optically-reflective devices |
| US11054077B2 (en) * | 2014-12-18 | 2021-07-06 | Curapipe System Ltd. | Systems, compositions and methods for curing leakages in pipes |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10774612B2 (en) * | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
| CA2962071C (en) | 2015-07-24 | 2023-12-12 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
| CN105273350B (zh) * | 2015-11-09 | 2017-07-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调堵球及其制备方法 |
| US10704356B2 (en) | 2015-12-28 | 2020-07-07 | Ely And Associates, Llc | Method for preventing influx of fluid during fracturing of an offset well |
| US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
| US20180306027A1 (en) * | 2016-09-23 | 2018-10-25 | Terves Inc. | Method of Assuring Dissolution of Degradable Tools |
| US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
| US10760370B2 (en) | 2016-12-16 | 2020-09-01 | MicroPlug, LLC | Micro frac plug |
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| US10808162B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-10-20 | Fairmount Santrol Inc. | Crush resistant buoyant ball sealers |
| CN108386172A (zh) * | 2018-02-28 | 2018-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 调堵球以及注水井投球调剖方法 |
| US10704354B2 (en) | 2018-03-27 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Zonal isolation of a subterranean wellbore |
| US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
| US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
| US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
| US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
| US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
| US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
| US11105188B2 (en) | 2019-08-30 | 2021-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation tool and methods of use |
| US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4244425A (en) * | 1979-05-03 | 1981-01-13 | Exxon Production Research Company | Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions |
| US5253709A (en) * | 1990-01-29 | 1993-10-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
| RU2166617C2 (ru) * | 1997-12-10 | 2001-05-10 | Мобил Ойл Корпорейшн | Устройство и способ обработки и гравийной набивки большого пласта формации |
| US6380138B1 (en) * | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
| WO2007015060A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
Family Cites Families (70)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2754910A (en) | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
| US2933136A (en) * | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
| US3144049A (en) * | 1962-06-28 | 1964-08-11 | Standard Oil Co | Method for sealing leaks and leak sealant |
| US3292700A (en) * | 1964-03-02 | 1966-12-20 | William B Berry | Method and apparatus for sealing perforations in a well casing |
| US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
| US3480079A (en) | 1968-06-07 | 1969-11-25 | Jerry H Guinn | Well treating methods using temperature surveys |
| USRE27459E (en) * | 1970-11-09 | 1972-08-15 | Well treating methods using temperature surveys | |
| US3974077A (en) | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US3998272A (en) | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
| US4102401A (en) | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
| US4194561A (en) * | 1977-11-16 | 1980-03-25 | Exxon Production Research Company | Placement apparatus and method for low density ball sealers |
| US4407368A (en) | 1978-07-03 | 1983-10-04 | Exxon Production Research Company | Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion |
| US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4505334A (en) | 1983-09-06 | 1985-03-19 | Oil States Industries, Inc. | Ball sealer |
| US4753295A (en) * | 1984-11-19 | 1988-06-28 | Exxon Production Research Company | Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore |
| US5258137A (en) | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
| US4715967A (en) | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US4702316A (en) | 1986-01-03 | 1987-10-27 | Mobil Oil Corporation | Injectivity profile in steam injection wells via ball sealers |
| US4766182A (en) | 1986-12-22 | 1988-08-23 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Polylactide compositions |
| CA1279469C (en) | 1987-01-27 | 1991-01-29 | Curtis W. Crowe | Composition and method for fluid loss control in acid fracturing of earthen formations |
| US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| DE4206331A1 (de) | 1991-03-05 | 1992-09-10 | Exxon Production Research Co | Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung |
| MX9202311A (es) * | 1992-03-20 | 1993-09-01 | Marathon Oil Co | Gel reforzado con fibra para usarse en proceso de tratamiento subterraneo. |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2497728C (en) | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5485882A (en) | 1994-10-27 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US6330916B1 (en) * | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US5924295A (en) | 1997-10-07 | 1999-07-20 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Method and apparatus for controlling initial operation of refrigerator |
| US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6738701B2 (en) * | 2000-07-14 | 2004-05-18 | International Truck Intellectual Property Company, Llc | Gear shifter to transmission interface and control sub-system |
| DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| ATE326936T1 (de) | 2001-03-09 | 2006-06-15 | Johnson & Johnson Gmbh | Hautpflegeprodukt mit verbesserter weichheit |
| US6938693B2 (en) | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| US6837309B2 (en) | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| WO2003027431A2 (en) * | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US7119050B2 (en) | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| CA2495342C (en) | 2002-08-15 | 2008-08-26 | Schlumberger Canada Limited | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US6742590B1 (en) * | 2002-09-05 | 2004-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials |
| US20050113263A1 (en) | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
| US7265079B2 (en) | 2002-10-28 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Self-destructing filter cake |
| US7115546B2 (en) | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
| US7004255B2 (en) | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
| US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7318475B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-01-15 | Schlumberger Technology Corporation | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
| US7341107B2 (en) | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
| US7244492B2 (en) * | 2004-03-04 | 2007-07-17 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble fibers for use in resin coated proppant |
| US7503404B2 (en) | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
| US7066266B2 (en) * | 2004-04-16 | 2006-06-27 | Key Energy Services | Method of treating oil and gas wells |
| WO2006014951A2 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US7775278B2 (en) | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
| CA2595686C (en) | 2005-01-21 | 2012-09-18 | A. Richard Sinclair | Soluble diverting agents |
| US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US8567494B2 (en) | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
| WO2007095009A2 (en) * | 2006-02-10 | 2007-08-23 | Nash, Kenneth, L. | Methods and compositions for sealing fractures, voids, and pores of subterranean rock formations |
| US20080196896A1 (en) | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
| US8714250B2 (en) | 2007-10-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multilayered ball sealer and method of use thereof |
| US10211353B2 (en) | 2008-04-14 | 2019-02-19 | Sunlight Photonics Inc. | Aligned bifacial solar modules |
| US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
-
2008
- 2008-04-15 US US12/103,041 patent/US8936085B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-04-14 RU RU2009114272/03A patent/RU2470141C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-04-14 CA CA002662347A patent/CA2662347A1/en not_active Abandoned
- 2009-04-14 MX MX2009003915A patent/MX2009003915A/es active IP Right Grant
- 2009-04-15 AR ARP090101322A patent/AR071328A1/es not_active Application Discontinuation
-
2015
- 2015-01-20 US US14/601,051 patent/US9316087B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4244425A (en) * | 1979-05-03 | 1981-01-13 | Exxon Production Research Company | Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions |
| US5253709A (en) * | 1990-01-29 | 1993-10-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
| RU2166617C2 (ru) * | 1997-12-10 | 2001-05-10 | Мобил Ойл Корпорейшн | Устройство и способ обработки и гравийной набивки большого пласта формации |
| US6380138B1 (en) * | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
| WO2007015060A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2627327C2 (ru) * | 2012-06-06 | 2017-08-07 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Системы и способы вспомогательного уплотнения перфорации в скважинной обсадной колонне |
| WO2014120032A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-08-07 | Schlumberger Canada Limited | Method for enhancing fiber bridging |
| RU2612765C2 (ru) * | 2013-01-29 | 2017-03-13 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения закупоривания волокнами |
| RU2619605C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-05-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ доставки оптико-волоконного кабеля в горизонтальный ствол скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8936085B2 (en) | 2015-01-20 |
| MX2009003915A (es) | 2009-12-18 |
| AR071328A1 (es) | 2010-06-09 |
| US20150129214A1 (en) | 2015-05-14 |
| RU2009114272A (ru) | 2010-10-20 |
| US9316087B2 (en) | 2016-04-19 |
| CA2662347A1 (en) | 2009-10-15 |
| US20090255674A1 (en) | 2009-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2470141C2 (ru) | Способ улучшения изоляции уплотняющими шариками | |
| US9212535B2 (en) | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers | |
| RU2679196C2 (ru) | Способы разобщения пластов и отклонения обработки с помощью фигурных частиц | |
| AU2006274729B2 (en) | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore | |
| US8636065B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
| RU2666566C2 (ru) | Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта | |
| EA021092B1 (ru) | Способ обработки подземных скважин с использованием изменяемых добавок | |
| MX2007001741A (es) | Metodos para controlar la perdida de fluidos. | |
| US11802231B2 (en) | Pelletized diverting agents using degradable polymers | |
| US11401453B2 (en) | Multi-grade diverting particulates | |
| US11578252B2 (en) | Composite diverting particulates | |
| AU2018441598B2 (en) | Multi-functional diverter particulates | |
| US20170152428A1 (en) | Compositons and methods for curing lost circulation | |
| PL227550B1 (pl) | Sposób obróbki formacji podziemnej oraz minimalizacji nadmiernego wypierania podsadzki z formacji podziemnej |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170415 |