RU2485286C2 - Способ и многослойный шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине - Google Patents
Способ и многослойный шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485286C2 RU2485286C2 RU2010119704/03A RU2010119704A RU2485286C2 RU 2485286 C2 RU2485286 C2 RU 2485286C2 RU 2010119704/03 A RU2010119704/03 A RU 2010119704/03A RU 2010119704 A RU2010119704 A RU 2010119704A RU 2485286 C2 RU2485286 C2 RU 2485286C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ball
- perforation
- deformable
- intermediate layer
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 11
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 10
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 9
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 9
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 8
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 claims description 8
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 8
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 claims description 8
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 15
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 5
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 4
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000306 polymethylpentene Polymers 0.000 description 1
- 239000011116 polymethylpentene Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Группа изобретений относится к способам и многослойным шариковым уплотнителям для изоляции перфораций в скважине. Обеспечивает эффективное уплотнение перфораций различных форм. Шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине содержит внутреннее ядро, сохраняющее свою первоначальную форму при расположении на перфорации в стволе скважины, и по меньшей мере, два расположенных на внутреннем ядре слоя, по меньшей мере, один из которых является деформируемым промежуточным слоем, и по меньшей мере другой из которых является внешним слоем, причем деформируемый слой содержит материал, деформируемый под давлением, и внешний слой содержит слой материала для заключения в себе промежуточного слоя при деформации промежуточного слоя и имеет способность адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя. Способ изоляции перфораций в скважине содержит следующие этапы: нагнетание в область перфораций в скважину указанного шарикового уплотнителя, взвешенного в текучей среде; приложение давления в скважине до расположения шарикового уплотнителя на перфорации и до увеличения давления до уровня, достаточного для деформации, по меньшей мере, одного промежуточного деформируемого слоя шарикового уплотнителя и создания уплотнения между шариковым уплотнителем и перфорацией. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится в основном к изоляции перфораций в скважине. Более конкретно, изобретение относится к многослойным шариковым уплотнителям, имеющим деформируемый слой, позволяющий шариковому уплотнителю лучше приспосабливаться к различным формам перфорационных отверстий, обеспечивая тем самым лучшее уплотнение.
Предшествующий уровень техники изобретения
Положения этого раздела только предоставляют информацию об уровне техники, относящейся к настоящему изобретению, и не могут составлять описание известного уровня техники.
Общей практикой в нефтяной индустрии является завершение скважин, пробуренных под поверхностью земли, с помощью размещения в скважине цилиндрической обсадной колонны и цементирования обсадной колонны в скважине. Обсадная колонна и окружающий цемент обеспечивают изоляцию текучей среды между скважиной и окружающей формацию скважиной. Для установления потока текучей среды между внутренним пространством обсадной колонны и окружающей формацией в требуемых местах, осуществляется перфорирование обсадной колонны.
Это может стать желательным или необходимым при добыче из пласта для улучшения потока текучей среды из пласта в скважину посредством техник, известных под общим названием как стимуляция пласта. Двумя обычно используемыми техниками являются гидравлический разрыв и химическая стимуляция.
Гидравлический разрыв является процессом, в котором подземный углеводородный пласт стимулируется для создания высокопроводимых путей в формации, увеличивающих поток углеводородов из пласта. Разрывающая текучая среда закачивается под высоким давлением для разрыва формации, создавая тем самым большие каналы для протекания углеводорода. Разрывающая текучая среда может включать в себя расклинивающий наполнитель, такой как песок или другие твердые частицы, которые заполняют разрывы в формации, так что разрывы остаются открытыми, когда обработка разрывом заканчивается и высокое давление снимается.
Химическая стимуляция является процессом, в котором поток через каналы в формации улучшается путем растворения материалов в формации, например, путем закачивания кислоты в формацию через перфорации в обсадной колонне.
В простейшем случае, как в скважине, в которой была перфорирована только одна зона или в которой обработка может быть выполнена через все перфорации, не требуется зональной изоляции. Однако в скважинах с многочисленными перфорациями или множеством продуктивных зон, часто является необходимым для успешного выполнения операции стимулирования пласта точно и эффективно изолировать одну зону, в которой должна применяться обработка, от других зон, в которых обработка применяться не должна. Одной из причин для возникновения необходимости в эффективной зональной изоляции является то, что обрабатывающие текучие среды, если применяются для всех перфораций, обычно больше поступают в зоны с высокой проницаемостью, а не в зоны с низкой проницаемостью, т.е. в зоны, где необходимо улучшение проницаемости. Таким образом, необходимо в этих условиях отклонять обработку от зон с высокой проницаемостью, чтобы обработка, т.е. гидравлическая текучая среда или химическая, не поступала в эти зоны вместо зон, для которых необходима обработка.
Зональная изоляция достигается путем использования техники отклонения. Один подход включает в себя использование шариковых уплотнителей. Шариковые уплотнители, как следует из названия, являются объектами сферической формы, которые предназначены для изоляции перфораций и предотвращения или препятствования вытеканию находящейся в скважине текучей среды через перфорации в формацию.
Шариковые уплотнители обычно вводятся в скважину на поверхности и переносятся вниз по скважине вместе с обрабатывающей текучей средой. Положительная разность давления поддерживается между скважиной и окружающей скважину формацией. Когда шариковые уплотнители достигают открытой перфорации при помощи такой разности давлений, т.е. когда давление в скважине является более высоким, чем в формации, шариковые уплотнители сами садятся в перфорацию и удерживаются на месте при помощи положительной разности давлений.
Желательно, чтобы шариковые уплотнители осуществляли эффективное уплотнение без постоянного размещения в перфорации или формации. Таким образом, шариковые уплотнители имеют такой предпочтительный размер, чтобы максимизировать их изолирующий потенциал без ввода в перфорацию.
Шариковые уплотнители существуют различных диаметров и плотностей для применения в различных средах и имеют подходящий размер для входных отверстий, для изоляции которых предназначены шариковые уплотнители. Шариковые уплотнители бывают растворимыми и нерастворимыми.
Перфорации часто выполняются с использованием перфораторов, которые располагаются не по центру обсадной колонны. Обычно используемый перфоратор с 90-градусной поверхностью обстрела создает, по меньшей мере, две перфорации с отверстиями овальной формы. Такая овальность по существу приводит к плохому уплотнению между сферическим шариковым уплотнителем и перфорацией. Даже если качество перфорации улучшилось за последние годы, все. еще есть перфорации, которые имеют достаточно зазубренные отверстия, которые плохо изолируют шариковые уплотнители.
Отверстия перфораций могут также ухудшиться до размещения шариковых уплотнителей на перфорационном отверстии. Поскольку поток текучей среды стремится следовать по пути с наименьшим сопротивлением, значительный поток текучей среды может ожидаться через перфорации, которые должны быть изолированы до установки шариковых уплотнителей. Обрабатывающие текучие среды часто являются очень абразивными. Таким образом, этот поток текучей среды может вызвать эрозию перфорации до того, как шариковые уплотнители будут установлены на отверстия.
Плохое уплотнение приводит к проблемам. Например, обрабатывающие текучие среды часто являются очень абразивными. Если текучая среда будет протекать за шариковый уплотнитель, то с большой вероятностью возникнет быстрая эрозия шарикового уплотнителя, дополнительно ограничивающая его способность изолировать перфорацию и, таким образом, исключающая требуемое отклонение.
Известные шариковые уплотнители были обычно выполнены в форме сфер со сплошными или полыми ядрами, покрытыми мягкой, тонкой оболочкой, нанесенной на поверхность, см., например, патент США №4,102,401, автор Эрбстоэссер, озаглавленный "Well Treatment Fluid Diversion with Low Density Ball Sealers", 25 июля 1978. Данный патент раскрывает шариковый уплотнитель, имеющий внутреннее ядро из синтаксической пены (или, в качестве альтернативы, из термопластика, такого как полиметилпентен), покрытое эластомерным материалом. Синтаксическая пена является материалом, состоящим из полых сферических частиц, например, стеклянных сфер, рассеянных в связующем веществе, например, в эпоксидной смоле. Резина используется в качестве эластомерного покрывающего материала, покрывающего ядро из синтаксической пены.
В патенте США №4,407,368, автор Эрбстоэссер описал улучшенный шариковый уплотнитель, имеющий сплошное ядро, покрытое полиуретановой оболочкой. Другой двухслойный шариковый уплотнитель был представлен Донером и другими в патенте США №4,505,334, в котором термостатическое волокно оборачивается вокруг ядра, после чего материал вулканизируется и может иметь необязательное эластомерное внешнее покрытие.
Дополнительные двухслойные шариковые уплотнители описаны в патенте США №4,702,316, авторы Чжен и другие, в котором шариковый уплотнитель выполнен из полимерного состава, покрытого тонкой эластомерной оболочкой. В патенте США №5,253,709, авторы Кендрик и другие раскрывают шариковый уплотнитель, имеющий деформируемую оболочку, определяющую центральное ядро, заполненное не деформируемыми твердыми частицами, которые могут течь с деформируемой оболочкой, и, поскольку консолидируется под давлением потока текучей среды, то заставляет внешнюю оболочку перекрывать перфорационное отверстие.
Шариковый уплотнитель с жестким полым ядром описан в патенте США №5,485,882, авторы Бэйли и другие "Low-Density Ball Sealer for Use as a Diverting Agent in Hostile Environment Wells", 23.06.1996. Данные шариковые уплотнители формируются из двух частей из высокопрочных материалов, которые скрепляются вместе, образуя сферу с полым ядром. Предпочтительные материалы для шариковых уплотнителей Бэйли включают в себя высокопрочный алюминий и высокопрочный термопластик и может включать в себя защитное покрытие для защиты алюминия от определенных растворителей, находящихся в некоторых обрабатывающих текучих средах.
Деградирующий шариковый уплотнитель описан в патенте США №6,380,138, автор Иши и другие, "Injection Molded Degradable Casing Perforation Ball Sealers Fluid Loss Additive and Method of Use". Данные шариковые уплотнители формируются из смеси растворимого наполняющего материала и связующего вещества и имеют характеристики небольшого размягчения в присутствии стимулирующей текучей среды, гарантируя тем самым твердый контакт через управляемую поверхностную деформацию. Шариковые уплотнители остаются неповрежденными при близкой к поверхностной температуре, т.е. температуре, нагнетаемой обрабатывающей текучей средой, но деградируют при воздействии высоких температур, таких, какие ожидаются после возврата естественных скважинных температур после завершения обработки.
Из вышеизложенного видно, что несмотря на то, что шариковые уплотнители успешно разрабатывались для обеспечения различных требуемых свойств, существует необходимость в улучшении шарикового уплотнителя для обеспечения эффективного уплотнения с перфорациями различных форм.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ изоляции перфораций в скважине, содержащий следующие этапы:
нагнетание в область перфораций в скважину шарикового уплотнителя, взвешенного в текучей среде и содержащего внутреннее ядро, сохраняющее свою первоначальную форму при расположении на перфорации в стволе скважины, и по меньшей мере, два расположенных на внутреннем ядре слоя, по меньшей мере, один из которых является деформируемым промежуточным слоем, и по меньшей мере другой из которых является внешним слоем, причем промежуточный слой содержит материал, деформируемый под давлением, и внешний слой содержит слой материала для заключения в себе промежуточного слоя при деформации промежуточного слоя и имеет способность адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя;
приложение давления в скважине до расположения шарикового уплотнителя на перфорации и до увеличения давления до уровня, достаточного для деформации, по меньшей мере, одного промежуточного деформируемого слоя шарикового уплотнителя и создания уплотнения между шариковым уплотнителем и перфорацией.
Материал, деформируемый под давлением, может быть материалом, выбранным из группы, включающей в себя эластомеры и термопластические эластомеры, или эластомером, выбранным из группы, включающей в себя полиизопрен, полибутадиен, полиизобутилен, полиуретан, или термопластическим эластомером, который является комбинацией сополимеров, включающей в себя, по меньшей мере, два из полибутадиена, полиизобутилена, полиизопрена и полиуретана.
Промежуточный слой может содержать материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину при расположении шарикового уплотнителя на перфорации.
Материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, может быть материалом, деформируемым при температурах в диапазоне от 70 до 550 градусов Фаренгейта (от 21,11 до 287,78 градусов Цельсия), или термопластическим эластомером, или биополимером.
Внешний слой может содержать материал, который гидролизуется при температуре, превышающей пороговую величину.
Согласно изобретению создан шариковый уплотнитель для изоляции перфорации перфораций в скважине, содержащий внутренне ядро, сохраняющее свою первоначальную форму при расположении на перфорации в стволе скважины, и по меньшей мере, два расположенных на внутреннем ядре слоя, по меньшей мере, один из которых является деформируемым промежуточным слоем, и по меньшей мере другой из которых является внешним слоем, причем деформируемый слой содержит материал, деформируемый под давлением, и внешний слой содержит слой материала для заключения в себе промежуточного слоя при деформации промежуточного слоя и имеет способность адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя.
Материал, деформируемый под давлением, может быть материалом, выбранным из группы, включающей в себя эластомеры и термопластические эластомеры, или эластомером, выбранным из группы, включающей в себя полиизопрен, полибутадиен, полиизобутилен, полиуретан.
Промежуточный слой может содержать материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, при расположении шарикового уплотнителя на перфорации.
Материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, может быть материалом, деформируемым при температурах в диапазоне от 70 до 550 градусов Фаренгейта (от 21,11 до 287,78 градусов Цельсия), или термопластическим эластомером, или биополимером.
В соответствии с изобретением, многослойные шариковые уплотнители могут быть закачаны в скважину любым приемлемым способом, включающим в себя закачивание из устья скважины или введение многослойных шариковых уплотнителей на приемлемой глубине с помощью насосно-компрессорной трубы, составного трубопровода и тому подобного.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 изображает обычное размещение шариковых уплотнителей в качестве отклоняющего агента в скважине.
Фиг.2 изображает узел перфорационного инструмента, опущенного в скважину на кабеле.
Фиг.3 изображает поперечное сечение обсадной колонны вдоль линии а-а на фиг.2 и размещение перфорационных зарядов на одном уровне узла перфорационного инструмента и поперечные сечения перфораций, созданных этими перфорационными зарядами.
Фиг.4 изображает вид в перспективе, иллюстрирующий пересечение воображаемых цилиндров, вырезанных перфорационным зарядом и цилиндрической обсадной колонной, когда перфорационный заряд подрывается не из центра обсадной колонны.
Фиг.5 изображает вид в перспективе, иллюстрирующий овальность перфорационных отверстий от выстрела из центра.
Фиг.6 изображает слабое уплотнение между сферическим шариковым уплотнителем и овальным перфорационным отверстием.
Фиг.7 изображает перфорационное отверстие с зазубренными краями.
Фиг.8 изображает сферический шариковый уплотнитель, используемый для уплотнения перфорационного отверстия.
Фиг.9 изображает композицию из трех фотографий, иллюстрирующих трехмерную природу зазубрин перфорационного отверстия.
Фиг.10 изображает поперечное сечение многослойного шарикового уплотнителя и деформацию многослойного шарикового уплотнителя при приложении давления к многослойному шариковому уплотнителю при размещении шарикового уплотнителя на перфорационном отверстии.
Фиг.11 изображает поперечное сечение многослойного шарикового уплотнителя с водорастворимым или гидролизуемым внешним слоем, деформацию шарикового уплотнителя при приложении к нему давления, когда уплотнитель размещен на перфорационном отверстии, и открытие зазоров после растворения или гидролизации внешнего слоя.
Подробное описание некоторых иллюстративных вариантов осуществления
В следующем подробном описании сделаны ссылки на приложенные чертежи, которые показывают, в качестве примера, конкретные варианты осуществления, которые могут быть использованы. Эти варианты осуществления описаны с достаточными подробностями, чтобы специалисты в данной области техники могли использовать изобретение. Следует понимать, что эти различные варианты осуществления изобретения, несмотря на то, что они разные, необязательно являются взаимоисключающими. Например, конкретный признак, структура или характеристика, описанная здесь в соединении с одним вариантом осуществления, может быть применена с другими вариантами осуществления без выхода за сущность и объем изобретения. В дополнение, следует понимать, что расположение или размещение отдельных элементов в каждом раскрытом варианте осуществления может быть изменено без выхода за сущность и объем изобретения. Следующее подробное описание не должно, таким образом, восприниматься в ограничивающем смысле, и объем настоящего изобретения определен только приложенной формулой изобретения, правильно интерпретированной вместе с полным диапазоном эквивалентов, которые описаны в формуле изобретения. На чертежах одинаковые номера ссылаются на одинаковую или подобную функциональность на нескольких видах.
Следует также отметить, что при разработке любого варианта осуществления много решений в соответствии с условиями, должны быть сделаны для достижения конкретных целей разработчика, таких как совместимость с системзависимыми и бизнес-зависимыми ограничениями, которые будут меняться от одной реализации к другой. Более того, следует понимать, что такие разработки могут быть сложными и требующими времени, но тем не менее должны быть выполнены специалистами в данной области техники, имеющими преимущество настоящего раскрытия.
Настоящее изобретение является шариковыми уплотнителями, которые обеспечивают улучшенную способность адаптироваться к форме перфорационного отверстия, тем самым эффективно изолируя перфорации от скважины, одновременно поддерживая структурную прочность, необходимую для сопротивления возрастающим скважинным давлениям.
Фиг.1 иллюстрирует обычное размещение шариковых уплотнителей 112 в качестве отклоняющего агента в скважине 100. Скважинная обсадная колонна 105 была установлена в стволе скважины 100 с использованием цементной оболочки 107. Первая перфорационная зона 111a является изолированной с использованием шариковых уплотнителей 112. Шариковые уплотнители 112 закачиваются в скважины с обрабатывающей текучей средой. Положительная разность давлений между скважиной 101 и формацией 109а заставляет текучую среду течь через перфорации. Шариковые уплотнители 112 стремятся следовать этому потоку текучей среды, до их расположения на отверстиях перфораций. На фиг.1 определенные шариковые уплотнители 112b расположены на перфорационных отверстиях, в то время как другие шариковые уплотнители 112а плавают в обрабатывающей текучей среде. По существу, как только все шариковые уплотнители 112а расположатся на перфорационных отверстиях, формация 109а, соответствующая первому набору перфораций 111a, станет изолированной от скважины 101. Дальнейшее закачивание обрабатывающей текучей среды будет отклонено к другим зонам, например, к нижней перфорационной зоне 111b. Насколько эффективно это отклонение, зависит от того, как хорошо шариковые уплотнители 112 изолируют перфорации. Качество сформированного уплотнения зависит от формы и качества, например, наличия зазубрин, перфорационных отверстий в обсадной колонне 105 и способности шариковых уплотнителей адаптироваться к перфорационным отверстиям.
Фиг.2 является иллюстрацией узла 203 перфорационного инструмента, опущенного в скважину на кабеле 201. Узел 203 перфорационного инструмента состоит из верхнего магнитного децентрализатора 207а и нижнего магнитного децентрализатора 207b. Децентрализаторы 207 обеспечивают расположение узла 203 перфорационного инструмента вплотную к внутренней стенке обсадной колонны 105. Узел 203 перфорационного инструмента дополнительно состоит из множества перфорационных зарядов 205.
Фиг.3 является поперечным сечением обсадной колонны 105 вдоль линии а-а на фиг.2 и иллюстрирует расположение перфорационных зарядов 205 на одном уровне узла 203 перфорационного инструмента, а также поперечное сечение перфораций, созданных этими перфорационными зарядами 205. Перфорационные заряды 205 обычно размещаются по прямой с 90-градусным фазовым сдвигом по отношению друг к другу, например, заряд 205а расположен перпендикулярно зарядам 205b и 205d и на одной линии с зарядом 205с. Когда перфорационные заряды 205a-d подрываются, заряды создают перфорации 311a-d, соответственно, с перфорационными отверстиями 303а-d, соответственно.
Вследствие того, что перфорации создаются не по центру, перфорационные отверстия, которые создаются не радиально, имеют входные отверстия овальной формы. Это проиллюстрировано на фиг.4 и 5. Фиг.4 является трехмерным видом в перспективе малой секции обсадной колонны 105, иллюстрирующим пересечение воображаемых цилиндров, вырезанных перфорационным зарядом и цилиндрической обсадной колонной, когда перфорационный заряд подрывается не по центру обсадной колонны 105. При подрыве перфорационных зарядов образуются цилиндрические каналы 403a-d через скважину и обсадную колонну 105. Любой из этих цилиндров, не являющихся радиальным по отношению к обсадной колонне, формирует овальные входные отверстия в обсадной колонне 105, например, отверстия 405b и 405d, соответственно.
Овальность входных отверстий нецентрового подрыва дополнительно проиллюстрирована на фиг.5. Перфорации, которые выполнены вдоль радиуса обсадной колонны 105, имеют круглую форму, т.е. перфорационные отверстия 405а и 405с. Вследствие кривизны цилиндра перфорационные отверстия радиально образованных перфораций также являются не совсем круглыми, но скорее имеют форму искривленного круга. Перфорационные отверстия 405b и 405d, которые были проделаны не радиально, имеют овальные формы.
Фиг.6 является иллюстрацией слабой изоляции между сферическим шариковым уплотнителем 112 и овальным перфорационным отверстием 405d. Шариковый уплотнитель 112 не закрывает зазоры 601а и 601b вследствие того, что форма сферического шарикового уплотнителя 112 является не совместимой с формой отверстия 405d.
Похожая проблема возникает, когда перфорационный заряд не создает перфорационное отверстие правильной формы. Фиг.7 является иллюстрацией зазубренного перфорационного отверстия 701. Несмотря на то что перфорационное отверстие примерно круглое, отверстие является зазубренным.
Фиг.8 является иллюстрацией сферического шарикового уплотнителя 112, используемого при попытке изоляции зазубренного перфорационного отверстия 701. Сферический шариковый уплотнитель 112 не закроет зазоры 801 вследствие несоответствия форм шарикового уплотнителя 112 и несовершенной формы перфорационного отверстия 701.
Фиг.10 является поперечным сечением многослойного шарикового уплотнителя 900. Многослойный шариковый уплотнитель имеет внутреннее ядро 901, промежуточный слой 903 и внешний слой 905. По меньшей мере, один из трех слоев является деформируемым слоем, позволяющим шариковому уплотнителю адаптироваться к неправильным формам перфорационных отверстий.
В первом варианте осуществления, деформируемый слой является промежуточным слоем 903, и внешний слой выполнен из материала, способного заключать в себе деформируемый промежуточный слой 903. Внешний слой дополнительно способен адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя 903.
Деформируемый промежуточный слой 903 выполнен из материала, который деформируется под давлением. Подходящие материалы включают в себя эластомеры и термопластические эластомеры. Подходящие эластомеры включают в себя полиизопрен, полибутадиен, полиизобутилен и полиуретан. В альтернативном варианте осуществления, промежуточный слой 903, который является деформируемым слоем, является термопластическим эластомером, который является комбинацией сополимеров, включающих в себя, по меньшей мере, два из полибутадиена, полиизобутилена, полиизопрена и полиуретана.
В альтернативном варианте осуществления, промежуточный слой 903 выполнен из материала, который деформируется при размещении на перфорационном отверстии, и скважинная температура вблизи перфорации, на которой сидит шариковый уплотнитель, превышает температурную пороговую величину, например, в диапазоне от 100 до 300 градусов Фаренгейта (от 37,78 до 148,89 градусов Цельсия). Подходящие материалы включают в себя термопластические эластомеры и биополимеры.
Фиг.10 дополнительно иллюстрирует деформацию, которой подвергается шариковый уплотнитель 900b при размещении на перфорационном отверстии 405 в обсадной колонне 105 и приложении давления 907 к скважине. Промежуточный слой 903 деформируется, позволяя шариковому уплотнителю 900b адаптировать форму, которая изолирует перфорационное отверстие 405. Внешний слой 905 адаптируется к форме деформированного промежуточного слоя 903, в то время как внутреннее ядро остается в свое изначальной, например, сферической форме.
В альтернативном варианте осуществления, проиллюстрированном на Фиг.11, многослойный шариковый уплотнитель 150 имеет внутреннее ядро 151, промежуточный слой 153 и деформируемый внешний слой 155. Деформируемый внешний слой 155 выполнен из материалов, которые деформируются под давлением 157, например, при посадке на перфорационное отверстие 405 и при повышении гидростатического давления в скважине, что вызывает повышение положительной разности давлений между скважиной и формацией 109, адаптируя тем самым несферическую форму 150b, которая адаптируется к форме перфорационного отверстия 405, и, тем самым, формируя эффективное уплотнение между шариковым уплотнителем 150 и перфорационным отверстием 405.
В одном варианте осуществления, деформируемый внешний слой 155 выполнен из водорастворимого материала, например, водорастворимого биополимера или поливинилового спирта.
Будучи водорастворимыми, после процесса обработки шариковые уплотнители 150 постепенно там растворяются, когда гидростатическое давление легко перемещает шариковые уплотнители 150 обратно от перфорационных отверстий 405.
В альтернативном варианте осуществления, деформируемый внешний слой 155 изготовлен из материала, который гидролизуется выше пороговой величины температуры, например, в диапазоне от 100 до 300 градусов Фаренгейта (от 37,78 до 148,89 градусов Цельсия). Подходящие материалы со свойствами гидролизации при подходящей температуре включают в себя полигликолевую кислоту и полимолочную кислоту. Скорость гидролизации зависит от показателя рН скважинной текучей среды, так что, соответственно, скорость удаления внешнего слоя 155 может управляться путем корректировки значения рН скважинной текучей среды.
Когда внешний слой растворяется или гидролизуется, трансформация 159, результирующий шариковый уплотнитель 150с содержит только оставшийся промежуточный слой 153 и внутреннее ядро 151. Когда разность гидростатического давления меняет знак при завершении процесса обработки, шариковый уплотнитель 150с более легко отходит от перфорационного отверстия 405 благодаря зазорам, которые могли образоваться при растворении или гидролизации внешнего слоя 155.
Размер шарикового уплотнителя, используемого в качестве отклоняющего агента, зависит от размера перфораций в обсадной колонне. Обычные внешние диаметры шарикового уплотнителя находятся в диапазоне от 5/8 дюйма до 1,5 дюймов (от 1,5875 см до 3,81 см). В одном варианте осуществления, многослойный шариковый уплотнитель 900 или 150, как было описано выше, имеет внешний диаметр в этом диапазоне, при этом деформируемый слой имеет толщину в диапазоне между 1/8 дюйма и 3/8 дюйма (0,3175 см и 0,9525 см). В альтернативных вариантах осуществления шариковые уплотнители 900 и 150 имеют несферические формы, такие как яйцеобразная форма или эллипсоид. Такие формы могут дополнительно улучшить уплотнение между перфорационными отверстиями 405 и шариковым уплотнителем 900 или 150. В одном варианте осуществления деформируемый слой такого многослойного шарикового уплотнителя 900 или 150 будет иметь толщину в диапазоне между 1/8 дюйма и 3/8 дюйма (0,3175 см и 0,9525 см).
Многослойный шариковый уплотнитель 900 и 150 может быть применен в качестве отклоняющего агента для достижения зональной изоляции путем взвешивания шариковых уплотнителей 900 и 150 в текучей среде, нагнетаемой в скважину. Затем давление прикладывается до тех пор, пока шариковые уплотнители 900 и 150 не сядут на перфорационные отверстия 405 и не деформируются от разности гидростатического давления между скважиной и формацией, формируя тем самым эффективное уплотнение между скважиной и формацией, в которую проникают перфорации.
Многослойные шариковые уплотнители могут нагнетаться в скважину любым подходящим способом, включающим в себя нагнетание из устья скважины или введение многослойных шариковых уплотнителей на подходящую глубину с использованием насосно-компрессорной трубы, составного трубопровода или тому подобного.
Вышеописанные варианты осуществления могут быть успешно использованы в многозональных операциях обработки, т.е. где узел перфоратора и соответствующее устройство обработки перемещается от одной обрабатываемой зоны к другой. Такие операции включают в себя перемещение перфорационной системы и повторение, по меньшей мере, одного из этапов размещения шариковых уплотнителей, выполнения обработки, измерения свойств, характеризующих результат. Многозональная стимуляция описана в одновременно заявленной заявке на патент США №12/039,583, полное раскрытие.
Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку они могут быть изменены и реализованы различными, но эквивалентными способами, известными специалистам в данной области техники, имеющим преимущество здесь изложенного. Более того, не предусмотрено ограничений к подробностям конструирования или проектирования, показанных здесь, отличных от описанных ниже в формуле изобретения. Таким образом, является очевидным, что конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы и все такие вариации считаются находящимися в объеме и сущности изобретения, в частности, любой диапазон значений (в форме "от примерно А до примерно В", или эквивалентно, "от приблизительно от А до В", или эквивалентно "от приблизительно А-В"), раскрытый здесь, должен быть понимаем как множество всех подмножеств соответствующего диапазона значений. Соответственно, объем охраны изложен в формуле изобретения.
Claims (16)
1. Способ изоляции перфораций в скважине, содержащий следующие этапы: нагнетание в область перфораций в скважину шарикового уплотнителя, взвешенного в текучей среде и содержащего внутреннее ядро, сохраняющее свою первоначальную форму при расположении на перфорации в стволе скважины, и по меньшей мере, два расположенных на внутреннем ядре слоя, по меньшей мере, один из которых является деформируемым промежуточным слоем, и по меньшей мере, другой из которых является внешним слоем, причем промежуточный слой содержит материал, деформируемый под давлением, и внешний слой содержит слой материала для заключения в себе промежуточного слоя при деформации промежуточного слоя и имеет способность адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя; приложение давления в скважине до расположения шарикового уплотнителя на перфорации и до увеличения давления до уровня, достаточного для деформации, по меньшей мере, одного промежуточного деформируемого слоя шарикового уплотнителя и создания уплотнения между шариковым уплотнителем и перфорацией.
2. Способ по п.1, в котором материал, деформируемый под давлением, является материалом, выбранным из группы, включающей в себя эластомеры и термопластические эластомеры.
3. Способ по п.2, в котором материал, деформируемый под давлением, является эластомером, выбранным из группы, включающей в себя полиизопрен, полибутадиен, полиизобутилен, полиуретан.
4. Способ по п.2, в котором материал, деформируемый под давлением, является термопластическим эластомером, который является комбинацией сополимеров, включающей в себя, по меньшей мере, два из полибутадиена, полиизобутилена, полиизопрена и полиуретана.
5. Способ по п.1, в котором промежуточный слой содержит материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину при расположении шарикового уплотнителя на перфорации.
6. Способ по п.5, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является материалом, деформируемым при температурах в диапазоне от 70 до 550°F (от 21,11 до 287,78°C).
7. Способ по п.6, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является термопластическим эластомером.
8. Способ по п.6, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является биополимером.
9. Способ по п.1, в котором внешний слой содержит материал, который гидролизуется при температуре, превышающей пороговую величину.
10. Шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине, содержащий внутреннее ядро, сохраняющее свою первоначальную форму при расположении на перфорации в стволе скважины, и по меньшей мере, два расположенных на внутреннем ядре слоя, по меньшей мере, один из которых является деформируемым промежуточным слоем, и по меньшей мере другой из которых является внешним слоем, причем деформируемый слой содержит материал, деформируемый под давлением, и внешний слой содержит слой материала для заключения в себе промежуточного слоя при деформации промежуточного слоя и имеет способность адаптироваться к последеформационной форме промежуточного слоя.
11. Шариковый уплотнитель по п.10, в котором материал, деформируемый под давлением, является материалом, выбранным из группы, включающей в себя эластомеры и термопластические эластомеры.
12. Шариковый уплотнитель по п.10, в котором материал, деформируемый под давлением, является эластомером, выбранным из группы, включающей в себя полиизопрен, полибутадиен, полиизобутилен, полиуретан.
13. Шариковый уплотнитель по п.10, в котором промежуточный слой содержит материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, при расположении шарикового уплотнителя на перфорации.
14. Шариковый уплотнитель по п.13, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является материалом, деформируемым при температурах в диапазоне от 70 до 550°F (от 21,11 до 287,78°C).
15. Шариковый уплотнитель по п.14, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является термопластическим эластомером.
16. Шариковый уплотнитель по п.14, в котором материал, деформируемый при температуре, превышающей пороговую величину, является биополимером.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US98083507P | 2007-10-18 | 2007-10-18 | |
US60/980,835 | 2007-10-18 | ||
US12/252,044 | 2008-10-15 | ||
US12/252,044 US8714250B2 (en) | 2007-10-18 | 2008-10-15 | Multilayered ball sealer and method of use thereof |
PCT/IB2008/054282 WO2009050681A2 (en) | 2007-10-18 | 2008-10-17 | Multilayered ball sealer and method of use thereof |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010119704A RU2010119704A (ru) | 2011-11-27 |
RU2485286C2 true RU2485286C2 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=40562282
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010119704/03A RU2485286C2 (ru) | 2007-10-18 | 2008-10-17 | Способ и многослойный шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8714250B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0818558A8 (ru) |
CA (1) | CA2701700A1 (ru) |
MX (1) | MX2010004008A (ru) |
RU (1) | RU2485286C2 (ru) |
WO (1) | WO2009050681A2 (ru) |
Families Citing this family (58)
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 |
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 |
CA3077883C (en) | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
NO332522B1 (no) * | 2010-06-16 | 2012-10-08 | N & L Consulting Ltd | Fremgangsmate for tetning av et odelagt rorsystem ved bruk av lekkasje kuler |
US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US20130048282A1 (en) * | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
RU2480581C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах |
US8857513B2 (en) * | 2012-01-20 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Refracturing method for plug and perforate wells |
US9567828B2 (en) * | 2012-01-27 | 2017-02-14 | Glen Mitchell Kniffin | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore |
CA2867836A1 (en) | 2012-03-21 | 2013-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Inflatable collar and downhole method for moving a coiled tubing string |
US8931559B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-01-13 | Ncs Oilfield Services Canada, Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
WO2013184238A1 (en) | 2012-06-06 | 2013-12-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for secondary sealing of a perforation within a wellbore casing |
EP3569815A1 (en) | 2012-06-07 | 2019-11-20 | Kureha Corporation | Member for hydrocarbon resource collection downhole tool |
US9759035B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing a wellbore isolation device using galvanic corrosion of a metal alloy in solid solution |
US9458692B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having a nanolaminate of anode and cathode |
US9689227B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of adjusting the rate of galvanic corrosion of a wellbore isolation device |
US9777549B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation device containing a dissolvable anode and electrolytic compound |
US9689231B2 (en) | 2012-06-08 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation devices having an anode matrix and a fiber cathode |
US9574418B2 (en) | 2012-07-10 | 2017-02-21 | Kureha Corporation | Downhole tool member for hydrocarbon resource recovery |
JP6151255B2 (ja) * | 2012-08-08 | 2017-06-21 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収用ボールシーラーならびにその製造方法及びそれを用いる坑井の処理方法 |
US10138707B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
WO2014099207A1 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid plugs as downhole sealing devices and systems and methods including the same |
WO2014099208A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for stimulating a multi-zone subterranean formation |
WO2014099206A1 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods inclucding the same |
CA2894495C (en) | 2012-12-21 | 2017-01-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
US9617841B2 (en) | 2013-05-29 | 2017-04-11 | Marvin Boedeker | Hydraulic fracturing ball sealers |
JP6327933B2 (ja) | 2013-06-28 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用ゴム部材、及びダウンホールツール、並びに炭化水素資源の回収方法 |
US9914871B2 (en) | 2013-12-26 | 2018-03-13 | Kureha Corporation | Ball sealer for hydrocarbon resource recovery, method for manufacturing same, and method for treating borehole using same |
WO2015105515A1 (en) * | 2014-01-13 | 2015-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Decomposing isolation devices containing a buffering agent |
US11814923B2 (en) * | 2018-10-18 | 2023-11-14 | Terves Llc | Degradable deformable diverters and seals |
US9790762B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same |
CN103894612A (zh) * | 2014-04-01 | 2014-07-02 | 中国石油大学(华东) | 一种用于油气压裂的可溶性Mg2Si基高强轻质球的制备方法 |
WO2015167640A1 (en) * | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services. Inc. | Isolation devices having a nanolaminate of anode and cathode |
WO2015167584A1 (en) * | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Computational model for tracking ball sealers in a wellbore |
CA2953571C (en) * | 2014-08-08 | 2018-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for multi-zone fracture stimulation of a well |
WO2016028414A1 (en) | 2014-08-21 | 2016-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation |
WO2016056934A1 (en) | 2014-10-06 | 2016-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles |
US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
CN104481489B (zh) * | 2014-11-11 | 2017-08-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井直井用连续油管压裂与完井一体化工艺方法 |
US9869154B2 (en) | 2014-11-25 | 2018-01-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods for closing flow paths in wellbores |
US20160281454A1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled degradation of elastomers and use in oilfield applications |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US10851615B2 (en) * | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10196886B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Select-fire, downhole shockwave generation devices, hydrocarbon wells that include the shockwave generation devices, and methods of utilizing the same |
US20170159419A1 (en) | 2015-12-02 | 2017-06-08 | Randy C. Tolman | Selective Stimulation Ports, Wellbore Tubulars That Include Selective Stimulation Ports, And Methods Of Operating The Same |
US10309195B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Selective stimulation ports including sealing device retainers and methods of utilizing the same |
WO2018093514A1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including selective stimulation ports sealed with sealing devices and methods of operating the same |
US10760370B2 (en) | 2016-12-16 | 2020-09-01 | MicroPlug, LLC | Micro frac plug |
US10364659B1 (en) | 2018-09-27 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and devices for restimulating a well completion |
US11125047B1 (en) | 2019-01-07 | 2021-09-21 | Workover Solutions, Inc. | Dissolvable diversion package and method of use |
US11421517B2 (en) | 2020-04-23 | 2022-08-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Fluid diversion using deployable bodies |
CN114526039A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于射孔井的复合暂堵参数设计方法及系统 |
CN114458233A (zh) * | 2022-03-25 | 2022-05-10 | 西南石油大学 | 一种具有双层结构的异形结构暂堵球 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4410387A (en) * | 1980-02-27 | 1983-10-18 | Molded Dimensions Inc. | Ball sealers and method of preparation |
US4505334A (en) * | 1983-09-06 | 1985-03-19 | Oil States Industries, Inc. | Ball sealer |
US5253709A (en) * | 1990-01-29 | 1993-10-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
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 |
EA004186B1 (ru) * | 2000-07-18 | 2004-02-26 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ обработки многочисленных интервалов буровой скважины |
Family Cites Families (13)
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 |
US3376934A (en) * | 1965-11-19 | 1968-04-09 | Exxon Production Research Co | Perforation sealer |
US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
US4102401A (en) * | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
US4407368A (en) * | 1978-07-03 | 1983-10-04 | Exxon Production Research Company | Polyurethane ball sealers for well treatment fluid diversion |
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 |
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 |
US6832651B2 (en) * | 2002-08-29 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement composition exhibiting improved resilience/toughness and method for using same |
WO2006088603A1 (en) * | 2005-01-21 | 2006-08-24 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble diverting agents |
US8567494B2 (en) * | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
US7604049B2 (en) * | 2005-12-16 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric composites, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7647964B2 (en) * | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
-
2008
- 2008-10-15 US US12/252,044 patent/US8714250B2/en active Active
- 2008-10-17 CA CA2701700A patent/CA2701700A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-17 WO PCT/IB2008/054282 patent/WO2009050681A2/en active Application Filing
- 2008-10-17 MX MX2010004008A patent/MX2010004008A/es active IP Right Grant
- 2008-10-17 BR BRPI0818558A patent/BRPI0818558A8/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-10-17 RU RU2010119704/03A patent/RU2485286C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4410387A (en) * | 1980-02-27 | 1983-10-18 | Molded Dimensions Inc. | Ball sealers and method of preparation |
US4505334A (en) * | 1983-09-06 | 1985-03-19 | Oil States Industries, Inc. | Ball sealer |
US5253709A (en) * | 1990-01-29 | 1993-10-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
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 |
EA004186B1 (ru) * | 2000-07-18 | 2004-02-26 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ обработки многочисленных интервалов буровой скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2701700A1 (en) | 2009-04-23 |
RU2010119704A (ru) | 2011-11-27 |
BRPI0818558A8 (pt) | 2018-09-25 |
MX2010004008A (es) | 2010-04-27 |
WO2009050681A2 (en) | 2009-04-23 |
WO2009050681A3 (en) | 2009-09-03 |
US20090101334A1 (en) | 2009-04-23 |
US8714250B2 (en) | 2014-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2485286C2 (ru) | Способ и многослойный шариковый уплотнитель для изоляции перфораций в скважине | |
US7810567B2 (en) | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing | |
US20150060069A1 (en) | Swellable ball sealers | |
RU2395667C1 (ru) | Способ обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов | |
EP2446112B1 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
US7575062B2 (en) | Methods and devices for treating multiple-interval well bores | |
US20110155377A1 (en) | Joint or coupling device incorporating a mechanically-induced weak point and method of use | |
US11313198B2 (en) | Dissolvable plugs used in downhole completion systems | |
CN101302926A (zh) | 控制在井下应用的弹性体的方法和设备 | |
EP1529151A1 (en) | Well abandonment apparatus | |
CA2952219C (en) | Packer setting method using disintegrating plug | |
Stanojcic et al. | Pinpoint fracturing technologies: a review of successful evolution of multistage fracturing in the last decade | |
US20100122819A1 (en) | Inserts with Swellable Elastomer Seals for Side Pocket Mandrels | |
WO2021007024A2 (en) | Well treatment with barrier having plug in place | |
Kayumov et al. | Efficient large volume acid fracturing in openhole horizontal well with pre-created circular notches | |
WO2016011327A2 (en) | Heel to toe fracturing and re-fracturing method | |
US20130213665A1 (en) | Apparatus Including Water-Soluble Material for Use Downhole | |
CA3037068A1 (en) | Chemical attenuator sleeve | |
AU2021260949B2 (en) | Fluid diversion using deployable bodies | |
US10435554B2 (en) | Degradable polymer and fiber components | |
US9567828B2 (en) | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore | |
US9410398B2 (en) | Downhole system having compressable and expandable member to cover port and method of displacing cement using member | |
CA1240615A (en) | Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated wellbore | |
EP3321469A1 (en) | Backpressure ball | |
AU2016265971A1 (en) | Backpressure ball |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151018 |