RU2553705C2 - Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины - Google Patents
Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2553705C2 RU2553705C2 RU2012107308/03A RU2012107308A RU2553705C2 RU 2553705 C2 RU2553705 C2 RU 2553705C2 RU 2012107308/03 A RU2012107308/03 A RU 2012107308/03A RU 2012107308 A RU2012107308 A RU 2012107308A RU 2553705 C2 RU2553705 C2 RU 2553705C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sidetracks
- wellbore
- well
- hydraulic fracturing
- fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 9
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 7
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Electrotherapy Devices (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
- Radiation-Therapy Devices (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам подготовки и обработки для интенсификации притока скважины. Способ подготовки боковых стволов скважины включает бурение множества боковых стволов скважины из по существу вертикальной скважины. Устанавливают дефлектор селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов. Осуществляют гидроразрыв множества боковых стволов скважины в одном рейсе заканчивания посредством последовательной изоляции боковых стволов из множества боковых стволов скважины и подачи текучей среды гидроразрыва к каждому последовательно изолируемому боковому стволу скважины по мере спускания. Техническим результатом является повышение эффективности гидроразрыва боковых стволов скважины без подъема оборудования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 37 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Эксплуатацию запасов нефти и газа можно улучшить с использованием скважин с несколькими ответвлениями или боковыми стволами. Многочисленные боковые стволы скважины обеспечивают улучшение продуктивности скважины и нефтеотдачи с одновременным уменьшением общих затрат на разработку. Кроме того, уже появились технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта, но ни одну из данных технологий пока адекватно не используют для многоствольных скважин. Например, многоступенчатую перфорацию и пробки уже использовали в некоторых многоствольных скважинах, но существующие методики не обеспечивают изоляции ствола скважины и не сфокусированы на размещении гидроразрыва. Также существующие методики заканчивания многоствольных скважин не обеспечивают непрерывного нагнетания текучей среды гидроразрыва, поскольку требуется вскрытие следующей зоны скважины с помощью перфорирования, проводимого на гибкой насосно-компрессорной трубе или каротажном кабеле.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В общем, настоящим изобретением создан способ подготовки и обработки для интенсификации притока скважины. Способ содержит развертывание оборудования гидроразрыва в скважине, имеющей множество боковых стволов. Способ и оборудование гидроразрыва выполнены с возможностью обеспечения гидроразрыва множества боковых стволов скважины во время одной мобилизации, например, одной мобилизации установки (установок) гидроразрыва, бригады и буровой установки.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Некоторые варианты осуществления изобретения описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые элементы, и на которых показано следующее.
На Фиг.1 показана система многоствольной скважины с множеством боковых стволов, развернутая на коллекторе углеводородов согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.2 схематично показана скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.3 показан боковой ствол скважины Фиг.2 с хвостовиком согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.4 показан ствол, аналогичный Фиг.3, но с развернутой колонной насосно-компрессорной трубы гидроразрыва варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.5 показан ствол, аналогичный Фиг.3, в котором боковой ствол скважины изолирован согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.6 показана скважина, в которой выполнен дополнительный боковой ствол согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.7 показана скважина, аналогичная Фиг.6, в которой дополнительный боковой ствол подготовлен для гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.8, аналогичной Фиг.7, показана колонна насосно-компрессорных труб гидроразрыва развернутая в дополнительном боковом стволе скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.9, аналогичной Фиг.8, показана ситуация с удаленной колонной насосно-компрессорных труб гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.10, аналогичной Фиг.9, показана подготовка скважины к эксплуатации согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.11, аналогичной Фиг.10, показана подготовка скважины к эксплуатации согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.12, аналогичной Фиг.11, показано размещение верхнего пакера для подготовки скважины к эксплуатации и/или выполнению другого бокового ствола согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.13 показана скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.14, аналогичной Фиг.13, показано размещение отклоняющего клина, обеспечивающего выполнение следующего бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.15, аналогичной Фиг.14, показан хвостовик в следующем боковом стволе скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.16, аналогичной Фиг.15, показано развертывание оборудования гидроразрыва в скважине согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.17, аналогичной Фиг.16, показан начальный боковой ствол скважины, в котором проведен гидроразрыв согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.18, аналогичной Фиг.17, показана изоляция начального бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.19, аналогичной Фиг.18, показана подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.20, аналогичной Фиг.18, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.21, аналогичной Фиг.20, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.22, аналогичной Фиг.21, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву, где следующий боковой ствол скважины изолирован для подачи текучей среды гидроразрыва согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.23, аналогичной Фиг.22, показан следующий боковой ствол скважины, в котором проведен гидроразрыв согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.24 показан спуск извлекающего инструмента в скважину для подъема оборудования, использованного в гидроразрыве пласта, согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.25, аналогичной Фиг.23, показана подготовка скважины к эксплуатации и/или выполнению дополнительного бокового ствола согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.26, аналогичной Фиг.25, показана подготовка скважины к эксплуатации и/или выполнению дополнительного бокового ствола согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.27, аналогичной Фиг.26, показано эксплуатационное оборудование, развернутое в скважине, для обеспечения добычи углеводородной текучей среды из множества боковых стволов скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.28 показана другая скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.29, аналогичной Фиг.28, показано размещение бокового хвостовика с изолирующими клапанами в боковом стволе скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.30, аналогичной Фиг.29, показан спуск инструмента селективной установки конструкции, в общем, в вертикальном стволе скважины, согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.31, аналогичной Фиг.30, показано развертывание блока отклоняющего клина и выполнение следующего бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.32, аналогичной Фиг.31, показан извлеченный отклоняющий клин и развернутый селективный сквозной ввод насосно-компрессорной трубы согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.33, аналогичной Фиг.32, показаны изолирующие клапаны и другое оборудование, спущенное в следующий боковой ствол скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.34, аналогичной Фиг.33, показана многоствольная скважина с подготовленным для гидроразрыва верхним боковым стволом согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.35, аналогичной Фиг.34, показана муфта извлечения, спущенная в ствол скважины для извлечения сквозного селективного ввода насосно-компрессорной трубы согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.36, аналогичной Фиг.35, показана многоствольная скважина, с подготовленным к гидроразрыву нижним боковым стволом согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.37, аналогичной Фиг.36, показан многоствольная скважина, при заканчивании оборудованная скользящей втулкой, которую можно открывать для совместной добычи согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В следующем описании представлен ряд деталей для лучшего понимания настоящего изобретения. Вместе с тем, специалисту в данной области техники следует понимать, что настоящее изобретение можно реализовать без данных деталей и возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления.
Настоящее изобретение, в общем, относится к способу, использующему многоступенчатый гидроразрыв пласта в многоствольных скважинах для создания эффективного подхода к обработке скважин для интенсификации притока. Способ гидроразрыва можно реализовать как в системах с необсаженным стволом, так и в системах с обсаженным стволом и обеспечивать непрерывный гидроразрыв многочисленных боковых стволов при одной мобилизации, например, одной мобилизации установки или установок гидроразрыва, бригады и буровой установки, иногда именуемыми одним монтажом.
Для выполнения гидроразрыва множества боковых стволов скважины при одной мобилизации используют пробки или другие подходящие изолирующие устройства для изоляции боковых стволов скважины и для обеспечения гидроразрыва конкретных боковых стволов скважины. Колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва гидравлически соединяют с одним боковым стволом скважины единовременно и поток текучей среды гидроразрыва направляют в конкретный боковой ствол скважины в режиме, обеспечивающем получение необходимого гидроразрыва. По завершении гидроразрыва первого бокового ствола скважины колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва изолируют от обработанного гидроразрывом бокового ствола. В зависимости от варианта применения изоляцию можно обеспечить с помощью различных инструментов и способов, таких как инструмент геотехнических мероприятий, действие гидравлической линии управления, способа, использующего пульсации давления, или другого способа, используемого для гидравлической изоляции колонны насосно-компрессорных труб от бокового ствола скважины, уже обработанного гидроразрывом. Кроме того, колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва затем перемещают и соединяют со следующим боковым стволом скважины, подлежащим обработке гидроразрывом. В двух или больше боковых стволах скважины таким способом можно проводить заканчивание.
Способ обеспечивает эксплуатацию углеводородных, например нефтяных и/или газовых, коллекторов с несколькими ответвлениями скважины или боковыми стволами скважины с улучшением продуктивности и нефтеотдачи при уменьшении общих затрат. Многоступенчатый подход для многоствольных скважин можно использовать в различных внешних средах, включающих в себя коллекторы с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью. Выполнение многочисленных боковых стволов скважины улучшает возможности для заканчивания скважин, обеспечивающего их рентабельность. Например, горизонтальные боковые стволы вместе с гидроразрывом увеличивают продуктивность скважины в «плотных» пластах. Боковые стволы скважины, перпендикулярные природным трещинам, могут значительно улучшать производительность скважины.
На Фиг.1 показан один вариант осуществления системы 30 скважины, представляющий собой скважину 32 с множеством боковых стволов 34 скважины. Боковые стволы 34 скважины проходят через один или несколько подземных коллекторов 36 для обеспечения добычи нефти и/или газа. В показанном примере, в общем, вертикальный ствол 38 скважины пробурен вниз под наземным оборудованием 40, например буровой установкой и/или установкой гидроразрыва, и боковые стволы 34 отходят в боковом направлении от, в общем, вертикального ствола 38 скважины. Для примера боковые стволы 34 скважины могут являться, по существу, горизонтальными стволами. Как описано более подробно ниже, в многоствольной скважине 32 можно проводить заканчивание и обработку для интенсификации притока согласно различным методикам. Например, каждый боковой ствол 34 скважины можно бурить и заканчивать независимо. Альтернативно, все боковые стволы 34 скважины можно вначале бурить и затем заканчивать всей группой.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения боковые стволы 34 скважины бурят и заканчивают последовательно во время одной мобилизации, например, монтажа оборудования, и этот вариант осуществления показан и описан со ссылками на Фиг.2-12. На Фиг.2 показан начальный этап, на котором бурят первый боковой ствол 34 скважины в необходимую зону коллектора 36. Обсадная колонна 42 также может быть развернута в вертикальной секции 38 ствола скважины до первого бокового ствола 34 скважины. Следует заметить, что многоступенчатую методику для многоствольных скважин, описанную в данном документе, можно использовать как для необсаженных, так и обсаженных стволов скважины.
В показанном варианте первый боковой ствол 34 скважины затем крепят хвостовиком 44, который может иметь множество задвижек 46, как показано на Фиг.3. Хвостовик 44 цементируют по месту в боковом стволе 34 скважины и соединяют с узлом 48 подвески хвостовика. Дополнительно, разъединительный переводник 50 устанавливают на верхнем участке узла 48 подвески хвостовика для селективного размещения колонн гидроразрыва.
Как показано на Фиг.4, например, колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва спускают в многоствольную скважину 32 и скрепляют с разъединительным переводником 50. Это обеспечивает выполнение необходимой процедуры гидроразрыва в начальном боковом стволе 34 скважины. С помощью закачки текучей среды гидроразрыва в боковой ствол 34 скважины через задвижки 46 создают или и/или расширяют многочисленные трещины 54 в окружающей породе коллектора. В некоторых вариантах применения фрезерные инструменты извлечения можно использовать для обеспечения выполнения способа многоступенчатого гидроразрыва пласта.
После гидроразрыва начального бокового ствола 34 скважины колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва отсоединяют для обеспечения развертывания изолирующего устройства 56, такого как пробка, как показано на Фиг.5. Изолирующее устройство 56 изолирует начальный боковой ствол 34 скважины для формирования и гидроразрыва следующего бокового ствола скважины. Как показано на Фиг.6, следующий боковой ствол 34 скважины бурят и крепят другим хвостовиком 44, который затем цементируют по месту. Как и в первом боковом стволе скважины, следующий хвостовик 44 может содержать множество задвижек 46. Следует заметить, что описание в данном документе относится к выполнению двух боковых стволов 34 скважины, но подход может быть повторен для дополнительных боковых стволов скважины для создания необходимой многоствольной скважины 32. Как дополнительно показано на Фиг.6, блок 58 отклоняющего клина с отклоняющим клином 59 можно использовать для содействия выполнению проема в обсадной колонне 42 и бурению второго бокового ствола 34 скважины.
Затем узел 60 уплотнения можно спустить в скважину и соединить с хвостовиком 44 второго бокового ствола 34 скважины, как показано на Фиг.7. В качестве примера, узел 60 уплотнения может содержать пакер 62 и обсадную трубу или насосно-компрессорную трубу 64 проходящую между пакером 62 и хвостовиком 44. Колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва затем спускают в скважину для соединения с пакером 62, как показано на Фиг.8. После соединения процедуру гидроразрыва можно выполнить в следующем боковом стволе 34 скважины для создания трещин 54. Фрезерные инструменты извлечения или другие аналогичные устройства могут быть также использованы для содействия процедуре многоступенчатого гидроразрыва пласта в следующем боковом стволе скважины.
По завершении процедуры гидроразрыва колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва удаляют вместе с пакером 62 и насосно-компрессорной трубой 64. Подходящий постоянный пакер 66 можно затем установить сверху или вблизи конца хвостовика 44 в следующем боковом стволе 34 скважины, как показано на Фиг.9. Кроме того, отклоняющий клин 59 также можно открепить и удалить из скважины.
На данном этапе удлинитель и шаблонирующий блок 68 быстродействующего соединения может быть спущен в скважину для соединения с оставшейся частью блока 58 отклоняющего клина, как показано на Фиг.10. Это обеспечивает соединение насосно-компрессорной трубы 70 соединителя между пакером 66 и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения, как показано на Фиг.11. Насосно-компрессорная труба 70 соединителя может содержать, например, буферные патрубки и быстродействующий соединитель. Затем комплект 72 пакера развертывают в скважине для соединения с верхним участком удлинителя и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения, как показано на Фиг.12. В данном варианте осуществления узел 72 пакера содержит пакер 74, который можно приводить в действие для уплотнения к обсадной колонне 42 в вертикальной секции 38 ствола скважины. Узел 72 пакера также может содержать насосно-компрессорную трубу 76, проходящую между пакером 74 и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения. В зависимости от варианта применения узел 72 пакера также может содержать различные другие или дополнительные компоненты, такие как переходники, патрубки, уплотнения и другие компоненты для осуществления добычи углеводородных текучих сред.
Изолирующее устройство 56, например пробку, также отсоединяют от разъединительного переводника 50. Если уже выполнено достаточное число боковых стволов 34 скважины, изолирующее устройство может быть удалено полностью для обеспечения добычи из многоствольной скважины 32. Если, с другой стороны, необходимо выполнить дополнительные боковые стволы скважины, изолирующее устройство 56 можно опять использовать для изоляции боковых стволов скважины, уже прошедших гидроразрыв, на время бурения и гидроразрыва следующего бокового ствола 34 скважины. С использованием данных компонентов и последовательности процедуры осуществляют гидроразрыв и заканчивание многочисленных боковых стволов скважины во время одной мобилизации наземного оборудования 40.
На Фиг.13-27 показан другой вариант осуществления методики многоступенчатой обработки многоствольной скважины для интенсификации притока. В данном варианте осуществления вначале, например, бурят все боковые стволы 34 скважин и затем проводят групповое заканчивание боковых стволов скважины во время одной мобилизации. Как показано на Фиг.13, в многоствольной скважине 32 вначале выполняют первый боковой ствол 34. В многоствольной скважине 32 можно затем провести каротаж и крепление скважины обсадной колонной 78, проходящей, в общем, через вертикальную секцию 38 ствола скважины и боковой ствол 34 скважины. Соединительная муфта 80 обсадной колонны может быть установлена в вертикальной секции 38 ствола скважины на небольшом расстоянии над боковым стволом 34 скважины. Дополнительно, башмак 82 обсадной колонны может быть установлен на дальнем конце обсадной колонны, проходящей вдоль бокового ствола 34 скважины.
Затем блок 84 отклоняющего клина спускают в скважину в соединение с соединительной муфтой 80 обсадной колонны, как показано на Фиг.14. Блок 84 отклоняющего клина содержит отклоняющий клин 86, содействующий выполнению проема 88 в обсадной колонне 78. В качестве примера, проем 88 в обсадной колонне можно фрезеровать в стенке обсадной колонны для обеспечения выполнения, т.е. бурения, второго бокового ствола 34 скважины, как показано на Фиг.15.
После бурения второго бокового ствола 34 скважины боковой хвостовик 90 развертывают во втором боковом стволе 34 скважины. Гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской может быть установлено сверху/вблизи конца бокового хвостовика 90. Кроме того, боковой хвостовик 90 можно цементировать по месту в боковом стволе 34 скважины.
Как показано на Фиг.16, блок 84 отклоняющего клина можно затем извлечь из скважины для обеспечения развертывания узла 94 пакера, устанавливаемого на окружающую обсадную колонну 78, в общем, вертикальной секции 38 ствола скважины, непосредственно над начальным боковым стволом 34 скважины. Комплект 94 пакера может содержать пакер 98 и райзер 100, проходящий вверх от пакера 98 в вертикальной секции 38 ствола скважины между боковыми стволами 34 скважины. После установки пакера 98 узел 102 второго пакера спускают в скважину и соединяют, например, устанавливают в райзер 100. Узел 102 второго пакера содержит пакер 104 и насосно-компрессорную трубу 106, проходящую вниз от пакера 104 и в соединение с райзером 100, например, через узел уплотнения.
Процесс выполнения бокового ствола 34 скважины можно повторять до выполнения и заканчивания необходимого числа боковых стволов 34 скважины с необходимыми компоновками хвостовика. На данном этапе текучую среду гидроразрыва закачивают в скважину через узлы 102 и 94 пакеров в начальный, например самый нижний, боковой ствол 34 скважины для проведения процедуры гидроразрыва, в которой создают множество трещин 108, как показано на Фиг.17. Испытания на приток и другие испытания можно затем выполнять в прошедшем гидроразрыв боковом стволе скважины.
После гидроразрыва и испытания в данном начальном боковом стволе 34 скважины изолирующее устройство 110, например пробку, спускают в скважину на место вблизи нижнего пакера 98, как показано на Фиг.18. Изолирующее устройство 110 служит для изоляции следующего по порядку бокового ствола 34 скважины от бокового ствола или стволов, уже прошедших гидроразрыв.
Извлекающий инструмент 112 затем спускают в скважину, как показано на Фиг.19. Извлекающий инструмент 112 используют для извлечения верхнего пакера 104 и насосно-компрессорной трубы 106, как показано на Фиг.20. Другие компоненты также могут быть извлечены, если необходимо, для осуществления гидроразрыва следующего по порядку бокового ствола 34 скважины. Дополнительно, райзер 100 или участки райзера 100 могут быть удалены с его места в вертикальной секции 38 ствола скважины между боковыми стволами 34 скважины. Например, райзер 100 может содержать узел уплотнения с овершотом, удаляемый посредством извлекающего инструмента 112. Узлы уплотнения с овершотом можно использовать в данном варианте осуществления для содействия соединению с оборудованием 102 второго пакера и в других вариантах осуществления для содействия соединению компонентов, спущенных в скважину.
Затем блок 84 отклоняющего клина опять перемещают к забою скважины в соединение с соединительной муфтой 80 обсадной колонны, как показано на Фиг.21. Блок 84 отклоняющего клина и его отклоняющий клин 86 содействуют развертыванию комплекта 114 пакера, выполненного с возможностью осуществления гидроразрыва, как показано на Фиг.22. В данном примере комплект 114 пакера содержит собственно пакер 116 и конструкцию 118 насосно-компрессорной трубы, проходящую от пакера 116 в гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской. В качестве примера, конструкция 118 насосно-компрессорной трубы может содержать узел уплотнения 120, выполненный с возможностью заведения в гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской.
После соединения насосно-компрессорной трубы 118 с гнездом 92 хвостовика для стыковки с подвеской и установки пакера 116 можно выполнять процедуру гидроразрыва. Во время процедуры гидроразрыва текучую среду гидроразрыва закачивают в скважину через пакер 116 и через конструкцию 118 насосно-компрессорной трубы в следующий, например верхний, боковой ствол 34 скважины для создания многочисленных трещин 108, как показано на Фиг.23. В следующем боковом стволе 34 скважины можно затем проводить испытания на приток и другие испытания, предшествующие эксплуатации.
По завершении испытаний следующего бокового ствола 34 скважины извлекающий инструмент 112 спускают в скважину и соединяют с пакером 116, как показано на Фиг.24. Пакер 116 высвобождают, и затем весь узел 114 пакера может быть удален из гнезда 92 хвостовика и извлечен из скважины через вертикальную секцию 38 ствола, как показано на Фиг.25. Аналогично, блок 84 отклоняющего клина также можно извлечь, как дополнительно показано на Фиг.26. После выполнения всех необходимых боковых стволов 34 скважины изолирующее устройство 110 также может быть удалено для окончательного обеспечения притока добываемой текучей среды из всех боковых стволов скважины. Благодаря использованным компонентам и последовательности действий осуществляют гидроразрыв и заканчивание многочисленных боковых стволов скважины во время одной мобилизации наземного оборудования 40.
Удаление оборудования гидроразрыва обеспечивает развертывание оборудования 122 заканчивания для ввода в эксплуатацию, как показано на Фиг.27. Оборудование 122 заканчивания может меняться в различных вариантах применения в зависимости от внешней среды, числа боковых стволов скважины и других факторов, влияющих на добычу углеводородных текучих сред. В качестве примера, оборудование 122 заканчивания может содержать верхний пакер 124, установленный, в общем, в вертикальной секции 38 ствола скважины над боковым стволом 34 скважины для изоляции многоствольной скважины 32 от нежелательного притока текучей среды. Оборудование 122 заканчивания может также содержать множество колонн 126, 128 насосно-компрессорных труб, сообщающихся текучей средой с соответствующими боковыми стволами 34 скважины. Например, колонна 126 насосно-компрессорных труб проходит вниз через верхний пакер 124 и в соединение с райзером 100 для подачи скважинных текучих сред из нижнего бокового ствола 34 скважины. Аналогично колонна 128 насосно-компрессорных труб проходит вниз через пакер 124 к верхнему боковому стволу 34 скважины для подачи скважинных текучих сред из верхнего бокового ствола 34 скважины. Вместе с тем оборудование 122 заканчивания может содержать различные другие компоненты 130, включающие в себя линии управления, системы датчиков, клапаны регулирования расхода, манифольды регулирования расхода и другие компоненты осуществления добычи текучих среды из боковых стволов 34 скважины.
В вариантах осуществления, описанных выше, приведены примеры систем и способы с включением в состав методик многоступенчатого гидроразрыва пласта в многоствольных скважинах. Как описано, гидроразрыв всех боковых стволов скважины можно выполнять в одном рейсе заканчивания с одной мобилизацией буровой установки. Кроме того, боковые стволы скважины можно бурить и заканчивать по технологии многоступенчатого разрыва пласта, использующей цементируемые хвостовики, системы с необсаженным стволом или другие подходящие системы. В итоге колонну заканчивания спускают для подключения каждого бокового ствола скважины к насосно-компрессорной трубе заканчивания, проходящей на поверхность, как показано на Фиг.27.
На Фиг.28-37 показан другой вариант осуществления способа многоступенчатой обработки многоствольной скважины для интенсификации притока. В данном варианте осуществления многоствольную скважину 32 выполняют бурением вначале основного, в общем, вертикального ствола 38 скважины. Затем обсадную колонну 42 спускают в вертикальный ствол 38 скважины с муфтой 132 обсадной колонны, повернутой в заданное положение, и бурят первый необсаженный боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.28. На данном этапе нижний боковой хвостовик 134 с множеством изолирующих клапанов 136 и, по меньшей мере, одним изолирующим пакером 138 может быть спущен в нижний боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.29. В некоторых вариантах применения боковой хвостовик 134 можно цементировать по месту в боковом стволе скважины.
Затем инструмент 140 селективной установки конструкции спускают в скважину на муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение, и определяют ориентацию паза муфты обсадной колонны, как показано на Фиг.30. Верхняя муфта 132 обсадной колонны, повернутая в заданное положение, также может быть установлена, в общем, в вертикальной секции 38 ствола скважины. Положение отклоняющего клина 142 затем корректируют на поверхности относительно инструмента 140 селективной установки конструкции и спускают в скважину на нижнюю муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение, как показано на Фиг.31. Отклоняющий клин 142 обеспечивает фрезерование окна 144 в обсадной колонне 42. Следом за фрезерованием можно выполнять промывочную операцию перед спуском компоновки низа бурильной колонны, используемой для бурения второго и верхнего бокового ствола 34 скважины, как дополнительно показано на Фиг.31.
Отклоняющий клин 142 затем извлекают для обеспечения спуска дефлектора 146 селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы, как показано на Фиг.32. Дефлектор 146 спускают в вертикальной секции 38 ствола скважины на нижнюю муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение. Затем другой боковой хвостовик 134 с изолирующими клапанами 136 спускают в верхний боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.33. Боковой хвостовик 134 можно спускать с наружной сквозной извлекаемой муфтой 147 селективного ввода насосно-компрессорной трубы в боковой ствол и гнездом 148 для стыковки с подвеской. После развертывания оборудования в верхнем боковом стволе скважины инструмент спуска хвостовика можно извлечь из скважины. Это дает возможность перемещения буровой установки из многоствольной скважины 32 и перемещения буровой установки капремонта и насосных блоков на скважину.
Как показано на Фиг.34, узел 150 уплотнения и инструмент 152 селективного соединения с втулкой и со сквозным проходом насосно-компрессорной трубы для ввода в боковой ствол может быть спущен в скважину и соединен с гнездом 148 хвостовика для стыковки с подвеской. Затем выполняют гидроразрыв в верхнем боковом стволе 34 скважины, изолированном от нижнего бокового ствола скважины. Если верхний боковой хвостовик 134 требует цементирования, цементирование можно выполнять при спуске бокового хвостовика или в отдельном рейсе в скважину. После гидроразрыва пласта узел 150 уплотнения поднимают из скважины с наружной сквозной извлекаемой муфтой 147 селективного ввода насосно-компрессорной трубы в боковой ствол и муфту 147 опять спускают для соединения с дефлектором 146 селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы в боковой ствол, как показано на Фиг.35. Муфту 147 поднимают вверх для освобождения дефлектора 146 и всю компоновку извлекают из скважины.
Затем узел уплотнения, например узел 150 уплотнения, спускают в скважину к нижнему боковому стволу 34 скважины на рабочей колонне 154 со скользящей втулкой 156, как показано на Фиг.36. Подходящее наружное пространство используют для установки подвески и уплотнения насосно-компрессорной трубы в соответствующем гнезде 158 хвостовика для стыковки с подвеской. Это обеспечивает выполнение гидроразрыва пласта в нижнем боковом стволе 34 скважины, как дополнительно показано на Фиг.36, при изоляции нижнего бокового ствола 34 изолирующим пакером 138. Насосные установки можно затем переместить от скважины и боковые стволы 34 скважины можно отдельно испытывать на приток с помощью скользящей втулки 156. В некоторых вариантах применения верхний пакер также эксплуатируют. На данном этапе многоствольная скважина 32 является законченной и скользящую втулку 156 можно открывать для совместной эксплуатации, как показано на Фиг.37.
Следует заметить, что способы заканчивания и гидроразрыва скважин, описанные в данном документе, можно корректировать, приспосабливая к различным скважинам, внешним средам и типам оборудования. Например, различные компоненты можно использовать для регулирования распределения текучей среды гидроразрыва по конкретным боковым стволам скважины, обрабатываемым в данное время. Как описано выше, отводящие системы, такие как оборудование пакеров и устройства типа манифольда, можно использовать для управления подачей текучей среды гидроразрыва в конкретные боковые стволы скважины. Во время гидроразрыва все другие боковые стволы скважины гидравлически изолируют от колонны насосно-компрессорных труб гидроразрыва. Дополнительно, различные компоненты и технологии можно использовать для распределения текучей среды гидроразрыва. Например, различные серийно выпускаемые клапанные системы можно использовать для регулирования расхода текучей среды гидроразрыва. В некоторых вариантах применения клапаны или втулки переключаются механически с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы или троса. В других вариантах применения в системах клапанов можно использовать клапаны, открывающиеся и закрывающиеся давлением циркуляции, электроприводом, гидроприводом или с использованием других методик. По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления возможность выполнения многоступенчатой обработки в многоствольной скважине для интенсификации притока во время одной мобилизации буровой установки обеспечивает непрерывную накачку текучей среды гидроразрыва во время гидроразрыва многочисленных боковых стволов скважин.
Скважинная система может быть выполнена с компонентами многих типов, использующимися в скважинных системах многих типов. Типы пакеров, отклоняющих клиньев, насосно-компрессорных труб, блоков уплотнения, изолирующих устройств, извлекающих инструментов и других компонентов могут отличаться в различных работах. Различные компоненты можно выбирать и оптимизировать согласно конкретному применению и внешней среде, в которой используют компоненты. Дополнительно, число, длину и ориентацию боковых стволов скважины можно корректировать в соответствие с коллектором и имеющимися углеводородными текучими средами данного проекта нефтепромысла.
Хотя только несколько вариантов осуществления настоящего изобретения детально описаны выше, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что возможны многие модификации в объеме данного изобретения, определяемого формулой изобретения.
Claims (9)
1. Способ подготовки скважины, содержащий следующие стадии:
формирование скважины с множеством боковых стволов;
установку дефлектора селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов,
осуществление гидроразрыва множества боковых стволов скважины без остановки в одном рейсе заканчивания, при этом стадия гидроразрыва содержит
соединение насосно-компрессорной трубы гидроразрыва с верхним боковым стволом скважины и осуществление гидроразрыва верхнего бокового ствола скважины, и
последовательное соединение колонны насосно-компрессорных труб гидроразрыва с каждым боковым стволом по мере спускания и осуществление гидроразрыва каждого бокового ствола по мере спускания.
формирование скважины с множеством боковых стволов;
установку дефлектора селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов,
осуществление гидроразрыва множества боковых стволов скважины без остановки в одном рейсе заканчивания, при этом стадия гидроразрыва содержит
соединение насосно-компрессорной трубы гидроразрыва с верхним боковым стволом скважины и осуществление гидроразрыва верхнего бокового ствола скважины, и
последовательное соединение колонны насосно-компрессорных труб гидроразрыва с каждым боковым стволом по мере спускания и осуществление гидроразрыва каждого бокового ствола по мере спускания.
2. Способ по п. 1, в котором формирование скважины содержит заканчивание каждого бокового ствола скважины после бурения каждого бокового ствола скважины.
3. Способ по п. 1, в котором формирование скважины содержит бурение всех боковых стволов множества боковых стволов скважины и затем групповое заканчивание множества боковых стволов скважины.
4. Способ подготовки боковых стволов скважины, содержащий следующие стадии:
бурение множества боковых стволов скважины из по существу вертикальной скважины;
установку дефлектора селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов;
гидроразрыв множества боковых стволов скважины в одном рейсе заканчивания посредством последовательной изоляции боковых стволов из множества боковых стволов скважины и подачи текучей среды гидроразрыва к каждому последовательно изолируемому боковому стволу скважины по мере спускания.
бурение множества боковых стволов скважины из по существу вертикальной скважины;
установку дефлектора селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов;
гидроразрыв множества боковых стволов скважины в одном рейсе заканчивания посредством последовательной изоляции боковых стволов из множества боковых стволов скважины и подачи текучей среды гидроразрыва к каждому последовательно изолируемому боковому стволу скважины по мере спускания.
5. Способ по п. 4, в котором бурение множества боковых стволов скважины содержит бурение множества, в общем, горизонтальных боковых стволов скважины.
6. Способ по п. 4, в котором гидроразрыв множества боковых стволов скважины содержит гидроразрыв каждого бокового ствола перед бурением следующего в последовательности бокового ствола.
7. Способ по п. 4, в котором гидроразрыв множества боковых стволов скважины содержит гидроразрыв каждого бокового ствола после бурения всех боковых стволов из множества боковых стволов скважины.
8. Способ по п. 4, в котором последовательная изоляция боковых стволов скважины содержит установку съемной пробки.
9. Способ по п. 4, дополнительно содержащий использование хвостовика с задвижками в каждом боковом стволе скважины для управления гидроразрывом каждого бокового ствола скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US21394909P | 2009-07-31 | 2009-07-31 | |
| US61/213,949 | 2009-07-31 | ||
| PCT/IB2010/053385 WO2011013056A2 (en) | 2009-07-31 | 2010-07-26 | Methods and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012107308A RU2012107308A (ru) | 2013-09-10 |
| RU2553705C2 true RU2553705C2 (ru) | 2015-06-20 |
Family
ID=43525907
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012107308/03A RU2553705C2 (ru) | 2009-07-31 | 2010-07-26 | Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8220547B2 (ru) |
| EP (1) | EP2459845B1 (ru) |
| CA (1) | CA2691769C (ru) |
| DK (1) | DK2459845T3 (ru) |
| MX (1) | MX2012001439A (ru) |
| RU (1) | RU2553705C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011013056A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725466C1 (ru) * | 2016-09-15 | 2020-07-02 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8800652B2 (en) | 2011-10-09 | 2014-08-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| US9140102B2 (en) | 2011-10-09 | 2015-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| CN102587889B (zh) * | 2012-02-10 | 2015-04-22 | 中国矿业大学 | 模拟固相颗粒封堵煤岩裂隙的实验系统 |
| US8794328B2 (en) * | 2012-10-16 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral bore junction isolation |
| EA039924B1 (ru) * | 2012-10-16 | 2022-03-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Изоляция разветвления многоствольной скважины |
| EP2898181B1 (en) * | 2012-10-16 | 2017-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral bore junction isolation |
| US9234408B2 (en) * | 2013-02-21 | 2016-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for optimized well creation in a shale formation |
| US20160265332A1 (en) | 2013-09-13 | 2016-09-15 | Production Plus Energy Services Inc. | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production |
| EP3036394A4 (en) * | 2013-12-20 | 2017-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral wellbore stimulation |
| US10597993B2 (en) | 2014-03-24 | 2020-03-24 | Heal Systems Lp | Artificial lift system |
| CN106536852A (zh) | 2014-03-24 | 2017-03-22 | 生产加能源服务公司 | 用于在生产期间分离井眼流体与固体的系统和设备 |
| US10280727B2 (en) | 2014-03-24 | 2019-05-07 | Heal Systems Lp | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production |
| GB2541306B (en) * | 2014-05-29 | 2020-10-21 | Halliburton Energy Services Inc | Forming multilateral wells |
| CN106170601B (zh) * | 2014-06-04 | 2019-01-18 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于多边井筒的造斜器和偏转器组件 |
| WO2015187919A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | The Johns Hopkins University | Method for a radiator egs to harvest geothermal energy |
| US9416638B2 (en) | 2014-06-24 | 2016-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Multi-lateral well system |
| US9822612B2 (en) * | 2014-07-28 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction-conveyed completion tooling and operations |
| AU2014402382B2 (en) * | 2014-07-31 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore operations using a multi-tube system |
| RU2649711C1 (ru) * | 2014-09-17 | 2018-04-04 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Дефлектор заканчивания для интеллектуального заканчивания скважины |
| US20170247990A1 (en) * | 2014-11-20 | 2017-08-31 | Apache Corporation | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores |
| US10815766B2 (en) | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
| RU2591999C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами |
| US9644463B2 (en) | 2015-08-17 | 2017-05-09 | Lloyd Murray Dallas | Method of completing and producing long lateral wellbores |
| WO2017061979A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolating a multi-lateral well with a barrier |
| US9957787B2 (en) | 2015-10-20 | 2018-05-01 | Lloyd Murray Dallas | Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores |
| US10408033B2 (en) | 2015-11-10 | 2019-09-10 | University Of Houston System | Well design to enhance hydrocarbon recovery |
| US10883313B2 (en) * | 2015-11-10 | 2021-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling deviated wellbores |
| CA2915624C (en) | 2015-12-18 | 2022-08-30 | Modern Wellbore Solutions Ltd. | Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock |
| CN105741022B (zh) * | 2016-01-26 | 2019-11-19 | 中国石油大学(北京) | 关联失效影响下的页岩气压裂管柱风险排序方法及装置 |
| AU2016409039B2 (en) * | 2016-06-02 | 2021-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral intelligent completion with stackable isolation |
| WO2018049367A1 (en) * | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
| US11162321B2 (en) * | 2016-09-14 | 2021-11-02 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Multi-zone well treatment |
| EA201991640A1 (ru) | 2017-01-04 | 2019-11-29 | Интенсификация пласта, включающая гидроразрыв пласта через выступающие каналы | |
| WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | CONTROLLED PIPE RELEASE |
| WO2019014160A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | RADIAL DRILL LINK TRANSMISSION AND FLEXIBLE SHAFT PROTECTION COVER |
| US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2019-10-22 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
| US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
| US11125026B2 (en) * | 2018-10-24 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Completing slim-hole horizontal wellbores |
| US10927654B2 (en) | 2019-05-23 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Recovering hydrocarbons in multi-layer reservoirs with coiled tubing |
| CN113417636B (zh) * | 2021-05-31 | 2022-07-15 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | 一种梳状穿层定向长钻孔分支孔煤层段精准水力压裂工艺 |
| AU2022386596A1 (en) * | 2021-11-09 | 2024-03-14 | Conocophillips Company | Method and apparatus for acid stimulation |
| US20230228171A1 (en) * | 2022-01-18 | 2023-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral locating assembly having one or more production ports |
| US11873705B1 (en) | 2022-10-20 | 2024-01-16 | Saudi Arabian Oil Company | Multi-stage fracturing techniques in oil and gas |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2097529C1 (ru) * | 1995-06-30 | 1997-11-27 | Малое внедренческое предприятие "Экобур" | Способ бурения скважины |
| US6446727B1 (en) * | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| RU2280163C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-07-20 | Дальневосточный государственный технический университет | Способ гидроразрыва горных пород |
| RU2289010C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ бурения разветвленных стволов в горизонтальной скважине |
| WO2009094066A2 (en) * | 2007-12-05 | 2009-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for fracturing subsurface formations during the drilling thereof |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| US6615920B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-09-09 | Marathon Oil Company | Template and system of templates for drilling and completing offset well bores |
| SE0004829D0 (sv) * | 2000-12-22 | 2000-12-22 | Pharmacia Groningen Bv | Methods of obtaining ophthalmic lenses providing the eye with reduced aberrations |
| FR2833154B1 (fr) * | 2001-12-12 | 2004-11-19 | Ioltechnologie Production | Cassette et injecteur de lentille intraoculaire souple et procede d'injection de telles lentilles |
| US6712148B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
| US7070276B2 (en) * | 2003-12-04 | 2006-07-04 | Rensselaer Polytechnic Institute | Apparatus and method for accommodative stimulation of an eye and simultaneous ipsilateral accommodative imaging |
| US7267172B2 (en) * | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
| US7441604B2 (en) | 2005-10-26 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
| JP5042740B2 (ja) * | 2007-08-03 | 2012-10-03 | 株式会社ニデック | 眼内レンズ選択装置及びプログラム |
| WO2010035139A2 (en) * | 2008-09-29 | 2010-04-01 | Sifi Diagnostic Spa | Systems and methods for designing and implanting customized biometric intraocular lens |
-
2010
- 2010-01-11 US US12/685,513 patent/US8220547B2/en active Active
- 2010-02-02 CA CA2691769A patent/CA2691769C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-26 DK DK10742300.6T patent/DK2459845T3/en active
- 2010-07-26 RU RU2012107308/03A patent/RU2553705C2/ru active
- 2010-07-26 MX MX2012001439A patent/MX2012001439A/es active IP Right Grant
- 2010-07-26 EP EP10742300.6A patent/EP2459845B1/en active Active
- 2010-07-26 WO PCT/IB2010/053385 patent/WO2011013056A2/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2097529C1 (ru) * | 1995-06-30 | 1997-11-27 | Малое внедренческое предприятие "Экобур" | Способ бурения скважины |
| US6446727B1 (en) * | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| RU2280163C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-07-20 | Дальневосточный государственный технический университет | Способ гидроразрыва горных пород |
| RU2289010C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ бурения разветвленных стволов в горизонтальной скважине |
| WO2009094066A2 (en) * | 2007-12-05 | 2009-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for fracturing subsurface formations during the drilling thereof |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725466C1 (ru) * | 2016-09-15 | 2020-07-02 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах |
| US10774603B2 (en) | 2016-09-15 | 2020-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hookless hanger for a multilateral wellbore |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012107308A (ru) | 2013-09-10 |
| EP2459845B1 (en) | 2019-01-02 |
| CA2691769C (en) | 2013-03-26 |
| US20110024121A1 (en) | 2011-02-03 |
| EP2459845A2 (en) | 2012-06-06 |
| CA2691769A1 (en) | 2011-01-31 |
| US8220547B2 (en) | 2012-07-17 |
| WO2011013056A2 (en) | 2011-02-03 |
| WO2011013056A3 (en) | 2011-05-26 |
| DK2459845T3 (en) | 2019-04-23 |
| WO2011013056A8 (en) | 2012-08-09 |
| MX2012001439A (es) | 2012-06-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2553705C2 (ru) | Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины | |
| US7950454B2 (en) | Technique and system for completing a well | |
| US10435993B2 (en) | Junction isolation tool for fracking of wells with multiple laterals | |
| CA2711877C (en) | Stand-alone frac liner system | |
| US10240434B2 (en) | Junction-conveyed completion tooling and operations | |
| US9945203B2 (en) | Single trip completion system and method | |
| US20160053597A1 (en) | Hydraulic fracturing while drilling and/or tripping | |
| US9926772B2 (en) | Apparatus and methods for selectively treating production zones | |
| CA2924466A1 (en) | Multilateral wellbore stimulation | |
| US9074470B2 (en) | Methods for drilling and stimulating subterranean formations for recovering hydrocarbon and natural gas resources | |
| US20230287759A1 (en) | Methods and systems for cemented open hole intelligent completions in multilateral wells requiring full isolation of gas cap, fractures and / or water bearing boundaries | |
| US11708745B2 (en) | Method for incorporating scrapers in multi zone packer assembly | |
| US11851992B2 (en) | Isolation sleeve with I-shaped seal | |
| US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
| RU2772318C1 (ru) | Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине | |
| RU2815898C1 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважины с извлечением части хвостовика | |
| Carpenter | Wellhead Design Enables Offline Cementing and a Shift in Operational Efficiency | |
| WO2015039109A1 (en) | Apparatus and methods for selectively treating production zones |