RU2587197C2 - Способ обработки скважины (варианты) - Google Patents
Способ обработки скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2587197C2 RU2587197C2 RU2011120145/03A RU2011120145A RU2587197C2 RU 2587197 C2 RU2587197 C2 RU 2587197C2 RU 2011120145/03 A RU2011120145/03 A RU 2011120145/03A RU 2011120145 A RU2011120145 A RU 2011120145A RU 2587197 C2 RU2587197 C2 RU 2587197C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- target zone
- well
- processing
- zone
- processing step
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 147
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 109
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 66
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 83
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 11
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 63
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 25
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 15
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 13
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к обработке подземной формации в скважине. Технический результат - увеличение добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию. По способу обеспечивают гидравлическое сообщение между скважиной и первой целевой зоной, а также между указанной скважиной и второй целевой зоной. При этом первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной. Вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны. Размещают в скважине гибкую насосно-компрессорную трубу. Осуществляют первый этап обработки в первой целевой зоне. При этом первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом. Осуществляют второй этап обработки в первой целевой зоне, в соответствии с которым в обрабатываемую зону вводят отклоняющий агент, содержащий разлагающийся материал. Осуществляют первый этап обработки во второй целевой зоне. Обеспечивают разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измеряют скважинный параметр, который содержит измерение микросейсмической активности. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Предшествующий уровень техники изобретения
Настоящее изобретение относится в основном к способу и системе для обработки подземной формации с использованием отклонения.
Способы обработки скважин часто используются для увеличения добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию с целью увеличения потока нефти или газа из формации в скважину для извлечения на поверхность. Гидравлический разрыв и химическая стимуляция являются общими способами обработки, используемыми в скважине. Гидравлический разрыв включает в себя нагнетание текучих сред в подземную формацию под давлением, достаточным для формирования разрывов в формации, которые увеличивают поток из формации в скважину. При химической стимуляции объем потока увеличивается путем использования химикатов для изменения свойств формации, таких как увеличение эффективной проницаемости путем растворения материалов или травления подземной формации. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, при которой металлическая труба (обсадная колонна) размещается в пробуренной скважине и цементируется на месте. В необсаженной скважине может быть установлен хвостовик с щелевыми прорезями или сетчатый фильтр. В обсаженной скважине обсадная колонна (и цемент, если есть) обычно перфорируется в определенных местах для протекания углеводородной текучей среды в скважину или для протекания обрабатывающей текучей среды из скважины в формацию.
Для эффективного доступа к углеводороду желательно направлять обрабатывающую текучую среду в целевые интересующие зоны в подземной формации. Могут быть целевые интересующие зоны в различных подземных формациях или множество слоев в конкретной формации, которые предпочтительны для обработки. В таких ситуациях предпочтительно обрабатывать целевые зоны или множество слоев без неэффективной обработки зон или слоев, которые не представляют интереса. В основном, обрабатывающие флюиды текут по пути наименьшего сопротивления. Например, в больших формациях, имеющих несколько зон, обрабатывающая текучая среда будет стремиться рассеиваться в частях формации, которые имеют наименьший градиент давления, или частях формации, которые требуют наименьшей силы для инициирования разрыва. Подобным образом, в горизонтальных скважинах, и особенно в тех горизонтальных скважинах, которые имеют длинные ответвления, обрабатывающую текучую среду рассеивают в частях формации, требующих меньших сил для инициирования разрыва (часто около верхней точки боковой секции), и меньшее количество текучей среды поступает в другие части ответвления. Также требуется предотвратить стимулирование нетребующих зон, таких как водоносные или неуглеводородоносные зоны. Таким образом, полезно использовать способы отклонения обрабатывающей текучей среды в целевые интересующие зоны или от не представляющих интереса зон.
Известны способы отклонения обрабатывающей текучей среды для облегчения обработки конкретного интервала или интервалов. Шариковые уплотнители являются механическими устройствами, которые часто используются для изоляции перфораций в некоторых зонах, отклоняя тем самым жидкости к другим перфорациям. Теоретически, использование шариковых уплотнителей для изоляции перфораций позволяет обрабатывать зону за зоной в зависимости от давления прорыва или проницаемости. Но часто шариковые уплотнители преждевременно перекрывают одну или более открытых перфораций, приводя к одновременной обработке двух или более зон одновременно. Также, когда перфорированные зоны расположены близко друг к другу, шариковые уплотнители становятся неэффективными. В дополнение, шариковые уплотнители являются полезными только тогда, когда обсадная колонна зацементирована на месте. Без цемента между обсадной колонной и стенкой скважины обрабатывающая текучая среда может протекать через перфорацию без шарикового уплотнителя и попадать через кольцевое пространство позади обсадной колонны в любую формацию. Шариковые уплотнители имеют ограниченное использование в горизонтальных скважинах по причине эффектов давления формации, давления нагнетания и гравитации в горизонтальных секциях, а также из-за того, что, возможно, ответвления в горизонтальных скважинах могут быть не зацементированы на месте.
Изменения в давлениях закачивания могут быть использованы для определения размещения шариковых уплотнителей в перфорации, что, по существу, предполагает, что правильное количество шариковых уплотнителей было размещено для изоляции всех нужных перфораций, и шарики размещены в правильных местах для отклонения обрабатывающих текучих сред в желаемые зоны. Другие механические устройства, известные для использования при отклонении, включают в себя мостовые пробки, пакеры, скваженные клапаны, скользящие муфты и комбинации дефлектора/пробки, и размещение частиц. Совместное использование таких механических устройств для отклонения обрабатывающей текучей среды требует много времени и является дорогостоящим, что может сделать их в рабочем отношении неудовлетворительными, особенно в ситуации, где присутствует много целевых интересующих зон. Известно использование химически составленных флюидных систем для способов отклонения, включающих в себя вязкие текучие среды, гели, пены и другие текучие среды. Многие из известных химически составленных отклоняющих агентов являются постоянными (не обратимыми) и некоторые из них могут повреждать формацию. В дополнение, некоторые химические способы могут разрушать физическую структуру и прочность для эффективного отклонения текучих сред, закачиваемых при высоком давлении, или они могут оказать нежелательное воздействие на свойства формации. Термин «отклоняющий агент» здесь подразумевает механические устройства, химические флюидные системы, их комбинации и способы для использования для блокирования потока в или из конкретной зоны или заданный набор перфораций.
При работе предпочтительно, чтобы обрабатывающая жидкость попадала в подземную формацию только в целевых интересующих зонах. Более предпочтительно, чтобы обрабатывающая жидкость попадала в подземную формацию поэтапно. Но известные недостатки существующих способов отклонения обрабатывающих жидкостей не обеспечивают степень уверенности или определенности в том, где размещается отклоняющий агент, выполняются ли отдельные этапы обработки, обрабатываются ли целевые интересующие зоны, а также каков порядок обработки целевых интересующих зон. Требуется надежный способ для избирательной и эффективной обработки целевых интересующих зон в подземной формации с использованием отклоняющего агента и контроль во время обработки.
Сущность изобретения
В варианте осуществления изобретения способ обработки содержит этапы, на которых обеспечивают гидравлическое сообщение между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой интересующей зоной для обработки в подземной формации, которая пересекается скважиной, размещают насосно-компрессорную трубу и вводят обрабатывающий состав в скважину, осуществляют контакт целевой зоны в подземной формации с обрабатывающим составом, вводят отклоняющий агент через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине и повторяют введение обрабатывающего состава, контакт целевой зоны с обрабатывающим составом и введение отклоняющего агента для одной или более целевых зон.
В другом варианте осуществления изобретения способ для обработки более одной целевой интересующей зоны в подземной формации включает в себя этапы, на которых закачивают обрабатывающий состав для приведения в контакт с, по меньшей мере, одной целевой интересующей зоны с обрабатывающим составом, контролируют закачивание обрабатывающего состава и измеряют параметр характерный для обработки, закачивают отклоняющий агент в требуемый интервал отклонения в скважине, осуществляют мониторинг закачивания отклоняющего агента и измерение параметра, характерного для отклонения, закачивают обрабатывающий состав для приведения в контакт с, по меньшей мере, одной другой целевой интересующей зоной скважины. По меньшей мере, одно из закачивания обрабатывающего состава и закачивания отклоняющего агента модифицируется на основании, по меньшей мере, одного из измеряемых параметров.
В еще одном варианте осуществления изобретения способ обработки скважины включает в себя этап, на котором вводят в интервал скважины текучую среду, содержащую агент управления потерей текучей среды, и, в присутствии указанной текучей среды осуществляют струйное перфорирование интервала с помощью абразивной суспензии.
Преимущества и другие признаки изобретения станут понятны из следующих чертежей, описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1, 5 и 6 являются схематическими видами скважин в соответствии с вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 2, 3, 4А и 4В являются блок-схемами способов для обработки более чем одной целевой интересующей зоной в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.
Фиг.7 является блок-схемой комбинированного способа стимуляции и струйного перфорирования в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
Подробное описание
Настоящее изобретение будет описано в связи с его различными вариантами осуществления. Следующее описание является специфическим для конкретного варианта осуществления, оно предназначено только для иллюстрации и не должно ограничивать объем изобретения. Наоборот, оно предназначено для включения всех альтернатив, модификаций и эквивалентов, которые включены в сущность и объем изобретения, как это определено приложенной формулой изобретения.
На фиг. 1 показан вариант осуществления скважины 10 в соответствии с изобретением, включающей в себя систему, которая позволяет обрабатывать более чем одну целевую интересующую зону с использованием введения отклоняющего агента для направления обрабатывающей текучей среды в целевую интересующую зону. В общем, скважина 10 включает в себя ствол 12 скважины, который пересекает одну или несколько подземных формаций и образует, в общем, несколько целевых интересующих зон, таких как, например, зоны 40. Ствол 12 скважины может быть обсажен обсадной колонной 14, несмотря на то, что раскрытые здесь системы и способы могут быть использованы с необсаженными скважинами в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.
Как изображено на фиг. 1, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, насосно-компрессорная труба 20 опускается вниз с поверхности скважины 10 в ствол 12 скважины. На своем нижнем конце насосно-компрессорная труба 20 имеет компоновку 30 низа бурильной колонны. В других вариантах осуществления изобретения насосно-компрессорная труба 20 может быть заменена другой колонной, такой как, в виде не ограничивающего примера, составная трубчатая колонна или любая структура, хорошо известная специалисту в данной области техники, которая выполнена с возможностью или служащая в виде подходящего средства для перемещения текучих сред между поверхностью и одной или несколькими обрабатываемыми зонами в скважине.
Фиг.1 изображает состояние скважины 10, в которой установлено гидравлическое сообщение между стволом 12 скважины и зоной 40 посредством перфораций 42, выполненных в обсадной колонне 14 и проходящих в окружающую формацию для того, чтобы обойти любое близкое повреждение формации вблизи ствола скважины. Следует отметить, что перфорация зоны 40 может быть выполнена, например, с помощью гидромониторных наконечников, также как с помощью других известных перфорирующих устройств, таких как трубчатые или канатные кумулятивные перфораторы, скользящие муфты, или краны, например.
Для вариантов осуществления изобретения, в которых используется гидромониторное перфорирование, скважина 10 может включать в себя источник 65 режущей текучей среды (резервуары режущей жидкости, управляющие клапаны, и так далее), который расположен на поверхности скважины. Источник режущей текучей среды, в определенное время, поставляет абразивную режущую текучую среду, или суспензию в центральный канал насосно-компрессорной трубы 20, так что она направляется радиально с помощью гидромониторных наконечников (содержащихся в компоновке 30 насосно-компрессорной трубы 20) для проникновения в обсадную колонну 14 (если скважина 10 является обсаженной) и любые окружающие формации.
Для введения обрабатывающей текучей среды в скважину 10, скважина 10 может включать в себя источник 60 обрабатывающей текучей среды (источник, который содержит резервуар обрабатывающей текучей среды, насос, управляющие клапаны и так далее), который расположен на поверхности скважины 10 и обычно соединен с кольцевым пространством 16 скважины 10.
Скважина 10 может также иметь источник 62 отклоняющей жидкости, который расположен на поверхности скважины 10. Во время этапа отклонения (обсужденного ниже), отклоняющая текучая среда, или агент, проходит вниз через центральный канал насосно-компрессорной трубы 20 и выходит из колонны 20 на ее нижнем конце в область скважины 10, подлежащую изоляции для дальнейшей обработки. Источник 62 отклоняющей текучей среды представляет собой, например, резервуар отклоняющей жидкости, насос и подходящие управляющие клапаны для целей доставки отклоняющей текучей среды в центральный канал насосно-компрессорной трубы 20.
Скважина 10 может также включать в себя наземную систему 64 мониторинга обработки, которая соединена со скважинной системой контроля обработки для контроля одного или более параметров скважины, касающихся проведения отклоняющего агента или проведения обрабатывающей жидкости вниз так, что доставка обрабатывающей жидкости/отклоняющего агента может регулироваться на основании проконтролированных параметров, как описано ниже.
Со ссылкой на фиг. 2 в сочетании с фиг.1, в соответствии с вариантами осуществления изобретения, ниже описан способ 100 для обработки целевых зон 40. Согласно способу 100, насосно-компрессорная труба размещается в скважине на стадии 104. Далее, способ 100 включает в себя повторяющийся цикл для обработки зон 40, по одной за раз. Это может быть применимо там, например, где зона может включать в себя один или несколько кластеров перфораций. Этот цикл включает в себя обработку на стадии 108 следующей зоны 40. Если определено на стадии 112, что скважина 10 содержит другую зону 40 для обработки, то способ 100 включает в себя введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал скважины для облегчения этой обработки на стадии 106.
Более конкретно, в соответствии с некоторыми варианты осуществления изобретения, целевые интервалы 40 могут быть обработаны следующим образом. Во-первых, в соответствии с вариантами осуществления изобретения, устанавливается гидравлическое сообщение между стволом скважины и целевыми зонами 40 для обработки. Подразумевается, что целевая зона для обработки в подземной формации широко интерпретируется как любая зона, такая как проницаемый слой в многослойной формации, зона в мощной формации, которая отличается характеристиками давления или градиента давления более чем стратиграфическими или геологическими характеристиками или зона, которая отличается типом или относительным содержанием текучей среды (например, нефти, газа, воды) в ее поровых пространствах.
Несмотря на то, что на фиг.1 изображена вертикальная скважина, раскрытые здесь способы могут быть эффективно применены для обработки скважинных конфигураций, включающих в себя, но не ограниченных ими, вертикальные скважины, полностью обсаженные скважины, горизонтальные скважины, не обсаженные скважины, скважины, включающие в себя множество ответвлений, и скважины, которые имеют большую часть из этих признаков. Скважина может иметь вертикальные, наклонные или горизонтальные части или их комбинацию. Обсадная колонна может быть вцементирована в скважину, при этом способ цементирования обычно включает в себя нагнетание цемента в кольцевое пространство между обсадной колонной и пробуренной стенкой скважины. Однако следует отметить, что в некоторых вариантах осуществления изобретения, обсадная колонна 14 может не быть зацементированной, как для случая, в котором обсадная колонна облицовывает ответвляющуюся скважину. Таким образом, понятно, что обсадная колонна 14 может быть облицовкой, широко понимаемой здесь как любая форма обсаживания, которая не выходит на поверхность сверху скважины или даже на определенном интервале вдоль горизонтальной скважины.
Целевые интересующие зоны 40 для обработки могут иметь различные градиенты напряжения, которые могут препятствовать эффективной обработке зон 40 без использования отклоняющего агента.
Целевые зоны 40 могут быть обозначены любым количеством способов, которые могут быть оценены специалистом в данной области техники, таких как каротаж в обсаженной и необсаженной скважине. Как упоминалось ранее, целевые зоны 40 могут быть перфорированы с использованием обычных перфорирующих устройств в целях установления гидравлического сообщения между стволом 12 скважины и окружающей формацией(ями).
Например, перфорации могут быть образованы во всех целевых интересующих зонах 40 для обработки за один проход с использованием перфоратора, который опускается в ствол 12 скважины на кабеле. В случае необсаженной скважины с естественными разрывами может не потребоваться дополнительного действия или операции для установления гидравлического сообщения между стволом 12 скважины и целевыми интересующими зонами 40.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, гидравлическое сообщение может быть установлено с использованием заранее перфорированной обсадной колонны и скользящей муфты для открытия каналов между стволом скважины и обсадной колонной, выполнения щели или щелей в обсадной колонне или любым другим подобным известным способом для обеспечения каналов между стволом 12 скважины и целевыми зонами 40 для обработки. Альтернативные способы, такие как лазерная перфорация или химическое растворение, предполагаются и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения. Следует понимать, что преимущества раскрытых способов и составов могут быть реализованы с обработкой, проведены при давлении ниже, равном или большем давления разрыва формации.
Как показано на фиг.1, после установления гидравлического сообщения насосно-компрессорная труба 20 размещается в стволе 12 скважины на необходимой глубине с использованием техник, которые могут быть оценены специалистами в данной области техники. В некоторых вариантах осуществления изобретения действия по установлению гидравлического сообщения и размещению насосно-компрессорной трубы 20 в стволе 12 скважины могут быть совмещены с размещением перфорирующего устройства, такого как гидромониторная насадка (часть компоновки низа бурильной колонны, через которую абразивная режущая текучая среда или суспензия закачивается в скважину через центральный канал в насосно-компрессорной трубе. Следует отметить, что гидромониторная насадка может быть использована для прорезывания окружающей обсадной колонны 14 и формирования перфораций в окружающей формации(ях).
После размещения насосно-компрессорной трубы в скважине 10, устройство или система для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в стволе 12 скважины. При этом наземная система 64 контроля обработки подсоединена к размещенному устройству или системе для целей контролирования обработки, а также возможности размещения отклоняющего агента в скважине 10. Например, при использовании для обработки гидравлического разрыва, может быть размещена система контроля гидравлического разрыва, которая способна определять и контролировать микросейсмические колебания в подземной формации, являющиеся следствием гидравлического разрыва.
Примеры известных систем и способов для контроля гидравлического разрыва ветвящихся скважин раскрыты в патенте США № 5771170, который полностью включен в данное описание посредством ссылки. В качестве альтернативы в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения устройство или система измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в стволе 12 скважины. Система и способ для контроля гидравлического разрыва с использованием наклономера в обрабатываемой скважине раскрыты, например, в патенте США № 7028772, который полностью включен в данное описание путем ссылки.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, наземная система 64 контроля обработки может быть подсоединена к устройству контроля, которое размещено внутри насосно-компрессорной трубы 20. Например, как изображено на фиг.1, оптоволоконный датчик 50 может быть размещен внутри насосно-компрессорной трубы 20, как описано в заявке на патент США № 11/111,230, опубликованной как заявка на патент США № 2005/0236161, которая полностью включена в данное описание путем ссылки.
Другие устройства измерения и контроля, подходящие для использования в скважине 10, включают в себя, например, устройства, используемые для определения скважинных параметров, такие как измерители забойного давления или измерители забойной температуры. Другой пример систем и способов, известных для контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки (такого, как температура или давление) раскрыт в патенте США № 7055604, который полностью включен в данное описание путем ссылки. Примеры измерения, которые могут быть проконтролированы, включают в себя натяжение или сжатие, действующие на скважинное устройство (такое, как насосно-компрессорная труба), как индикатор трения потока текучих сред. Измерения могут также включать в себя скважинные измерения интенсивности или скорости потока текучих сред.
После размещения в скважине 10 системы или устройства для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, и возможного размещения отклоняющего агента начинается обработка целевой интересующей зоны 40. В частности, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, обработка зоны 40 начинается с закачки обрабатывающей текучей среды (с помощью источника 60) в кольцевое пространство 16 между насосно-компрессорной трубой 20 и обсадной колонной 14 (в случае обсаженной скважины) или между насосно-компрессорной трубой 20 и стенкой скважины (в случае необсаженной скважины). В качестве альтернативы, обрабатывающая текучая среда может быть закачана в ствол скважины через насосно-компрессорную трубу. Обработка целевой зоны 40 путем закачки обрабатывающей текучей среды рассматривается здесь как стадия обработки.
Обрабатывающая текучая среда может быть любой подходящей обрабатывающей текучей средой, известной в данной области техники, включающей в себя, но не ограниченной ими, стимулирующие текучие среды, воду, обработанную воду, текучие среды на водной основе, азот, углекислый газ, любая кислота (такая, как соляная, плавиковая, уксусная кислотные системы, и так далее), дизельное топливо, или текучие среды на основе масла, гелированные масляные или водные системы, растворители, поверхностно-активные системы, и транспортируемые текучими средами твердые частицы для размещения, например, около или в целевой зоне. Обрабатывающая текучая среда может включать в себя компоненты, такие как ингибиторы отложений в добавление к или отдельно от стимулирующей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения, обрабатывающая текучая среда может включать в себя расклинивающий наполнитель, такой как песок, для размещения в гидравлических разрывах в целевой зоне путем закачивания обрабатывающей текучей среды при достаточно высоких давлениях для образования разрывов. Оборудование (емкости, насосы, смесители, и так далее) и прочие подробности для выполнения стадий обработки известны в данной области техники и для простоты не описаны.
Модель обработки, подходящая для стимуляции породы и/или давления разрыва, может быть выполнена для моделирования спланированной обработки скважины в соединении с раскрытым способом. Такие модели хорошо известны в данной области техники, при этом многие из них пригодны для предсказания забойных давлений обработки. Данные, сгенерированные из такой модели, могут быть сравнены с забойным давлением обработки во время описанной выше фазы обработки скважины раскрытого способа.
Во время обработки осуществляется мониторинг, по меньшей мере, одного параметра скважины, который является характерным для обработки. Примеры способов контролирования параметра, характерного для стимуляции, раскрыты в заявке на патент США № 11/135,314, опубликованной как заявка на патент США № 2005/0263281, которая полностью включена в данное описание путем ссылки. Контроль микросейсмических колебаний, созданных гидравлическим разрывом и другими типами обработки, может осуществляться, например, с помощью контроля гидравлического разрыва.
Операция обработки может быть модифицирована на основании проконтролированных параметров в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. Например, может осуществляться мониторинг такого параметра, как микросейсмическая активность, во время гидравлического разрыва для определения или подтверждения расположения и геометрических характеристик (например, азимута, высоты, длины и ассиметричности) разрывов в целевой интересующей зоне в подземной формации, и на основании указанного параметра может быть модифицирован график закачивания. В некоторых вариантах осуществления, микросейсмическая активность может быть использована для определения пространства разрыва в разрываемой зоне и соотнесена со смоделированным объемом стимулированного пространства разрыва в разрываемой зоне. Этот смоделированный объем может быть сравнен с объемом обрабатывающей текучей среды, закачанной в целевую интересующую зону, и сравнение может быть повторено на протяжении всего времени, пока происходит обработка. Если смоделированный объем пустого пространства прекращает расти со скоростью, аналогичной входному объему обрабатывающей текучей среды, это показывает, что уменьшается эффективность обработки. Микросейсмическая активность может также быть использована для определения того, когда обработка распространяется за пределы зоны или в водоносную зону, показывая тем самым что продолжение обработки является неэффективным. На основании указанного параметра и возможных сравнений с подвергшимися мониторингу параметрами с другой информацией, скорость закачки обрабатывающей текучей среды может быть изменена или остановлена и может быть закачан отклоняющий агент. Насосно-компрессорная труба может быть использована для точного размещения отклоняющего агента в скважине.
Как здесь описано, множество зон могут контролироваться на основании проконтролированных параметров. Проекты отдельных стадий обработки могут быть оптимизированы на основании проконтролированного параметра(ов). Например, различные параметры обработки, такие как график закачивания, скорость нагнетания, вязкость текучей среды или загрузка расклинивающего наполнителя, могут быть изменены во время обработки для обеспечения оптимальной и эффективной обработки в целевой зоне.
В качестве более специфического примера, допустим, что целевая зона 40а (фиг.1) сейчас обрабатывается. При завершении обработки, насосно-компрессорная труба 20 размещается так, что компоновка 30 на конце насосно-компрессорной трубы 20 располагается в месте, желательном для закачивания отклоняющего агента в интервал ствола скважины, выбранного для отклонения. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, местоположение для отклонения может быть ранее обработанной интересующей зоной, которая в этом примере является целевой зоной 40а.
Отклонение текучей среды из ствола скважины 12 в подземную формацию или отклонение текучей среды из подземной формации в ствол скважины называется здесь стадией отклонения. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан в перфорации обсадной колонны 14 для изолирования перфораций. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан через перфорации и в простимулированную зону подземной формации. В вариантах осуществления, выполненных в необсаженных скважинах, отклоняющий агент может быть закачан непосредственно из насосно-компрессорной трубы через компоновку 30 в целевую зону в подземной формации. В качестве альтернативы, отклоняющий агент может также быть введен в кольцеобразный зазор, образованный между стволом скважины и насосно-компрессорной трубой. Отклоняющий агент предпочтительно является подходящим для действия в качестве отклоняющего агента в формации или перфорациях. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть текучей средой, который содержит волокна.
Известные способы для включения волокон в обрабатывающую текучую среду и подходящие волокна раскрыты в патенте США № 5501275, который полностью включен в данное описание путем ссылки. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может содержать разлагающиеся материалы. Известные составы и способы для использования суспензии, содержащей разлагающийся материал для отклонения, раскрыты в заявке на патент США № 11/294,983, опубликованной как заявка на патент США № 2006/0113077, который полностью включен в данное описание путем ссылки.
Один или несколько параметров могут быть проконтролированы в скважине 10 для определения или подтверждения размещения отклоняющего агента. Как только области целевого интервала (поровые просветы, естественные и созданные разрывы и пустоты, и так далее) закупорены отклоняющим агентом, давление обычно возрастает. Так, например, во время закачивания отклоняющего агента могут контролироваться наземное или забойное давление (с помощью датчиков компоновки 30, например) на предмет любого изменения давления по мере контакта отклоняющего агента с формацией, поскольку изменение давления может быть характерным для размещения отклоняющего агента. Растворяющая способность разлагающегося отклоняющего агента, если используется, предпочтительно калибруется для последующих стадий обработки для обеспечения отклонения от интервала, в котором он был размещен, на протяжении всех стадий обработки.
Показанный на фиг. 3 способ 150 может быть использован для обработки множества целевых интересующих зон. В соответствии со способом 150, гидравлическое сообщение устанавливается между стволом скважины и целевыми интересующими зонами на стадии 154. Затем, насосно-компрессорная труба размещается на стадии 158 в скважине; и, последовательно, скважинная система контроля обработки размещается в скважине 10 на стадии 162.
В соответствии со способом 150 начинается последовательность обработки зон, по одной за раз. В соответствии с последовательностью, начинается обработка следующей целевой зоны на стадии 166. Обработка контролируется и модифицируется на основании одного или более контролируемых скважинных параметров на стадии 170. Мониторинг и модификация обработки продолжаются до тех пор, пока не будет определено на стадии 174, что обработка текущей целевой зоны завершена. При возникновении этого, производится определение на стадии 178: имеются ли еще целевые интересующие зоны для обработки. Если так, то отклоняющий агент вводится в конкретный интервал скважины на стадии 182. Например, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, отклоняющий агент может быть введен в последнюю обработанную зону. Как только определяется на стадии 186, что размещение отклоняющего агента завершено, то управление переходит к стадии 166 для обработки следующей целевой зоны.
Другие варианты осуществления являются возможными и находятся в объеме приложенной формулы изобретения. Например, в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения, обработка и перфорирования могут осуществляться без использования насосно-компрессорной трубы. В связи с этим, другая обрабатывающая техника в соответствии с вариантами осуществления изобретения включает в себя установление гидравлического сообщения между скважиной и целевыми зонами для обработки, где скважина пересекает одну или более подземных формаций, в которых имеются более одной целевой зоны для обработки.
В другом варианте осуществления данный способ может быть использован для стимуляции ранее стимулированной скважины. В этом случае, обработка может быть начата с повторной стимуляции существующих зон или с отклонения от существующих зон и затем перфорирования новых зон для стимуляции.
Далее устройство или система для измерения или контроля размещаются в скважине, как описано выше. В связи с этим, может быть использован контроль гидравлического разрыва в ответвленных скважинах или, в качестве альтернативы, устройство или система для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в скважине. Например, устройство для измерения или контролирования может быть размещено в скважине, как, например, описанное в патенте США № 6758271 и патенте США № 6751556, каждый из которых полностью включен сюда путем ссылки. Другие измерительные или контролирующие устройства, подходящие для использования в вариантах осуществления изобретения, включают в себя известные устройства для определения скважинных параметров, такие как измерители забойного давления или измерители забойной температуры.
Далее, обработка целевой зоны в подземной формации начинается с закачивания обрабатывающей текучей среды в скважину. Во время этой обработки, по меньшей мере, один параметр, характерный для обработки, контролируется и обрабатывающая операция модифицируется на основании проконтролированного параметра(ов).
После обработки конкретной целевой зоны в скважину закачивается отклоняющий агент и размещается в месте, желательном для отклонения. В некоторых вариантах осуществления изобретения местоположение для отклонения предпочтительно является обработанной целевой интересующей зоной. Отклонение текучей среды из скважины в подземную формацию или отклонение текучей среды из подземной формации в скважину понимается здесь как стадия отклонения. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан в перфорации в обсадной колонне для изолирования перфораций. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан через перфорации в простимулированные зоны подземной формации. В некоторых других вариантах осуществления отклоняющий агент может быть размещен непосредственно в скважине. Отклоняющий агент предпочтительно является подходящим для действия в качестве отклоняющего агента в формации или перфорациях. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть текучей средой, который содержит волокна. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может включать в себя разлагающийся материал.
Операция размещения отклоняющего агента может контролироваться с помощью одного или нескольких измеренных параметров для определения или подтверждения размещения агента.
В некоторых вариантах осуществления, измеренный параметр или параметры могут контролироваться для одной или нескольких обработанных целевых зон или стадии отклонения на всем протяжении обработки. Такой контроль является полезным на тот случай, если стадия отклонения снизит производительность, поскольку оно будет являться сигналом о необходимости дополнительной стадии отклонения или повторного нагнетания дополнительного отклоняющего агента в существующей стадии отклонения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, закачивание обрабатывающей текучей среды повторяется для более чем одной целевой зоны. В дополнительных вариантах осуществления изобретения закачивание отклоняющего агента повторяется вместе с закачиванием обрабатывающей текучей среды и закачиванием отклоняющего агента, осуществляется для разрешения обработки целевой зоны с последующим закачиванием отклоняющего агента в целевую зону или перфорации рядом с целевой зоной для предотвращения затекания обрабатывающей текучей среды в простимулированную целевую зону. Например, в ответвлении в горизонтальной скважине может быть простимулирована дальняя целевая зона около забоя ответвления. Контроль параметра обработки, характерного для обработки, используется для определения завершения стадии обработки дальней зоны, возможности размещения отклоняющего агента в целевой зоне.
Стадия обработки может считаться завершенной, когда был завершен проект работ, когда не происходит дополнительное создание разрывов, когда концентрация расклинивающего наполнителя в конкретных интервалах превышает требуемую или любой другой показатель того, что дополнительная обработка целевой зоны не является более желательной, эффективной или обеспечивающей дополнительные преимущества. Стадия обработки может быть закачана в следующую дальнюю целевую зону с размещенным отклоняющим агентом, отклоняющим обрабатывающую текучую среду от дальней целевой зоны к следующей дальней целевой зоне. Контролирование параметра обработки, характерного для обработки, используется затем для определения, когда стадия обработки следующей дальней зоны будет завершена. Отклоняющий агент затем размещается в следующей дальней целевой зоне, отклоняя тем самым закачанную обрабатывающую текучую среду к следующей целевой зоне. Таким образом, стадии обработки могут быть направлены в целевые зоны в желаемой последовательности, улучшая тем самым эффективность общей обработки путем направления обрабатывающей текучей среды и связанной с ним энергии закачивания в требуемые интервалы.
Вышеописанные способы могут быть использованы для контроля желаемой последовательности отдельных стадий обработки. Например, в то время как обычные стадии обработки должны выполняться от забоя скважины к поверхности, может быть необходимым в некоторых ситуациях обрабатывать сверху вниз или обрабатывать сверху вниз в конкретной одной или нескольких подземных формациях. В качестве альтернативы, может быть также необходимо обработать зоны в порядке от интервалов с наименьшим напряжением до интервалов с наибольшим напряжением.
После завершения обрабатывающих стадий может быть необходимым удалить или устранить отклоняющий агент в одной или нескольких отклоняющих стадиях. Отклоняющий агент может быть удален с помощью таким способов очистки, как нагнетание текучей среды (например, азота, воды, реакционно-способных химикатов) в насосно-компрессорную трубу и направление струи текучей среды через компоновку 30 для вымывания или высвобождения отклоняющего агента из его отклоняющего места в интервале. Текучая среда, в частности газ, может быть закачана вниз по насосно-компрессорной трубе 20 под давлением, достаточным для преодоления давления формации на отклоняющую стадию, позволяя тем самым отклоняющему агенту выходить из интервала. В некоторых примерах, химикаты с замедленной активацией могут быть размещены в отклоняющем агенте для разложения отклоняющего агента после определенного периода времени. Разрушитель, инкапсулированный разрушитель или химикат с замедленным высвобождением может быть полезным в этом случае.
В качестве альтернативы, химическая обработка может быть закачана в отклоняющий агент для осуществления реакции с агентом для его растворения, вымывания, ослабления или высвобождения отклоняющего агента из его позиции. Разлагающийся отклоняющий агент может, по своей разлагающейся природе, со временем прекратить отклонять. Предпочтительно, чтобы отклоняющий агент был эффективно удаляемым или устраняемым из интервала без оставления отложения или остатка, которые могут препятствовать добыче углеводородов из целевой зоны.
В некоторых вариантах, может быть желательно оставлять отклоняющий агент на месте. Например, когда отклоняющий агент размещен в водоносной зоне, может быть желательно оставить конкретный отклоняющий агент на месте после завершения стимуляции, удаляя при этом отклоняющие агенты, расположенные в углеводородоносной зоне. Преимущество вышеописанных способов заключается в том, что контроль параметра, характерного для обработки, может предоставить информацию о зонах, таких как водоносные зоны, для которых обработка не требуется. Путем контроля параметра во время обработки работы на буровой площадке могут быть изменены для предотвращения или минимизации обработки нежелательных зон.
Варианты осуществления изобретения могут включать в себя установление гидравлического сообщения в обсаженной скважине путем перфорации обсадной колонны, и, если есть, цемента в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенкой скважины, с использованием перфоратора, размещенного на кабеле. В связи с этим, насосно-компрессорная труба, имеющая компоновку низа бурильной колонны с гидромониторным наконечником, может быть опущена в скважину с использованием известного оборудования и способов на желаемую глубину. В качестве альтернативы использованию перфоратора, размещенного на кабеле, обсадная колонна может быть перфорирована по мере опускания насосно-компрессорной трубы в скважину путем закачивания текучих сред под давлением через насосно-компрессорную трубу и гидромониторный наконечник для прорезывания каналов в обсадной колонне и цементе.
Система контроля гидравлического разрыва может быть затем размещена и задействована для контроля. Одна такая коммерчески доступная система, StimMAP (марка Шлюмберже), обеспечивает способ для контроля акустических сигналов в соседних скважинах или подобных скважинах, получающихся от микросейсмических колебаний, выполняя в обрабатываемой скважине действиями по гидравлическому разрыву. Текучая среда для гидравлического разрыва, которая содержит расклинивающий наполнитель, может затем быть закачана в скважину, и целевая интересующая зона может быть разорвана. Системы контроля гидравлического разрыва используются для контроля степени и характеристик гидравлического разрыва в целевой интересующей зоне в обрабатываемой скважине. Когда с помощью выхода системы контроля гидравлического разрыва определяется, что стимуляция целевой интересующей зоны завершена, операция по гидравлическому разрыву изменяется путем остановки или уменьшения уровня давления закачивания.
Отклоняющая текучая среда, содержащая разлагающиеся волокна, или отклоняющая текучая среда, содержащая разлагающиеся волокна и частицы, может быть затем закачана вниз по насосно-компрессорной трубе в простимулированную целевую интересующую зону. Разлагающиеся волокна используются в концентрации, предполагаемой для обеспечения достаточной структуры для осуществления отклонения во время операций по гидравлическому разрыву. Состав используемых волокон обеспечивает достаточный срок службы отклоняющих текучих сред для завершения текучей среды для гидравлического разрыва с одновременной гарантией того, что в разумный период времени после разрыва отклоняющие текучие среды самоуничтожаются посредством разложения обеспечивающего структуру волокна. Отклоняющая текучая среда закупоривает разрывы, созданные в целевой интересующей зоне.
Забойное давление обработки в скважине контролируется для подтверждения размещения отклоняющего агента в целевой интересующей зоне. Текучая среда для гидравлического разрыва может быть затем опять закачана под давлением для разрыва другой целевой интересующей зоны, и текучая среда будет отклоняться от уже простимулированной целевой интересующей зоны отклоняющим агентом. Последовательность повторяется для множества стадий обработки и отклонения в скважине. Таким образом, множество углеводородонесущих интересующих зон могут быть эффективно простимулированы, и добыча углеводородов может быть начата из целевых интересующих зон после стимуляции без дальнейшего вмешательства в эффективно стимулированную добычу.
Как показано на фиг.4А и 4В, способ 200 может быть использован в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. При осуществлении способа 200 перфорируется обсадная колонна скважины на стадии 204. Далее, имеющая гидромониторный наконечник насосно-компрессорная труба опускается в скважину на стадии 208, и скважинная система контроля гидравлического разрыва размещается на стадии 212. Затем на стадии 216 начинается обработка целевых зон путем закачивания текучей среды для гидравлического разрыва, содержащего расклинивающий наполнитель, в скважину для разрыва следующей целевой интересующей зоны. На основании системы контроля гидравлического разрыва осуществляется определение на стадии 220, закончен ли разрыв. Если нет, то закачивание продолжается на стадии 216.
Затем, отклоняющая текучая среда закачивается на стадии 224 (фиг.4В) в целевую интересующую зону, которая была только что обработана. Если на стадии 228 было определено, что забойное давление показывает завершение размещения отклоняющей текучей среды, то управление возвращается к стадии 216 для обработки другой зоны. Иначе, закачивание отклоняющей текучей среды в обработанную перед этим интересующую зону продолжается на стадии 224.
Стимулирующая обработка необсаженных скважин вызывает проблемы, в которых равномерное удаление повреждений на протяжении всей секции является чрезвычайно сложным, или даже невозможным. Повреждение в необсаженной формации обычно возникает в околоскважинной области вследствие бурения скважины. Таким образом, общая площадь повреждений, которые должны быть удалены, обычно является более критичной, чем глубина проникновения стимулирующей текучей среды.
В соответствии с раскрытыми в данном описании вариантами осуществления изобретения, стимулирующая обработка используется в сочетании с механической техникой для стимуляции и химическим материалом для зонального покрытия. Обработка включает в себя, во-первых, нагнетание обрабатывающей текучей среды, такой как «заполняющая текучая среда», которая содержит гель, имеющий взвешенный агент для управления потерей текучей среды. Заполняющая текучая среда может быть закачана через гидромониторный инструмент при относительной низкой скорости (по сравнению со скоростью, используемой при гидромониторной обработке) для заполнения всей необсаженной секции. Затем твердый материал, такой как абразивная режущая суспензия, которая содержит песок или мраморную крошку, нагнетается в скважину с помощью гидромониторного наконечника для удаления нескольких дюймов формации и прохождения околоскважинного повреждения. Утечка текучей среды в формацию в результате выемки контролируется агентом заполняющей текучей среды, контролирующим потерю текучей среды. В основном, заполняющая текучая среда не повреждает формацию.
На фиг.5 показана скважина 300 в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Скважина 300 включает в себя ствол 316 скважины, который пересекает интервал 320. Для обработки и гидромониторной обработки интервала 320 насосно-компрессорная труба 312 размещается в скважине 316. Насосно-компрессорная труба включает в себя компоновку низа бурильной колонны, которая содержит гидромониторный наконечник 314. Гидромониторный наконечник 314 может быть размещен на составной трубчатой колонне в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.
Как изображено на фиг.5, гидромониторный наконечник 314 может быть связан с двухсторонним запорным клапаном, который приводится в действие путем размещения шарика 317 через центральный канал насосно-компрессорной трубы 312. В связи с этим, шарик 317 размещается в нижнем отверстии насосно-компрессорной трубы 312 для направления текучей среды через радиальные отверстия 315 гидромониторного инструмента 314.
Для осуществления гидромониторной обработки источник 310 заполняющей скважину текучей среды проводит заполняющую текучую среду (как изображено потоком 340) через центральный канал насосно-компрессорной трубы 312 и через радиальные отверстия 315 в скважинный интервал 320. Заполняющая текучая среда может быть образована из геля, полимеров или вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Твердые частицы или волоконные материалы также могут быть добавлены в заполняющий материал для обеспечения дополнительного управления утечкой во время последовательных гидромониторных операций.
Таким образом, во время стадии, изображенной на фиг.5, заполняющая текучая среда вводится в скважинный интервал 320 перед второй стадией, которая изображена на фиг.6.
Как показано на фиг.6, для этой стадии скважины 300, интервал 320 может быть заполнен заполняющей текучей средой 350. С размещенной заполняющей текучей средой внутри интервала 320, источник 304 режущей текучей среды на поверхности скважины 300 вводит поток абразивной режущей текучей среды, или суспензии (как показано потоком 360), вниз по центральному каналу насосно-компрессорной трубы 312 и через радиальные отверстия 315. Ввод абразивной суспензии происходит при гораздо большем давлении, чем ввод заполняющей текучей среды для формирования радиальных струй для проникновения в окружающую формацию за любое околоскважинное повреждение.
В зависимости от конкретной формации, абразивная суспензия может быть нейтральной или кислотной и может содержать низкую концентрацию песка, расклинивающего наполнителя или другие твердые материалы.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения заполняющая текучая среда может быть легко удалена после гидромониторной операции или может, в качестве альтернативы, предотвращать потенциальное повреждение формации.
На фиг. 7 показан комбинированный способ 400 обработки и гидромониторной операции, который может быть использован в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. Согласно способу 400, гель с взвешенным агентом контроля потери текучей среды нагнетается на стадии 404 для заполнения скважинного интервала. Затем, на стадии 408, абразивная суспензия нагнетается под высоким давлением для прохождения околоскважинного повреждения.
Изобретение может быть применено к любому типу скважины, например, обсаженной или необсаженной, пробуренной с использованием бурового раствора на основе нефти или на основе воды, вертикальной, наклонной или горизонтальной, с или без управления песком, таким как сетчатый песчаный фильтр. Несмотря на то, что раскрытые способы и системы были описаны преимущественно для стимуляции скважин для добычи углеводорода, следует понимать, что изобретение может быть применено к скважинам для добычи других материалов, таких как вода, гелий и углекислый газ, и может быть также применено для стимуляции других типов скважин, таких как инжекционные скважины, сбросовые скважины и скважины хранения.
Несмотря на то, что настоящее изобретение было раскрыто для ограниченного числа вариантов осуществления, подразумевается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и вариации, находящиеся в объеме настоящего изобретения.
Claims (13)
1. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и
первой целевой зоной, и между указанной скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности.
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и
первой целевой зоной, и между указанной скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности.
2. Способ по п. 1, в котором скважина является обсаженной, причем способ дополнительно содержит перфорирование обсадной колонны.
3. Способ по п. 1, в котором обрабатывающий состав содержит стимулирующую текучую среду.
4. Способ по п. 3, в котором этап введения обрабатывающего состава содержит закачку состава под давлением.
5. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере участок скважины содержит по существу горизонтальную секцию.
6. Способ по п. 1, в котором отклоняющий агент содержит волокно.
7. Способ по п. 1, в котором участок скважины имеет отклонение или является горизонтальным.
8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий обеспечение гидравлического сообщения с по меньшей мере одной дополнительной целевой зоной, причем способ дополнительно содержит осуществление второго этапа обработки во второй целевой зоне, и последовательную обработку каждой дополнительной целевой зоны за исключением финальной целевой зоны посредством осуществления первого этапа обработки и второго этапа обработки в каждой дополнительной целевой зоне, и обработку финальной целевой зоны посредством осуществления первого этапа обработки в финальной целевой зоне.
9. Способ по п. 8, в котором обеспечение гидравлического сообщения с по меньшей мере одной дополнительной целевой зоной содержит этап осуществления операции перфорирования в по меньшей мере одной дополнительной целевой зоне после осуществления этапа обработки в первой целевой зоне и перед удалением колонны насосно-компрессорных труб из скважины.
10. Способ по п. 8, в котором первая целевая зона, вторая целевая зона и дополнительные целевые зоны подлежат обработке в порядке от зоны с наименьшим напряжением до зоны с наибольшим напряжением.
11. Способ по п. 8, в котором первая целевая зона, вторая целевая зона и дополнительные целевые зоны подлежат обработке в порядке от верхней зоны до нижней зоны.
12. Способ обработки скважины, содержащий:
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и первой целевой зоной, и между скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал, и при этом обрабатывающий агент хранится в гибкой насосно-компрессорной трубе между операциями введения отклоняющего агента в интервал;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности.
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и первой целевой зоной, и между скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал, и при этом обрабатывающий агент хранится в гибкой насосно-компрессорной трубе между операциями введения отклоняющего агента в интервал;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности.
13. Способ обработки скважины, содержащий:
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и первой целевой зоной, и между скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал, осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности и измерение параметра, отражающего отклонение.
обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и первой целевой зоной, и между скважиной и второй целевой зоной, причем первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной, причем вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны;
размещение в скважине гибкой насосно-компрессорной трубы;
осуществление первого этапа обработки в первой целевой зоне, причем первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом;
осуществление второго этапа обработки в первой целевой зоне, причем второй этап обработки содержит введение в обрабатываемую зону отклоняющего агента, содержащего разлагающийся материал, осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
осуществление первого этапа обработки во второй целевой зоне;
разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измерение скважинного параметра, причем измерение содержит измерение микросейсмической активности и измерение параметра, отражающего отклонение.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US80605806P | 2006-06-28 | 2006-06-28 | |
US60/806,058 | 2006-06-28 | ||
US11/751,172 | 2007-05-21 | ||
US11/751,172 US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2007-05-21 | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009102650/03A Division RU2431037C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред (варианты) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011120145A RU2011120145A (ru) | 2012-11-27 |
RU2587197C2 true RU2587197C2 (ru) | 2016-06-20 |
Family
ID=38577271
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011120145/03A RU2587197C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ обработки скважины (варианты) |
RU2009102650/03A RU2431037C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред (варианты) |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009102650/03A RU2431037C2 (ru) | 2006-06-28 | 2007-06-26 | Способ и система для обработки подземной формации с использованием отклонения обрабатывающих текучих сред (варианты) |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7934556B2 (ru) |
EP (1) | EP2038512B1 (ru) |
AT (1) | ATE528484T1 (ru) |
CA (1) | CA2659715C (ru) |
MX (1) | MX2008016317A (ru) |
RU (2) | RU2587197C2 (ru) |
WO (1) | WO2008001310A1 (ru) |
Families Citing this family (117)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
US8511401B2 (en) | 2008-08-20 | 2013-08-20 | Foro Energy, Inc. | Method and apparatus for delivering high power laser energy over long distances |
US9244235B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-01-26 | Foro Energy, Inc. | Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction |
US9074422B2 (en) | 2011-02-24 | 2015-07-07 | Foro Energy, Inc. | Electric motor for laser-mechanical drilling |
US9080425B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-07-14 | Foro Energy, Inc. | High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use |
US9267330B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-02-23 | Foro Energy, Inc. | Long distance high power optical laser fiber break detection and continuity monitoring systems and methods |
US10301912B2 (en) * | 2008-08-20 | 2019-05-28 | Foro Energy, Inc. | High power laser flow assurance systems, tools and methods |
US8627901B1 (en) | 2009-10-01 | 2014-01-14 | Foro Energy, Inc. | Laser bottom hole assembly |
US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use |
US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
US9242309B2 (en) | 2012-03-01 | 2016-01-26 | Foro Energy Inc. | Total internal reflection laser tools and methods |
US9360631B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-06-07 | Foro Energy, Inc. | Optics assembly for high power laser tools |
US9719302B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-08-01 | Foro Energy, Inc. | High power laser perforating and laser fracturing tools and methods of use |
US9138786B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-09-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser pipeline tool and methods of use |
US9027668B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-05-12 | Foro Energy, Inc. | Control system for high power laser drilling workover and completion unit |
US9347271B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-05-24 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber cable for transmission of high power laser energy over great distances |
US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
US8571368B2 (en) | 2010-07-21 | 2013-10-29 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber configurations for transmission of laser energy over great distances |
RU2528648C2 (ru) * | 2008-08-21 | 2014-09-20 | Шлюмберже Текноложи Б. В. | Способ обработки подземного пласта |
WO2011017417A2 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Systems and methods for monitoring a well |
US8534124B2 (en) * | 2009-09-17 | 2013-09-17 | Raytheon Company | Sensor housing apparatus |
US8286705B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for treating a subterranean formation using diversion |
WO2011070453A2 (en) | 2009-12-09 | 2011-06-16 | Schlumberger Canada Limited | Method for increasing fracture area |
EP2606201A4 (en) | 2010-08-17 | 2018-03-07 | Foro Energy Inc. | Systems and conveyance structures for high power long distance laster transmission |
MX2013007039A (es) * | 2010-12-20 | 2013-12-06 | Schlumberger Technology Bv | Método de utilización de datos de formaciones subterráneas para mejorar las operaciones de tratamiento. |
EP2659090B1 (en) * | 2010-12-27 | 2017-08-23 | Seven Generations Energy Ltd. | Methods for drilling and stimulating subterranean formations for recovering hydrocarbon and natural gas resources |
EP2678512A4 (en) | 2011-02-24 | 2017-06-14 | Foro Energy Inc. | Method of high power laser-mechanical drilling |
WO2012167102A1 (en) | 2011-06-03 | 2012-12-06 | Foro Energy Inc. | Rugged passively cooled high power laser fiber optic connectors and methods of use |
US8997860B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices |
US9395306B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices |
US9297254B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices |
US9182355B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a flow path |
US9222348B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices |
US8908165B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
US8960294B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices |
US9261461B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
US9441149B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices |
US9206386B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for analyzing microbiological substances |
US9222892B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring the quality of a fluid |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US8720556B2 (en) * | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
US9019501B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US8823939B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US8941046B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US8912477B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US9013698B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging systems for optical computing devices |
US9702811B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance using integrated computational elements |
US8879053B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices having an integrated computational element and a proximal interferent monitor and methods for determining a characteristic of a sample therewith |
US9013702B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging systems for optical computing devices |
US8780352B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US9658149B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices having one or more integrated computational elements and methods for determining a characteristic of a sample by computationally combining signals produced therewith |
US9383307B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US9080943B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9175558B2 (en) | 2012-07-31 | 2015-11-03 | Raytheon Company | Seismic navigation |
US20140054039A1 (en) * | 2012-08-23 | 2014-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Materials and methods to prevent fluid loss in subterranean formations |
US9103716B2 (en) | 2012-08-31 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Handheld characteristic analyzer and methods of using the same |
US9170208B2 (en) | 2012-08-31 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Handheld characteristic analyzer and methods of using the same |
US8765061B2 (en) | 2012-09-14 | 2014-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
US9222896B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
US9176052B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
US9086383B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring chemical processes |
US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
WO2014077949A1 (en) * | 2012-11-15 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore flow-control assemblies for hydrocarbon wells, and systems and methods including the same |
US20140262231A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treatment of a subterranean formation |
US9822625B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treatment of a subterranean formation |
US9097097B2 (en) | 2013-03-20 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of determination of fracture extent |
EP2818631A1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-12-31 | Welltec A/S | A dowhole pumping assembly and a downhole system |
EP2989442A4 (en) | 2013-07-09 | 2016-12-28 | Halliburton Energy Services Inc | INTEGRATED COMPUTING ELEMENTS HAVING SELECTIVE FREQUENCY SURFACE |
AU2013393870B2 (en) | 2013-07-09 | 2017-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated computational elements with laterally-distributed spectral filters |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
WO2015134022A1 (en) * | 2014-03-06 | 2015-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations |
US9976073B2 (en) | 2014-06-02 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controllably generating heat and/or nitrogen gas in subterranean and pipeline operations |
MX2016015788A (es) | 2014-06-13 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services Inc | Elemento computacional integrado con multiples superficies selectivas de frecuencia. |
US9470078B2 (en) * | 2014-09-29 | 2016-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid diversion through selective fracture extension |
US10012069B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique |
US9810051B2 (en) | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
US9869170B2 (en) * | 2015-03-17 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling water production in horizontal wells with multistage fractures |
US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | 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 |
US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
CA2992712C (en) | 2015-07-21 | 2020-02-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
US10914153B2 (en) * | 2015-10-06 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods deriving hydraulic fracture growth from microseismicity analysis |
US10221687B2 (en) | 2015-11-26 | 2019-03-05 | Merger Mines Corporation | Method of mining using a laser |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US10161235B2 (en) | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
WO2018034652A1 (en) * | 2016-08-16 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems of modeling fluid diversion treatment operations |
CN109804040A (zh) | 2016-10-11 | 2019-05-24 | 伊士曼化工公司 | 用于井筒处理成分的纤维构造 |
WO2018084870A1 (en) * | 2016-11-07 | 2018-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time well bashing decision |
CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
CN106948795B (zh) * | 2017-03-30 | 2019-09-06 | 中国石油大学(北京) | 一种多分支水平井闭式循环开发水热型地热的方法 |
WO2018200698A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
WO2018200688A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
US11352538B2 (en) | 2020-05-29 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator viscosihiers |
US11603487B2 (en) * | 2020-05-29 | 2023-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator wellbore stabilizers |
US11401790B2 (en) | 2020-08-04 | 2022-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems, methods to produce differential flow rate through a port during different well operations, and methods to reduce proppant flow back |
EP4381168A1 (en) * | 2021-08-06 | 2024-06-12 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to enhance well completion through optimized fracture diversion |
US12024676B2 (en) | 2021-09-15 | 2024-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Organic acid surfactant booster for contaminant removal |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU918918A1 (ru) * | 1980-06-12 | 1982-04-07 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол зоны гидроразрыва горных пород |
Family Cites Families (47)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3998272A (en) | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
US5258137A (en) | 1984-12-24 | 1993-11-02 | The Dow Chemical Company | Viscoelastic surfactant based foam fluids |
CA1279469C (en) | 1987-01-27 | 1991-01-29 | Curtis W. Crowe | Composition and method for fluid loss control in acid fracturing of earthen formations |
US5327973A (en) * | 1992-12-22 | 1994-07-12 | Mobil Oil Corporation | Method for variable density acidizing |
CA2497728C (en) | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5771170A (en) | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US6110875A (en) * | 1997-03-07 | 2000-08-29 | Bj Services Company | Methods and materials for degrading xanthan |
US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
US5924295A (en) | 1997-10-07 | 1999-07-20 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Method and apparatus for controlling initial operation of refrigerator |
US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
AU2001257342A1 (en) | 2000-04-26 | 2001-11-07 | Pinnacle Technologies, Inc. | Treatment well tiltmeter system |
DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
US6837309B2 (en) | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
WO2003027431A2 (en) | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
US7119050B2 (en) | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
ITMO20020016A1 (it) * | 2002-01-24 | 2003-07-24 | Sarong Spa | Striscia continua di contenitori |
US20030234921A1 (en) | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
CA2495342C (en) | 2002-08-15 | 2008-08-26 | Schlumberger Canada Limited | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
US6758271B1 (en) | 2002-08-15 | 2004-07-06 | Sensor Highway Limited | System and technique to improve a well stimulation process |
US7265079B2 (en) | 2002-10-28 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Self-destructing filter cake |
US20050113263A1 (en) | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
US7115546B2 (en) | 2003-01-31 | 2006-10-03 | Bj Services Company | Acid diverting system containing quaternary amine |
US7004255B2 (en) | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7318475B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-01-15 | Schlumberger Technology Corporation | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
US7341107B2 (en) | 2003-12-11 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic acid |
US7503404B2 (en) | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-10-27 | Michael Gay | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
CA2595686C (en) | 2005-01-21 | 2012-09-18 | A. Richard Sinclair | Soluble diverting agents |
US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US20070272407A1 (en) * | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for development of naturally fractured formations |
US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US7677317B2 (en) * | 2006-12-18 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation |
US11123005B2 (en) | 2018-11-12 | 2021-09-21 | Medtronic, Inc | Method and apparatus for atrial tachyarrhythmia detection |
-
2007
- 2007-05-21 US US11/751,172 patent/US7934556B2/en active Active
- 2007-06-26 EP EP07789808A patent/EP2038512B1/en active Active
- 2007-06-26 MX MX2008016317A patent/MX2008016317A/es active IP Right Grant
- 2007-06-26 RU RU2011120145/03A patent/RU2587197C2/ru active
- 2007-06-26 AT AT07789808T patent/ATE528484T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-06-26 CA CA2659715A patent/CA2659715C/en active Active
- 2007-06-26 RU RU2009102650/03A patent/RU2431037C2/ru active
- 2007-06-26 WO PCT/IB2007/052478 patent/WO2008001310A1/en active Application Filing
-
2011
- 2011-03-10 US US13/045,146 patent/US8220543B2/en active Active
-
2012
- 2012-07-12 US US13/547,159 patent/US8646529B2/en active Active
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU918918A1 (ru) * | 1980-06-12 | 1982-04-07 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол зоны гидроразрыва горных пород |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US8646529B2 (en) | 2014-02-11 |
WO2008001310A1 (en) | 2008-01-03 |
US20110186298A1 (en) | 2011-08-04 |
US8220543B2 (en) | 2012-07-17 |
EP2038512B1 (en) | 2011-10-12 |
US7934556B2 (en) | 2011-05-03 |
RU2011120145A (ru) | 2012-11-27 |
EP2038512A1 (en) | 2009-03-25 |
US20130168082A1 (en) | 2013-07-04 |
MX2008016317A (es) | 2009-01-16 |
ATE528484T1 (de) | 2011-10-15 |
RU2009102650A (ru) | 2010-08-10 |
CA2659715C (en) | 2014-06-17 |
RU2431037C2 (ru) | 2011-10-10 |
CA2659715A1 (en) | 2008-01-03 |
US20080000639A1 (en) | 2008-01-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2587197C2 (ru) | Способ обработки скважины (варианты) | |
US7287592B2 (en) | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool | |
US8281860B2 (en) | Method and system for treating a subterranean formation | |
US8714244B2 (en) | Stimulation through fracturing while drilling | |
US7159660B2 (en) | Hydrajet perforation and fracturing tool | |
US20190249527A1 (en) | Simultaneous Fracturing Process | |
EP0584249B1 (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
US7237612B2 (en) | Methods of initiating a fracture tip screenout | |
RU2502866C2 (ru) | Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения | |
US20070284106A1 (en) | Method and apparatus for well drilling and completion | |
US20060070740A1 (en) | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation | |
EA004100B1 (ru) | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации | |
CN105026684A (zh) | 斜井筒的改进水力压裂方法 | |
CA2679584C (en) | Methods using fluid stream for selective stimulation of reservoir layers | |
Bartko et al. | First application for a sequenced fracturing technique to divert fractures in a vertical open hole completion: case study from Saudi Arabia | |
US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
Behrmann et al. | Quo Vadis, Extreme Overbalance? | |
Boyd | Completion techniques for geothermal-geopressured wells. Final report |