RU2668209C1 - Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation - Google Patents
Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2668209C1 RU2668209C1 RU2017146974A RU2017146974A RU2668209C1 RU 2668209 C1 RU2668209 C1 RU 2668209C1 RU 2017146974 A RU2017146974 A RU 2017146974A RU 2017146974 A RU2017146974 A RU 2017146974A RU 2668209 C1 RU2668209 C1 RU 2668209C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- sleeve
- stage
- fracturing
- coupling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 36
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 36
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 25
- 241000282472 Canis lupus familiaris Species 0.000 description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке коллекторов нефти и\или газа горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of oil and / or gas reservoirs by horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in both carbonate and terrigenous reservoirs.
Из уровня техники способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае (патент US 5894888 А, опубл. 20.04.1999, основывающийся на патенте US 5074359 А, опубл. 24.12.1999).The prior art method of conducting multi-stage hydraulic fracturing (hydraulic fracturing). A specific implementation of multi-stage fracturing methods is associated with a completion system used in a particular case (US patent 5894888 A, publ. 04/20/1999, based on patent US 5074359 A, publ. 24.12.1999).
В нефте- и газодобывающей промышленности широко применяются системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами (например, системы компании Packers Plus Energy Services Inc., патент US 6907936 B2, опубл. 10.07.2003).In the oil and gas industry, completion systems are widely used for multi-stage fracturing with fractured ports activated by balls (for example, Packers Plus Energy Services Inc., patent US 6907936 B2, published July 10, 2003).
Недостатками известных технических решений являются:The disadvantages of the known technical solutions are:
1) наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида.1) the presence of constrictions in certain port elements, restricting the passage diameter of the liner and preventing the flow of fluid.
2) как следствие п. 1 необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ.2) as a consequence of
3) невозможность закрытия портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих.3) the impossibility of closing ports in some system modifications, and the high technological complexity of closing operations in others.
4) ограниченное количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить.4) a limited number of hydraulic fracturing stages that the systems allow to carry out.
5) сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика.5) the complexity (and for many modifications the impossibility) of using a cemented shank.
Также широко применяются системы со скользящими (сдвижными) муфтами (например, заявка US 20060207763 А1 компании Peak Completion Technologies Inc.), активируемые при помощи специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. И те, и другие системы имеют множество различных модификаций.Also widely used are systems with sliding (sliding) couplings (for example, application US 20060207763 A1 of Peak Completion Technologies Inc.), activated with the help of a special tool, lowered on flexible tubing. Both those and other systems have many various modifications.
Недостатками известных технических решений является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяют в любой последовательности многократно открывать\закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.The disadvantages of the known technical solutions are that systems with sliding couplings have an equal diameter inner diameter with a shank pipe, allow you to open / close the couplings repeatedly in any sequence, can be used with cemented shanks and theoretically not limited by the number of stages, but they require the use of a flexible pump -compressor pipe during all operations. This significantly increases the cost of stimulation of wells. It should also be noted that the use of flexible tubing (CT) requires a number of machines and devices, which is called the CT fleet, and the number of these fleets is very limited, which significantly reduces the possibility of mass use of such arrangements.
Системы многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), применяемые на территории Российской Федерации, на данный момент устанавливаются в составе колонны-хвостовика, которая в свою очередь подвешивается в эксплуатационной колонне. Как правило, такие хвостовики нецементируемые, разделение стадий ГРП по затрубу производится посредством гидромеханических пакеров.Systems of multistage hydraulic fracturing (MHF) used in the territory of the Russian Federation are currently being installed as part of a liner string, which in turn is suspended in a production string. As a rule, such shanks are cementless, the fracture stages are separated by the annulus by means of hydromechanical packers.
При проведении МГРП с системой, активируемой шарами, первый, самый близкий к забою скважины, порт активируется гидравлически, набором давления внутри хвостовика. После ее активации проводят стадию ГРП, во время продавки которой в скважину сбрасывается шар, соответствующий по диаметру седлу второго от забоя порта.During multi-stage hydraulic fracturing with a ball-activated system, the first port closest to the bottom of the well is hydraulically activated by increasing pressure inside the liner. After its activation, the hydraulic fracturing stage is carried out, during the sale of which a ball is dropped into the well corresponding in diameter to the saddle of the second port from the bottom of the bottom.
Компоновки, активируемые шарами широко применяются на территории Российской Федерации. Эти компоновки отличаются своей конструктивной и эксплуатационной простотой, однако они обладают существенными недостатками, описанными выше.Ball-activated arrangements are widely used in the Russian Federation. These layouts are distinguished by their structural and operational simplicity, however, they have significant disadvantages described above.
Применение компоновок со сдвижными муфтами расширяется год от года, но оно ограничено, во-первых, чрезвычайно высокой суммарной ценой операции по стимуляции, и, во-вторых, количеством доступных флотов ГНКТ, подходящих для проведения таких работ. Как правило, для успешного оперирования муфтами требуется труба достаточно большого диаметра (для обеспечения необходимой жесткости и передачи веса на инструмент), от 2 дюймов. Число установок ГНКТ, подходящих для работы с трубой такого диаметра, как и самих труб, очень невелико.The use of sliding clutch arrangements is expanding from year to year, but it is limited, firstly, by the extremely high total cost of the stimulation operation, and secondly, by the number of available coiled tubing fleets suitable for such work. As a rule, for successful operation of the couplings, a pipe of a sufficiently large diameter is required (to provide the necessary rigidity and transfer of weight to the tool), from 2 inches. The number of coiled tubing installations suitable for working with a pipe of such diameter as the pipes themselves is very small.
Задачей заявленной группы изобретений является снижение затрат и ускорение операций по проведению многостадийного гидроразрыва пласта в цементируемых и нецементируемых хвостовиках, а также возможность проводить неограниченное количество стадий. Дополнительной задачей является заявленной группы изобретений является снижение суммарной стоимости операции по стимуляции притока из скважины за счет исключения из работы применения гибких насосно-компрессорных труб на всех этапах, с сохранением равнопроходного диаметра хвостовика.The objective of the claimed group of inventions is to reduce costs and speed up operations for multi-stage hydraulic fracturing in cemented and non-cemented shanks, as well as the ability to carry out an unlimited number of stages. An additional objective is the claimed group of inventions is to reduce the total cost of the operation to stimulate inflow from the well by eliminating the use of flexible tubing at all stages, while maintaining an equal bore diameter of the liner.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является обеспечение повышения коэффициента извлечения посредством увеличения площади контакта скважины с пластом-коллектором, а также ускорения и удешевления проведения операций по сравнению с существующими системами. Также изобретение позволяет проводить повторные ГРП и закрывать муфты, дающие приток нецелевого флюида (например, воды). Заявленная группа изобретений позволяет проводить операции по МГРП без привлечения флота ГНКТ и при этом избегать всех недостатков применения портов, активируемых шарами.The technical result of the claimed group of inventions is to provide an increase in the recovery rate by increasing the contact area of the well with the reservoir, as well as accelerating and reducing the cost of operations compared to existing systems. Also, the invention allows for repeated hydraulic fracturing and closure of couplings giving an influx of non-targeted fluid (e.g., water). The claimed group of inventions allows for multi-stage fracturing operations without involving a CT fleet and at the same time avoiding all the disadvantages of using ball-activated ports.
Поставленная задача достигается за счет заявленного способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающего предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.The problem is achieved due to the claimed method for conducting multi-stage hydraulic fracturing, including preliminary work on drilling a horizontal well, launching and fastening a liner in it equipped with devices for multi-stage hydraulic fracturing; sequential activation of devices with the hydraulic fracturing stage after activation of each of the devices, the activation being carried out by dropping a saddle with a ball into the well and pushing them to the corresponding device in the proppant pumping phase during hydraulic fracturing of the previous stage.
Поставленная задача достигается за счет заявленного устройства для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающего муфту для проведения ГРП, седло для открытия муфты и шар для перекрытия сечения седла, при этом муфта имеет герметичную втулку, находящуюся в одном из двух положений, «открыто» и «закрыто», в положении «закрыто» - сообщение между трубным и затрубным пространством отсутствует, а в положении «открыто» - муфта обеспечивает сообщение трубного и затрубного пространства, причем втулка муфты имеет профиль для зацепления ее с соответствующим седлом, имеющим ответный профиль при его продавке по стволу скважины, при зацеплении седла с установленным шаром и втулки, канал для течения жидкости в скважине герметично перекрывается и муфта может быть активирована из положения «закрыто» в положение «открыто» повышением давления в трубном пространстве.The task is achieved due to the claimed device for conducting multi-stage hydraulic fracturing, including a sleeve for hydraulic fracturing, a seat for opening the sleeve and a ball to overlap the section of the seat, while the sleeve has a sealed sleeve in one of two positions, "open" and "closed ", In the" closed "position - there is no communication between the tube and annulus, and in the" open "position - the coupling provides communication of the tube and annulus, and the sleeve of the coupling has a profile for engagement If it is fitted with a corresponding saddle having a reciprocal profile when it is pushed along the wellbore, when the saddle is mounted with the ball and sleeve installed, the channel for fluid flow in the well is hermetically closed and the coupling can be activated from the “closed” position to the “open” position by increasing pressure in the pipe space.
Муфта для проведения ГРП представляет собой равнопроходную скользящую муфту.The hydraulic fracturing clutch is an equal bore sliding clutch.
Сущность заявленной группы изобретений поясняется фигурами, где: Фиг. 1 - схема муфты ГРП в закрытом состоянии;The essence of the claimed group of inventions is illustrated by figures, where: FIG. 1 is a diagram of a fracturing clutch in a closed state;
Фиг. 2 - муфта ГРП с установленной в ней пробкой-активатором;FIG. 2 - hydraulic fracturing coupler with an activator plug installed in it;
Фиг. 3 - муфта ГРП после открытия пробкой-активатором;FIG. 3 - hydraulic fracturing coupling after opening with a plug-activator;
Фиг. 4 - обеспечение селективности пробки-активатора к муфте.FIG. 4 - ensuring the selectivity of the activator tube to the coupling.
На фигурах приняты следующие обозначения:The following notation is used in the figures:
1 - втулка муфты с профилем под собачки;1 - coupling sleeve with a profile for a dog;
2 - корпус муфты, с присоединительными резьбами и с окнами;2 - coupling body, with connecting threads and with windows;
3 - пробка-активатор (седло с шаром);3 - activator plug (saddle with ball);
4 - пробка-активатор, профиль собачек которой не является ответным к профилю данной муфты.4 - plug-activator, the profile of the dogs which is not responsive to the profile of this coupling.
Втулка 1 может быть перемещена в положение «открыто» одним из 2 способов - или при помощи, сбрасываемой в скважину пробки-активатора, или при помощи гидравлически активируемого ключа, спускаемого на ГНКТ/НКТ.The
На фиг. 2 показана схема муфты ГРП в закрытом состоянии вместе со сцепившейся с ней пробкой-активатором. Профиль собачек пробки-активатора является ответным к профилю втулки 1, поэтому собачки выщелкиваются из пробки при ее прохождении через втулку и пробка сцепляется с втулкой.In FIG. 2 shows a diagram of a hydraulic fracturing coupling in a closed state together with an activator plug coupled to it. The profile of the dogs of the activator tube is a response to the profile of the
На фиг. 3 представлена схема муфты после открытия пробкой активатором. Втулка муфты перемещается в положение «открыто» под действием давления, нагнетаемого в трубном пространстве после герметичного перекрытия ее проходного сечения пробкой-активатором.In FIG. 3 shows a coupling diagram after opening with a plug activator. The sleeve of the clutch moves to the “open” position under the action of pressure pumped in the tube space after tight closure of its bore through the tube-activator.
На фиг. 4 представлен механизм обеспечения селективности пробки-активатора к муфте. Поскольку собачки пробки 4 не могут войти в профиль втулки 1, то пробка не сцепляется с муфтой, а проходит дальше по колонне, и так вплоть до муфты, чей профиль соответствует профилю собачек пробки.In FIG. 4 presents a mechanism for providing selectivity of the activator tube to the coupling. Since the dogs of the
Колонна-хвостовик или иная обсадная колонна, содержащая в своем составе теоретически неограниченное количество муфт ГРП, спускается в скважину и, в соответствии с общепринятыми в промышленности практики крепится. Колонна может быть закреплена цементированием как полностью, так и частично, а также просто установлена в открытом стволе без цементирования. В случае установки в открытом стволе для изоляции зон ГРП по затрубному пространству необходимо использование пакеров.A liner or other casing string containing a theoretically unlimited number of hydraulic fracturing sleeves is lowered into the well and, in accordance with industry practice, is fixed. The column can be cemented either fully or partially, or simply mounted in an open barrel without cementing. In the case of installation in an open trunk for the isolation of hydraulic fracturing zones in the annulus, the use of packers is necessary.
После ожидания схватывания цемента (в случае цементирования) или активации пакеров, в скважине может быть установлена НКТ для проведения ГРП, которая может быть укомплектована герметизирующим узлом «стингером».After waiting for cement to set (in case of cementing) or activation of packers, a tubing can be installed in the well for hydraulic fracturing, which can be equipped with a “stinger” sealing unit.
Первая в последовательности муфта ГРП является гидравлически активируемой, то есть открывается при росте давления внутри колонны свыше определенного значения. После открытия этой муфты производится закачка первой стадии.The first in the sequence hydraulic fracturing sleeve is hydraulically activated, that is, it opens when the pressure inside the column rises above a certain value. After opening this coupling, the first stage is pumped.
Для активации муфт, расположенных выше гидравлической, применяется пробка-активатор (седло с шаром). При сбрасывании активатора в скважину на стадии продавки ГРП и прохождении активатора по трубе вместе с потоком, собачки находятся в сложенном состоянии и скользят по стенкам трубы. При прохождении муфты с профилем, не совпадающим с профилем собачек, они остаются в сложенном состоянии. Как только активатор доходит до муфты, ответный профиль которой совпадает с профилем собачек пробки-активатора, собачки получают возможность защелкнуться на втулке муфты. При сцеплении с муфтой уплотняющий элемент активатора расширяется и полностью перекрывает проходное сечение втулки. При наборе давления в трубном пространстве, на пару активатор-муфта начинает действовать осевая сила, сдвигающая втулку из положения «открыта» в положение «закрыта». Открытие муфты позволяет закачать следующую стадию ГРП и во время ее продавки сбросить следующую пробку-активатор для следующей муфты. Процесс повторяется для всех следующих стадий ГРП.To activate the couplings located above the hydraulic, an activator plug (saddle with ball) is used. When the activator is dropped into the well at the stage of hydraulic fracturing and the activator passes through the pipe along with the flow, the dogs are folded and slide along the pipe walls. When the coupling passes with a profile that does not coincide with the profile of the dogs, they remain folded. As soon as the activator reaches the coupling, the response profile of which coincides with the profile of the dogs of the activator tube, the dogs are able to click on the sleeve of the coupling. When engaging with the clutch, the activator sealing element expands and completely covers the bore of the sleeve. When pressure increases in the tube space, an axial force begins to act on the activator-coupler, shifting the sleeve from the open position to the closed position. Opening the coupling allows you to download the next stage of hydraulic fracturing and during its sale to reset the next plug-activator for the next coupling. The process is repeated for all subsequent stages of hydraulic fracturing.
Вторым возможным способом открытия муфты является применение ключа, спускаемого на гибкой насосно-компрессорной трубе и активируемого перепадом давления, возникающем при прокачке жидкости через ГНКТ. Ключ сцепляется со втулкой любой муфты (в данном случае селективность обеспечивается за счет активации ключа на глубине, соответствующей целевой муфте) при его перемещении в осевом направлении. Дальнейшее перемещение ключа вниз без остановки прокачки жидкости по стволу скважины открывает муфту. При перемещении ключа вверх открытая муфта закрывается. Расцепление ключа с муфтой происходит автоматически при достижении втулки крайнего положения.The second possible way to open the coupling is to use a key that is released on a flexible tubing and activated by the pressure drop that occurs when pumping fluid through a CT. The key engages with the sleeve of any clutch (in this case, selectivity is ensured by activating the key at a depth corresponding to the target clutch) when moving it in the axial direction. Further moving the key down without stopping the pumping of fluid along the wellbore opens the sleeve. When moving the key up, the open clutch closes. The release of the key from the clutch occurs automatically when the sleeve reaches its extreme position.
Открытие муфты происходит при сдвижении втулки из положения «закрыто» в положение «открыто». Активация может быть проведена двумя способами:The coupling opens when the sleeve is moved from the “closed” position to the “open” position. Activation can be carried out in two ways:
1) сбросом пробки-активатора;1) dumping the activator plug;
2) ключом, спускаемым на ГНКТ (аварийный вариант).2) with a key released onto the CT (emergency option).
Пробка-активатор представляет из себя механизм, оснащенный собачками, подпружиненными при помощи элемента из специальной резины. Каждый активатор имеет свой профиль на собачках, а втулка муфты - ответный профиль. Селективность активатора к муфтам обеспечивается различными парами конфигураций профилей собачка-муфта, подобранной так, что к каждой муфте, спущенной в скважину, подходит только один активатор. Проходное сечение активатора перекрыто шаром. Все элементы пробки-активатора выполнены из растворимых в скважинной среде материалов (сплавов и резины).The activator cork is a mechanism equipped with dogs, spring-loaded using an element of special rubber. Each activator has its own profile on the dogs, and the coupling sleeve has a response profile. The activator selectivity to the couplings is provided by various pairs of configurations of the dog-clutch profiles, selected so that only one activator is suitable for each coupling lowered into the well. The activator's cross section is blocked by a ball. All elements of the activator plug are made of materials soluble in the borehole medium (alloys and rubber).
Седло и шар сделаны из специального сплава, разлагающегося при контакте со скважинными флюидами или техническими жидкостями. После проведения операций ГРП и окончания процесса разложения проходное сечение муфты становится равнопроходным с хвостовиком. Также муфта имеет возможность открытия\закрытия специальным ключом, спускаемым на насосно-компрессорных или гибких насосно-компрессорных трубах. Муфта устойчива к цементу и может применяться в цементируемых хвостовиках.The saddle and ball are made of a special alloy that decomposes upon contact with well fluids or process fluids. After hydraulic fracturing operations and the end of the decomposition process, the bore of the coupling becomes an equal bore with the shank. Also, the coupling has the ability to open / close with a special key, released on tubing or flexible tubing. The coupling is resistant to cement and can be used in cemented liners.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146974A RU2668209C1 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146974A RU2668209C1 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2668209C1 true RU2668209C1 (en) | 2018-09-26 |
Family
ID=63669064
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146974A RU2668209C1 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2668209C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU200707U1 (en) * | 2020-06-26 | 2020-11-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | ACTIVATION HYDROMECHANICAL WRENCH FOR ACTIVATION OF THE COUPLING FOR MULTI-STAGE HYDRAULIC Fracturing |
| RU2740460C1 (en) * | 2020-06-26 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof |
| RU2761234C1 (en) * | 2021-05-24 | 2021-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole valve |
| RU2777032C1 (en) * | 2022-02-27 | 2022-08-01 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Set of equipment for multi-stage hydraulic fracturing |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US20130292125A1 (en) * | 2010-02-08 | 2013-11-07 | Summit Downhole Dynamics, Ltd. | Downhole Tool With Expandable Seat |
| RU2524219C1 (en) * | 2010-05-21 | 2014-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Mechanism for activation of multiple borehole devices |
| RU2576253C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-02-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Method for multistage well cementing and set of equipment therefor |
| RU2615539C2 (en) * | 2012-12-13 | 2017-04-05 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Sliding coupling with inverting ball seat |
| US20170175487A1 (en) * | 2015-12-21 | 2017-06-22 | Vanguard Completions Ltd. | Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use |
-
2017
- 2017-12-29 RU RU2017146974A patent/RU2668209C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US20130292125A1 (en) * | 2010-02-08 | 2013-11-07 | Summit Downhole Dynamics, Ltd. | Downhole Tool With Expandable Seat |
| RU2524219C1 (en) * | 2010-05-21 | 2014-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Mechanism for activation of multiple borehole devices |
| RU2615539C2 (en) * | 2012-12-13 | 2017-04-05 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Sliding coupling with inverting ball seat |
| RU2576253C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-02-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Method for multistage well cementing and set of equipment therefor |
| US20170175487A1 (en) * | 2015-12-21 | 2017-06-22 | Vanguard Completions Ltd. | Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU200707U1 (en) * | 2020-06-26 | 2020-11-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | ACTIVATION HYDROMECHANICAL WRENCH FOR ACTIVATION OF THE COUPLING FOR MULTI-STAGE HYDRAULIC Fracturing |
| RU2740460C1 (en) * | 2020-06-26 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof |
| RU2761234C1 (en) * | 2021-05-24 | 2021-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole valve |
| RU2777032C1 (en) * | 2022-02-27 | 2022-08-01 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Set of equipment for multi-stage hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2019201431B2 (en) | Wellbore completion | |
| US9951596B2 (en) | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore | |
| EP3135858B1 (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
| US8215401B2 (en) | Expandable ball seat | |
| US8881814B2 (en) | Liner cementation process and system | |
| US7681654B1 (en) | Isolating well bore portions for fracturing and the like | |
| RU2668209C1 (en) | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation | |
| EP2360347B1 (en) | Expandable ball seat | |
| US9428988B2 (en) | Hydrocarbon well and technique for perforating casing toe | |
| NO330514B1 (en) | Method and system for perforation and treatment of multiple formation intervals | |
| NO337861B1 (en) | Multi-zone completion system | |
| US10961815B2 (en) | Apparatus and method for wet shoe applications | |
| US9598931B2 (en) | Multi-acting downhole tool arrangement | |
| US10465461B2 (en) | Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation | |
| WO2019040231A1 (en) | Shifting tool and associated methods for operating downhole valves | |
| AU2016344436B2 (en) | Zone isolation cementing system and method | |
| GB2589498A (en) | A multi-functional sleeve completion system with return and reverse fluid path | |
| CA2966168A1 (en) | Flow controlled ball release tool | |
| US10036237B2 (en) | Mechanically-set devices placed on outside of tubulars in wellbores | |
| RU2777032C1 (en) | Set of equipment for multi-stage hydraulic fracturing | |
| US9404350B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
| US20240344426A1 (en) | Selectively activating a wellbore check valve | |
| US20190218882A1 (en) | Shoe Isolation System and Method for Isolating a Shoe | |
| SU829879A1 (en) | Valve device | |
| OA17248A (en) | Methods and systems for treating a wellbore. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191230 |