RU2709892C1 - Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) - Google Patents
Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709892C1 RU2709892C1 RU2018131277A RU2018131277A RU2709892C1 RU 2709892 C1 RU2709892 C1 RU 2709892C1 RU 2018131277 A RU2018131277 A RU 2018131277A RU 2018131277 A RU2018131277 A RU 2018131277A RU 2709892 C1 RU2709892 C1 RU 2709892C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- packer
- port
- well
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 97
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 2
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/08—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells cleaning in situ of down-hole filters, screens, e.g. casing perforations, or gravel packs
-
- 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
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/02—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid
- F04F5/10—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid displacing liquids, e.g. containing solids, or liquids and elastic fluids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/14—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being elastic fluid
- F04F5/24—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being elastic fluid displacing liquids, e.g. containing solids, or liquids and elastic fluids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/54—Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
- G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
- G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
- G01F1/44—Venturi tubes
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к внутрискважинному оборудованию для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Система внутрискважинного оборудования содержит нижний пакер, промывочный порт над нижним пакером, порт ГРП над промывочным портом, верхний пакер над портом ГРП, клапанную муфту над верхним пакером и струйный насос над клапанной муфтой. Для осуществления способа гидравлического разрыва пласта размещают продольную компоновку для ГРП на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине. Активируют верхний и нижний пакер с герметизацией секции скважины между пакерами. Открывают промывочный порт. Открывают порт ГРП и подают жидкость гидроразрыва с проппантом под давлением по компоновке через порт ГРП, производя разрыв пород, окружающих скважину. Производят разгерметизацию верхнего пакера. Создают давление в скважине и проталкивают чистящую жидкость снаружи верхнего пакера. Удаляют оставшуюся жидкость гидроразрыва с проппантом из области, расположенной между пакерами. Используют струйный насос для более интенсивной очистки области, расположенной между пакерами, от остаточной жидкости гидроразрыва и проппанта. Достигается технический результат – упрощение извлечения компоновки ГРП из скважины после выполнения гидроразрыва и ускорение процесса очистки скважины от незакрепившегося проппанта. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 19 ил.
Description
Область техники
Группа изобретений относится к внутрискважинному оборудованию для проведения гидравлического разрыва пласта для добычи нефти и газа и предлагает способ удаления из скважины жидкости гидроразрыва и проппанта после выполнения операции гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Уровень техники
Гидравлический разрыв пласта (именуемый также «гидроразрыв», «ГРП») является методом добычи природного газа и нефти, при котором жидкости гидроразрыва с добавленными в них твердыми материалами (как правило, песком или абразивными частицами, известными как «проппанты») под давлением вводятся в скважину для разрыва подземных пород, чтобы таким образом высвободить из пород природный газ и нефть для добычи.
Обычной проблемой при проведении ГРП является то, что некоторая часть жидкости гидроразрыва остается в скважине после завершения процесса ГРП. Жидкость гидроразрыва, оставшаяся в скважине, может привести к заклиниванию нижней части компоновки ГРП; это усложняет ее извлечение после завершения гидравлического разрыва. Вместо этого было бы желательно удалять ненужную жидкость гидроразрыва с проппантом из скважины для предотвращения проблемы с застреванием.
Заявляемая группа изобретений предлагает ряд подходов для удаления остаточной жидкости гидроразрыва из скважины после завершения процесса гидравлического разрыва.
Сущность изобретения
Предлагается система внутрискважинного оборудования для гидроразрыва пласта, которая включает промывочный порт и струйный насос и позволяет осуществить два разных способа ГРП с удалением остаточной жидкости гидроразрыва из скважины после завершения операции ГРП. Согласно предпочтительным вариантам реализации изобретения, струйный насос и промывочный порт могут быть использованы для очистки области между верхним и нижним пакером. Согласно другим предпочтительным вариантам реализации изобретения, клапанная муфта над верхним пакером может быть использована для очистки области над верхним пакером.
Согласно одному из предложенных вариантов реализации, настоящее изобретение в части устройства предоставляет собой систему для выполнения гидравлического разрыва пласта, содержащую: (а) продольно расположенную компоновку, смонтированную на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ); (б) нижний пакер на продольно расположенной компоновке; (в) промывочный порт, расположенный над нижним пакером на продольно расположенной компоновке; (г) порт ГРП, расположенный над промывочным портом на продольно расположенной компоновке; (д) верхний пакер, расположенный над портом ГРП на продольной компоновке; (е) клапанную муфту, расположенную над верхним пакером продольной компоновки; и (ж) вставной струйный насос с возможностью установки на посадочное место, расположенное над клапанной муфтой на продольной компоновке. И промывочный порт, и порт ГРП оба могут быть открыты с помощью сброса шаров (с применением шаров разных размеров). Гидроразрыв выполняется путем: (а) размещения продольно расположенной компоновки ГРП в скважине; (б) активирования верхнего и нижнего пакеров на продольно расположенной компоновке, что приводит к герметизации секции скважины между верхним и нижним пакерами; (в) открытия порта ГРП на компоновке между верхним и нижним пакерами; (г) подачи жидкости гидроразрыва с проппантом под давлением через продольно расположенную компоновку в порт ГРП, что приводит к разрыву пород, окружающих скважину; и затем выносу нефти и газов из разорванных пород через порт гидравлического разрыва и вверх через продольно расположенную компоновку.
После выполнения ГРП предлагаемая система может быть использована двумя разными способами для удаления любой остаточной жидкости гидроразрыва и содержащегося в ней проппанта, по-прежнему находящихся между верхним и нижним пакерами. Оба этих способа включают подачу в скважину жидкости по давлением (чистящей жидкости) для вымывания остатков жидкости гидроразрыва с проппантом, находящейся либо внутри колонны НКТ над верхним пакером, либо в интервале скважины, изолированном между верхним и нижним пакерами.
Согласно первому способу, остаточная жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенные между верхним и нижним пакерами, выталкиваются в промывочный порт, расположенный непосредственно над нижним пакером, и затем возвращаются на поверхность земли через НКТ. Первый способ включает следующие действия: (а) открытие байпаса на верхнем пакере для попадания чистящей жидкости в межпакерный интервал; (б) подрыв (разгерметизацию) верхнего пакера; и затем (в) создание давления в скважине с проталкиванием чистящей жидкости вниз в обход разгерметизированного верхнего пакера в открытый интервал между верхним и нижним пакерами. Это, в свою очередь, приводит к проталкиванию остаточной жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной между верхним и нижним пакерами, в промывочный порт (который расположен непосредственно над нижним пакером). Оставшаяся жидкость гидроразрыва и проппант затем поднимаются по НКТ компоновки и выходят из скважины, таким образом удаляется оставшаяся жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенная между верхним и нижним пакерами (по мере того, как остаточная жидкость гидроразрыва замещается чистящей жидкостью). С течением времени, по мере того, как большее количество чистящей жидкости вводится в скважину, она постепенно заместит оставшуюся жидкость гидроразрыва. В конечном итоге чистящая жидкость выйдет на поверхность земли. В различных вариантах реализации изобретения также может быть использован струйный насос для создания всасывания между верхним и нижним пакерами, таким образом извлекая всю оставшуюся жидкость гидроразрыва и проппант, находящиеся между верхним и нижним пакерами. При необходимости перед этапом открытия байпаса в верхнем пакере клапанная муфта над верхним пакером может быть открыта, и в скважине может быть создано давление для удаления любой жидкости гидроразрыва и проппанта, расположенных внутри компоновки в НКТ над верхним пакером. Согласно описанному первому способу, порт ГРП открывается (для гидроразрыва) после того, как был открыт промывочный порт.Затем, перед удалением остаточной жидкости гидроразрыва порт гидравлического разрыва затем закрывается, а промывочный порт остается открытым. Предпочтительно, чтобы и порт гидравлического разрыва и промывочный порт открывались путем сброса шара, причем шар для промывочного порта должен быть меньше, чем шар для порта ГРП.
Согласно второму способу пространство между пакерами очищается преимущественно с помощью струйного насоса, сбрасываемого в компоновку после проведения гидроразрыва. При этом, согласно второму варианту способа, пространство над верхним пакером предварительно очищается с помощью клапанной муфты. Остаточная жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенная в этой зоне, препятствует сбросу модуля струйного насоса на посадочное место. Очистка при помощи клапанной муфты дает возможность гарантировать освобождение посадочного места от проппанта для приема в него вставного модуля струйного насоса. Способ предпочтительно начинается со следующих шагов: (а) открытие клапанной муфты над верхним пакером; и затем (б) создание давления в скважине (например, с помощью чистящей жидкости). В результате чистящая жидкость будет проталкиваться в клапанную муфту (расположенную непосредственно над верхним пакером). Затем жидкость ГРП, находящаяся в НКТ на уровне клапанной муфты и выше, будет замещаться поступающей чистящей жидкостью и проталкиваться вверх по НКТ на поверхность. После очистки интервала НКТ над верхним пакером клапанная муфта закрывается, после чего в компоновку сбрасывается вставной струйный насос. Затем в скважину подается давление. Прохождение жидкости через струйный насос создаст всасывающую силу, которая будет передана вниз по НКТ до открытого промывочного порта (находящегося над нижним пакером). В результате созданного таким образом всасывания любая оставшаяся жидкость гидроразрыва с проппантом, находящаяся между верхним и нижним пакерами, будет удалена. Преимуществом предложенной системы оборудования и осуществляемых с ее помощью способов для удаления остаточных жидкостей гидроразрыва (и проппантов, содержащихся в них) из скважины после гидравлического разрыва (техническим результатом) является то, что она упрощает удаление компоновки для ГРП из скважины, позволяет сделать это быстро и легко, таким образом ускоряя весь процесс и снижая риск аварийных ситуаций. Данная система позволяет в кратчайшие сроки очистить скважину после ГРП от незакрепившегося проппанта и сразу же начать освоение скважины.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1А представляет собой боковой вид настоящей системы в скважине.
Фиг. 1В представляет собой блок-схему движения жидкостей во время проведения гидравлического разрыва пласта.
Фиг. 1С представляет собой блок-схему движения жидкостей во время удаления остаточной жидкости гидроразрыва и проппанта согласно первому способу.
Фиг. 1D представляет собой блок-схему движения жидкостей во время удаления остаточной жидкости гидроразрыва и проппанта согласно второму способу. Он иллюстрирует очистку межпакерного пространства с помощью струйного насоса.
Фиг. 1Е является блок-схемой, демонстрирующей предварительное удаление жидкости гидроразрыва над верхним пакером перед удалением жидкости гидроразрыва между верхним и нижним пакерами согласно первому или второму способу.
Фиг. 2 включает последовательные виды А-Е устройства в разрезе, показывающие работу
порта гидравлического разрыва и промывочного порта до, во время и после гидроразрыва,
согласно одной из предпочтительных реализаций способа.
Фиг. 3 является боковым видом в разрезе корпуса струйного насоса.
Фиг. 4 является боковым видом в разрезе клапанной муфты.
Фиг. 5 является боковым видом в разрезе верхнего пакера перед запуском.
Фиг. 6 является боковым видом в разрезе порта гидравлического разрыва перед
гидроразрывом.
Фиг. 7 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера перед запуском нижнего пакера.
Фиг. 8 является боковым видом в разрезе верхнего пакера после запуска.
Фиг. 9 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после
запуска нижнего пакера.
Фиг. 10 является боковым видом в разрезе верхнего пакера после запуска, показывающим фиксирующую плашку, предотвращающую продольное перемещение компоновки в скважине во время ГРП. (Фиксирующая плашка выступает из пакера под высоким давлением, создаваемым в НКТ.)
Фиг. 11 является боковым видом в разрезе порта гидравлического разрыва во время ГРП. Фиг. 12 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после запуска нижнего пакера.
Фиг. 13 является видом в разрезе открытой клапанной муфты (таким образом, что может быть выполнена чистка над клапанной муфтой).
Фиг. 14 является видом в разрезе порта гидравлического разрыва, закрытого после гидроразрыва из-за отсутствия давления в НКТ.
Фиг. 15 является видом в разрезе клапанной муфты после того, как она была закрыта.
Фиг. 16 является боковым видом в разрезе верхнего пакера, возвращенного в исходную негерметичную позицию.
Фиг. 17 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после выполнения ГРП.
Фиг. 18 является видом в разрезе струйного насоса, показывающим работу струйного насоса. Фиг. 19 является боковым видом верхнего пакера после запуска (интервал между верхним и нижним пакерами является изолированным).
Осуществление изобретения Фиг. 1А является боковым видом настоящей системы в скважине. Система гидравлического разрыва пласта размещается в скважине 7. Скважина 7 имеет нижнюю часть (зумпф) 9. Система гидравлического разрыва пласта содержит: продольно расположенную компоновку 10; нижний пакер 6 на продольно расположенной компоновке 10; промывочный порт 5, расположенный над нижним пакером 6; порт ГРП 4, расположенный над промывочным портом 5; верхний пакер 3, расположенный над портом ГРП 4; клапанную муфту 2, расположенную над верхним пакером 3; и вставной струйный насос 1, расположенный над клапанной муфтой 2.
Как видно на фиг. 1В, гидроразрыв выполняется путем, во-первых, герметизации пакеров 3 и 6 к боковым стенкам скважины 7 (таким образом герметизируется секция скважины между пакерами 3 и 6). Далее, жидкость гидроразрыва FF вводится в скважину через компоновку 10 и из порта ГРП 4. Это высокомощное введение жидкости гидроразрыва FF в окружающую породу высвободит газ и/или нефть, заключенные в породе таким образом, что газ/нефть могут быть собраны на поверхности.
К сожалению, после выполнения ГРП некоторая часть излишней жидкости гидроразрыва останется в виде скопления в области над нижним пакером 6 (в интервале между верхним пакером 3 и нижним пакером 6 и выше внутри НКТ вплоть до поверхности). Остаточная жидкость гидроразрыва затрудняет извлечение компоновки ГРП. Более того, нижняя часть компоновки часто застревает в скважине. Настоящее изобретение предлагает два различных способа, с помощью которых остаточная жидкость гидроразрыва (находящаяся в затрубье между нижним пакером 6 и верхним пакером 3 и препятствующая извлечению компоновки), может быть удалена. Кроме того, также предложены системы для предварительного удаления жидкости гидроразрыва, находящейся внутри НКТ над верхним пакером 3.
По первому способу, показанному на фиг. 1С и разъясняемому далее в настоящем описании, чистящие жидкости CF вводятся в скважину 7. Клапанная муфта 2 остается закрытой, при этом, верхний пакер 3 подрывается путем открытия байпаса для пропуска чистящей жидкости под верхний пакер 3, выравнивания таким образом давлений над и под верхним пакером и последующего поднятия колонны НКТ вверх для снятия нагрузки с верхнего пакера 3 и его разгерметизации. Промывочный порт 5 также будет открыт. В результате, по мере того, как чистящая жидкость вводится в скважину 7, она проходит снаружи разгерметизированного верхнего пакера 3 по затрубу и поступает в пространство между пакерами 3 и 6, замещая любую остаточную жидкость гидроразрыва FF, которая будет вытеснена в промывочный порт 5 и затем через компоновку 10 вынесена на поверхность земли. (В это время порт ГРП 4 будет оставаться закрытым.) Со временем остаточная жидкость гидроразрыва FF будет полностью удалена, а чистящая жидкость достигнет верха компоновки 10.
В дополнительных возможных реализациях изобретения предварительно, перед разгерметизацией верхнего пакера 3, интервал внутри НКТ над верхним пакером 3 может быть очищен путем: открытия клапанной муфты над верхним пакером 3 и создания давления в скважине, проталкивания таким образом чистящей жидкости через клапанную муфту над верхним пакером внутрь НКТ, и таким образом выталкивания оставшейся жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной над верхним пакером внутри НКТ, вверх по компоновке и далее из скважины.
Возможно также, что после выполнения описанных шагов по очистке межпакерного пространства будет применен струйный насос для удаления остаточного незакрепившегося проппанта и освоения скважины. Для этого верхний пакер вновь активируется, вставка струйного насоса 1 сбрасывается на посадочное место, специально предусмотренное для размещения струйного насоса 1 в компоновке 10 над верхним пакером 3, а затем создается всасывание (производится откачивание) с помощью струйного насоса 1, удаляющее оставшийся незакрепленный проппант, находящийся между верхним и нижним пакерами 3 и 6.
Согласно второму способу, показанному на фиг. 1D и поясненному далее в описании, чистящие жидкости CF также вводятся в скважину 7. Однако, по второму способу, первоначально открывается клапанная муфта 2, так что поток чистящей жидкости будет направлен через нее в колонну НКТ и затем вверх по НКТ на поверхность. (В это время порт ГРП 4 будет оставаться закрытым.)
Фиг. 1Е иллюстрирует этап очистки через клапанную муфту 2, который может быть включен и первый и во второй способы удаления жидкости гидроразрыва из скважины после ГРП и при необходимости должен выполняться перед этапами по очистке межпакерного интервала. Конкретно, перед открытием байпаса в верхнем пакере 3 (в первом способе), или перед вставкой струйного насоса 1 в компоновку (во втором способе) должны быть выполнены следующие шаги. Во-первых, открывается клапанная муфта 2. Далее в скважину подается давление, за счет которого чистящая жидкость выталкивается в клапанную муфту 2 (которая расположена над верхним пакером 3), таким образом выталкивая оставшуюся жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенную в НКТ над верхним пакером 3, назад через компоновку и далее из скважины. Так область НКТ над верхним пакером 3 может быть предварительно очищена перед очисткой области между пакерами 3 и 6 (с применением любого из двух способов, описанных выше).
Возвращаясь к фиг. 1В и фиг. 2 (А-Е), ГРП выполняется следующим образом. Вначале компоновка 10 размещается в позиции внутри скважины 7. Далее верхний и нижний пакеры 3 и 6 активируются таким образом, что они расширяются и герметизируют секцию 8 скважины 7 между ними.
На фиг. 2А и порт ГРП 4, и промывочный порт 5 первоначально закрыты. Далее, как видно из фиг. 2В, малый шар 21 сбрасывается в центральный проходной канал компоновки 10 на посадочное место 22. Далее, как видно на фиг. 2С, направленное вниз давление в центральном проходном канале компоновки 10 будет толкать шар 21 вниз, таким образом сдвигая посадочное место 22 вниз, и открывая внешние порты 30.
Далее, как видно на фиг. 2D, второй (большего размера) шар 25 сбрасывается в центральный ствол компоновки 10 на посадочное место 26 (которое выполнено на пружине 27), толкая при подаче давления посадочное место 26 вниз, открывая внешние порты 29. Далее жидкость гидроразрыва FF (с проппантом в ней) вводится сверху 46 таким образом, что она проходит через порт 29 и в окружающую породу для высвобождения нефти и газов, заключенных в ней. (Таким образом гидроразрыв выполняется на этапе, показанном на фиг. 2D.)
Наконец, как видно на фиг. 2Е, когда чистящая жидкость CF введена в область между пакерами 3 и 6, она заместит любую остаточную жидкость гидроразрыва FF, расположенную над нижним пакером 6, так что жидкость гидроразрыва будет вытолкнута через отверстия 30 в промывочный порт 5, а затем выведена на поверхность земли. Следует понимать, что фиг. 2Е также иллюстрирует ситуацию, в которой струйный насос 1 используется для создания всасывающей силы в компоновке 10, так что остаточная жидкость гидроразрыва FF, расположенная над нижним пакером 6, будет вытянута наверх через отверстия 30 в промывочном порту 5, и затем выведена на поверхность земли. Как также видно из фиг. 2Е, по мере того, как давление понижается после гидроразрыва, пружина 27 заставит посадочное место 26 подняться, таким образом герметизируя порты 29. Остаточная жидкость гидроразрыва FF, проходя вверх, вернет шар 25 на поверхность земли.
Дальнейшие особенности конструкции и применения предлагаемой системы оборудования с осуществлением заявляемых способов показаны на чертежах (фигуры 3-19) и состоят в следующем.
Вначале выполняется гидроразрыв следующим образом.
Фиг. 6 является боковым видом в разрезе порта ГРП 4 перед гидроразрывом. Фиг. 11 является боковым видом в разрезе порта ГРП 4 после того, как был сброшен шар 25, переместивший посадочное место 26 вниз, нажимая на пружину 27. Гидроразрыв выполняется шагами, проиллюстрированными на фиг. 11, с жидкостью гидроразрыва FF, проходящей через боковые окна 29. В итоге, после проведения гидроразрыва, как показано на фиг. 14, жидкость гидроразрыва не будет больше проталкиваться вниз через центральный проходной канал устройства, и пружина 27 поднимется, герметизируя боковые окна 29 с помощью посадочного места 26.
Фиг. 7 демонстрирует боковой вид в разрезе промывочного порта 5 и нижнего пакера 6 перед запуском нижнего пакера 6. Далее, фиг. 9 демонстрирует запуск нижнего пакера 6 (так, что нижний пакер 6 герметизируется со стенками скважины). Конкретно, на фиг. 9 показан нижний пакер 6, который активируется, когда его центраторы 17 контактируют со стенками скважины, заставляя подвижный корпус 16 пакера с плашками 18 перемещаться вверх вдоль ствола пакера. Плашки 18 выталкиваются в разные стороны конусом 19 для фиксации нижнего пакера 6 в позицию внутри скважины. Продвижение компоновки 10 на колонне труб 15 вниз приводит к дальнейшему раздвижению конусом 19 плашек 18 и закрепляет нижний пакер 6 в позиции. Дальнейшее продвижение компоновки вниз заставляет конус 19 продвигаться вверх вдоль ствола пакера, воздействуя на уплотнения 20, которые расширяются и изолируют интервал проведения работ.
Далее, фиг. 12 иллюстрирует боковой вид в разрезе после того, как шар 21 был сброшен на посадочное место 22, перемещая посадочное место 22 вниз, таким образом открывая боковые порты 30. Посадочное место удерживается в этой позиции при помощи цанги 23, зацепляющейся за выступ 24.
Наконец, фиг. 17 показывает удаление остаточной жидкости гидроразрыва FF (любым из двух предпочтительных способов, раскрытых в настоящем описании). Конкретно, фиг. 17 показывает осуществление второго способа, где прохождением чистящей жидкости в струйный насос 1 откачивается на поверхность земли жидкость гидроразрыва и проппант из интервала скважины между верхним пакером 3 и нижним пакером 6.
Фиг. 5 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 перед запуском. Фиг. 8 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 после запуска. Как видно из фиг. 8, дальнейшее опускание компоновки для ГРП заставляет подвижный корпус 11 верхнего пакера 3 скользить вдоль и вверх его ствола 12, заставляя его уплотнители 13 расширяться. Таким образом верхний пакер 3 фиксируется на позиции.
Фиг. 10 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 после запуска, показывающим фиксирующие плашки 28, предотвращающие продольное перемещение компоновки в скважине во время гидроразрыва. Фиксирующие плашки 28 выходят из пакера 3 под влиянием высокого давления, созданного в НКТ.
Разгерметизация верхнего пакера 3 производится поднятием компоновки. Конкретно, при начале подъема (компоновки) уплотнение 14 байпаса перемещается из позиции, показанной на фиг. 8, в позицию, показанную на фиг. 16 (ту же, что и на фиг. 5). Таким образом канал 44 байпаса (показан на фиг. 19) открывается, чтобы позволить жидкости проходить из интервала над верхним пакером 3 в интервал между пакерами. Таким образом выравниваются давления над и под верхним пакером 3, что обеспечивает дальнейшую разгерметизацию верхнего пакера.
Фиг. 16 показывает следующий шаг разгерметизации верхнего пакера 3, когда компоновка поднимается далее для снятия нагрузки с верхнего пакера 3. В результате верхний пакер 3 возвращается в свое исходное положение (как на фиг. 5), таким образом освобождая путь чистящей жидкости в скважине к промывочному порту 5.
Фиг. 19 показывает позицию раскрытого верхнего пакера во время работы струйного насоса 1. Конкретно, компоновка 10 опускается, и ее вес снова расширяет уплотнители 13 верхнего пакера. Таким образом интервал между верхним и нижним пакерами изолируется.
Фиг.4 является боковым видом в разрезе клапанной муфты 2. Фиг. 13 является боковым видом в разрезе открытой клапанной муфты 2. Конкретно, чистящая жидкость CF подается в скважину под давлением. Эта чистящая жидкость CF поступает в камеру 32 клапанной муфты через небольшие порты 31 в корпусе клапанной муфты. Затем чистящая жидкость толкает втулку 33 вверх, чтобы порты 34, 35, 36 совместились и таким образом открыли путь поступления для чистящей жидкости из скважины 7 в клапанную муфту 2 и подъема на поверхность. Результатом этой циркуляции жидкости будет замещение любой остаточной жидкости гидроразрыва, расположенной в НКТ выше клапанной муфты, поступающей чистящей жидкостью и проталкивание ее через компоновку 10, так что она может быть собрана на поверхности земли.
После завершения очистки этого интервала давление рабочей жидкости повышается, втулка 33 перемещается выше и закрывает порты 34 (как показано на фиг. 15).
Клапанная муфта 2 используется для очистки интервала НКТ над верхним пакером 3. После этого струйный насос 1 может быть использован для очищения интервала скважины между верхним и нижним пакерами 3 и 6.
Наконец, фиг. 3 и 18 иллюстрируют работу струйного насоса 1. Фиг. 3 является боковым видом в разрезе посадочного места для корпуса струйного насоса 1. Струйный насос 1 предпочтительно может быть вставлен в продольно расположенную компоновку после завершения ГРП и предварительной очистки интервала над верхним пакером 3 с помощью клапанной муфты 2. Фиг. 18 является видом в разрезе струйного насоса 1, показывающим работу струйного насоса, следующим образом.
Вставной модуль 37 струйного насоса сбрасывается с поверхности на подвижную втулку 38, блокирующую проходной канал 39 в корпусе струйного насоса. Давлением, создаваемым в НКТ, вставной модуль 37 на втулке 38 проталкивается вниз, открывая проходной канал 39 в корпусе струйного насоса.
Фиг. 18 показывает работу струйного насоса, где рабочая жидкость CF проходит через проходной канал 39 в сопло 40, и затем через камеру 41 поступает в камеру смешения 42, и, пройдя отверстия 43, попадает в НКТ и направляется вверх, на поверхность. Высокоскоростной поток внутри камеры 41 создает низкое давление. В результате разницы давлений между камерой 41 и пространством под вставленным модулем струйного насоса жидкость (поток FF) начинает перемещаться вверх по каналу 45. Потоки CF и FF смешиваются в камере смешения 42.
Claims (51)
1. Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащая:
продольную компоновку (компоновку последовательно размещенного оборудования);
нижний пакер на продольной компоновке;
промывочный порт, размещенный над нижним пакером на продольной компоновке;
порт ГРП, размещенный над промывочным портом на продольной компоновке;
верхний пакер, размещенный над портом ГРП на продольной компоновке;
клапанную муфту, размещенную над верхним пакером на продольной компоновке;
и струйный насос, размещенный над клапанной муфтой на продольной компоновке.
2. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, в которой каждый из пакеров (и верхний, и нижний) выполнен с возможностью диаметрального расширения для герметизации секции скважины.
3. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, где верхний пакер содержит байпасный канал с возможностью открытия для управляемого пропуска сквозь пакер жидкости и газа.
4. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, также содержащая:
сбрасываемый шар, размер которого обеспечивает его размещение в посадочном месте подвижной перекрывающей втулки промывочного порта для открытия промывочного порта, и
сбрасываемый шар, размер которого обеспечивает его размещение в посадочном месте подвижной перекрывающей втулки порта ГРП для открытия порта ГРП;
при этом шар, открывающий промывочный порт, меньше, чем шар, открывающий порт ГРП.
5. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 4, где порт ГРП имеет множество (несколько) направленных наружу окон (отверстий), которые открываются, когда шар большего размера садится на посадочное место подвижной втулки порта ГРП.
6. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, где клапанная муфта открывается путем создания давления в скважине.
7. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, где струйный насос содержит:
внутреннюю камеру смешения;
первый входной канал, проходящий из затруба в камеру смешения; и
второй входной канал, проходящий из продольной компоновки в камеру смешения.
8. Система для гидравлического разрыва пласта по п. 1, где струйный насос выполнен с возможностью его вставки в продольную компоновку после завершения ГРП.
9. Способ проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий:
размещение продольной компоновки для ГРП на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине;
активацию верхнего и нижнего пакеров на продольной компоновке с герметизацией секции скважины между верхним и нижним пакерами;
открытие промывочного порта над нижним пакером;
открытие порта ГРП на компоновке между верхним и нижним пакерами;
подачу жидкости гидроразрыва с проппантом под давлением по продольной компоновке и через порт ГРП, таким образом производя разрыв пород, окружающих скважину;
разгерметизацию верхнего пакера;
создание давления в скважине и проталкивание за счет него чистящей жидкости снаружи верхнего пакера в пространство между верхним и нижним пакерами, проталкивание таким образом оставшейся жидкости гидроразрыва, содержащей проппант, расположенной между верхним и нижним пакерами, в промывочный порт и затем вверх по компоновке из скважины и удаление таким образом оставшейся жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной между верхним и нижним пакерами.
10. Способ по п. 9, в котором для разгерметизации верхнего пакера первоначально открывается байпас верхнего пакера путем подъема компоновки.
11. Способ по п. 9, где и порт ГРП, и промывочный порт открываются сбросом шаров, при этом шар для промывочного порта меньше, чем шар для порта ГРП.
12. Способ по п. 9, включающий дополнительно следующие действия, производимые перед разгерметизацией верхнего пакера:
открытие клапанной муфты над верхним пакером,
создание давления в скважине, проталкивание таким образом чистящей жидкости в клапанную муфту над верхним пакером, проталкивание таким образом жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной в НКТ над верхним пакером, вверх по компоновке и из скважины и
закрытие клапанной муфты над верхним пакером.
13. Способ по п. 9, включающий дополнительно следующие действия, производимые после действий по разгерметизации верхнего пакера и создания давления в скважине с выталкиванием жидкости гидроразрыва с проппантом из скважины:
повторную активацию верхнего пакера;
размещение вставного модуля струйного насоса в компоновке ГРП над верхним пакером; и
создание всасывания с помощью струйного насоса, и удаление таким образом оставшейся жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной между верхним и нижним пакерами.
14. Способ проведения ГРП, включающий:
размещение продольной компоновки для ГРП на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине;
активацию верхнего и нижнего пакеров на продольной компоновке с герметизацией секции скважины между верхним и нижним пакерами;
открытие промывочного порта над нижним пакером;
открытие порта ГРП на компоновке между верхним и нижним пакерами;
подачу жидкости гидроразрыва с проппантом под давлением по продольной компоновке и через порт ГРП, таким образом производя разрыв пород, окружающих скважину;
открытие клапанной муфты над верхним пакером;
создание давления в скважине, проталкивание таким образом чистящей жидкости в клапанную муфту над верхним пакером, проталкивание таким образом жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной в НКТ компоновки над верхним пакером, вверх по компоновке и из скважины, и
закрытие клапанной муфты над верхним пакером;
вставку струйного насоса в продольную компоновку;
создание давления в скважине, проталкивание таким образом жидкости над верхним пакером в струйный насос, таким образом создавая всасывание на промывочном порту над нижним пакером, так что оставшаяся жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенные между верхним и нижним пакерами, втягиваются в промывочный порт и затем вверх через струйный насос на поверхность земли.
15. Способ по п. 14, где и порт ГРП, и промывочный порт открываются сбросом шаров, при этом шар для промывочного порта меньше, чем шар для порта ГРП.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15686660 | 2017-08-25 | ||
| US15/686,660 US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2017-08-25 | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709892C1 true RU2709892C1 (ru) | 2019-12-23 |
Family
ID=65437242
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018131277A RU2709892C1 (ru) | 2017-08-25 | 2018-08-25 | Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10450813B2 (ru) |
| RU (1) | RU2709892C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747495C1 (ru) * | 2020-08-21 | 2021-05-05 | Салават Анатольевич Кузяев | Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта |
| RU2750792C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт |
| RU2752371C1 (ru) * | 2020-10-24 | 2021-07-26 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей два продуктивных пласта |
| RU2759247C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-11-11 | Акционерное общество "Самотлорнефтегаз" | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек |
| RU2782227C1 (ru) * | 2022-01-24 | 2022-10-24 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116122773B (zh) * | 2022-11-25 | 2023-10-17 | 阜宁县宏达石化机械有限公司 | 一种单双管组合射流管柱 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179623C2 (ru) * | 1999-12-14 | 2002-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Циркуляционный клапан |
| AU2010289812A1 (en) * | 2009-09-03 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing and gravel packing tool with anti-swabbing feature |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
| US20150308434A1 (en) * | 2014-04-24 | 2015-10-29 | Pumptek Asia Ltd., Dba Pumptek, Llc | Pumping system |
| RU2597231C1 (ru) * | 2012-12-21 | 2016-09-10 | Ресорс Комплишн Системз Инк. | Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта |
| RU2651646C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2018-04-23 | Комплишнс Рисёрч Аг | Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета |
| US20180283132A1 (en) * | 2015-12-14 | 2018-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | One Trip Completion Assembly System and Method |
| EP2532831B1 (en) * | 2011-06-10 | 2019-01-23 | Schlumberger Technology B.V. | Multi-Stage Downhole Hydraulic Stimulation Assembly |
Family Cites Families (96)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4293283A (en) | 1977-06-06 | 1981-10-06 | Roeder George K | Jet with variable throat areas using a deflector |
| US4183722A (en) | 1977-06-06 | 1980-01-15 | Roeder George K | Downhole jet pumps |
| US4504195A (en) | 1981-06-30 | 1985-03-12 | Armco Inc. | Jet pump for oil wells |
| US4527836A (en) | 1983-04-29 | 1985-07-09 | Mobil Oil Corporation | Deep well process for slurry pick-up in hydraulic borehole mining devices |
| US4664603A (en) | 1984-07-31 | 1987-05-12 | Double R Petroleum Recovery, Inc. | Petroleum recovery jet pump pumping system |
| US4653586A (en) | 1985-12-20 | 1987-03-31 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for controlling sand accumulation in a producing wellbore |
| US4726420A (en) | 1986-02-27 | 1988-02-23 | Petro-Lift Development Corp. | Oil well pumping system |
| US4744730A (en) | 1986-03-27 | 1988-05-17 | Roeder George K | Downhole jet pump with multiple nozzles axially aligned with venturi for producing fluid from boreholes |
| US4658893A (en) | 1986-05-16 | 1987-04-21 | Black John B | Jet pump with reverse flow removal of injection nozzle |
| CA1254505A (en) | 1987-10-02 | 1989-05-23 | Ion I. Adamache | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide |
| US4878539A (en) | 1988-08-02 | 1989-11-07 | Anders Energy Corporation | Method and system for maintaining and producing horizontal well bores |
| US5055002A (en) | 1989-05-12 | 1991-10-08 | Roeder George K | Downhole pump with retrievable nozzle assembly |
| US5000264A (en) | 1990-02-26 | 1991-03-19 | Marathon Oil Company | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
| US5249628A (en) | 1992-09-29 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Horizontal well completions |
| US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
| WO1995029322A1 (fr) | 1994-04-27 | 1995-11-02 | Valery Petrovich Dyblenko | Procede d'exploitation de la zone de fond d'une couche |
| US5879057A (en) | 1996-11-12 | 1999-03-09 | Amvest Corporation | Horizontal remote mining system, and method |
| US6257338B1 (en) | 1998-11-02 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow within wellbore with selectively set and unset packer assembly |
| US6446727B1 (en) | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| RU2188970C1 (ru) | 2001-04-05 | 2002-09-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка |
| AU2002327694A1 (en) | 2001-09-26 | 2003-04-07 | Claude E. Cooke Jr. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US6662874B2 (en) | 2001-09-28 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
| US6712148B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
| US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
| US6899188B2 (en) | 2003-03-26 | 2005-05-31 | Sunstone Corporation | Down hole drilling assembly with concentric casing actuated jet pump |
| US7063161B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-06-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Artificial lift with additional gas assist |
| US20050133226A1 (en) | 2003-12-18 | 2005-06-23 | Lehman Lyle V. | Modular hydrojetting tool |
| US7380595B2 (en) | 2004-01-21 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to deploy and expand tubular components deployed through tubing |
| US7159660B2 (en) | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
| RU2273772C1 (ru) | 2004-12-20 | 2006-04-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта |
| US7735551B2 (en) | 2004-12-23 | 2010-06-15 | Trican Well Service, Ltd. | Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas |
| US7401651B2 (en) | 2005-09-27 | 2008-07-22 | Smith International, Inc. | Wellbore fluid saver assembly |
| US7441604B2 (en) | 2005-10-26 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
| WO2007050530A1 (en) | 2005-10-26 | 2007-05-03 | Baker Hugues Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
| RU2289042C1 (ru) | 2005-11-25 | 2006-12-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(11-20)г и способ ее работы |
| CA2552072A1 (en) | 2006-01-06 | 2007-07-06 | Trican Well Service Ltd. | Packer cups |
| RU2303172C1 (ru) | 2006-03-22 | 2007-07-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(21-30)к и способ ее работы |
| US7735568B2 (en) | 2006-03-29 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Packer cup systems for use inside a wellbore |
| RU2307959C1 (ru) | 2006-05-02 | 2007-10-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы струйной установки эмпи угис (31-40)г при освоении и эксплуатации нефтегазовых скважин |
| US7337844B2 (en) | 2006-05-09 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating and fracturing |
| RU2310103C1 (ru) | 2006-06-16 | 2007-11-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве многопластовых залежей углеводородов |
| US8132621B2 (en) | 2006-11-20 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation evaluation systems and methods |
| CA2580590C (en) | 2007-03-02 | 2010-02-23 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method of fracturing |
| US8261834B2 (en) | 2007-04-30 | 2012-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment using electric submersible pumping system |
| US7665516B2 (en) | 2007-04-30 | 2010-02-23 | Smith International, Inc. | Permanent anchoring device |
| RU2334131C1 (ru) | 2007-07-18 | 2008-09-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш |
| US7950454B2 (en) | 2007-07-23 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and system for completing a well |
| US7757762B2 (en) | 2007-10-02 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having screens for insertion into gravel disposed in wellbores and methods of installing same |
| RU2341692C1 (ru) | 2007-10-10 | 2008-12-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка для гидроразрыва пласта и исследования горизонтальных скважин и способ ее работы |
| US9477002B2 (en) | 2007-12-21 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement |
| WO2009146411A1 (en) | 2008-05-29 | 2009-12-03 | Schlumberger Canada Limited | Wellbore packer |
| US8631877B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for inflow control |
| RU2372530C1 (ru) | 2008-06-25 | 2009-11-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка для каротажа и освоения горизонтальных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями |
| WO2010074980A1 (en) | 2008-12-10 | 2010-07-01 | Carter Ernest E Jr | Method and apparatus for increasing well productivity |
| RU2397375C1 (ru) | 2009-06-09 | 2010-08-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка кэу-12 для каротажа и освоения горизонтальных скважин |
| CA2670218A1 (en) | 2009-06-22 | 2010-12-22 | Trican Well Service Ltd. | Method for providing stimulation treatments using burst disks |
| US9249652B2 (en) | 2009-07-20 | 2016-02-02 | Conocophillips Company | Controlled fracture initiation stress packer |
| US8220547B2 (en) | 2009-07-31 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well |
| MX2012004168A (es) | 2009-10-06 | 2012-05-08 | Schlumberger Technology Bv | Planificacion y monitoreo de pruebas de formaciones. |
| US8490704B2 (en) | 2009-12-04 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology | Technique of fracturing with selective stream injection |
| CA2691891A1 (en) | 2010-02-04 | 2011-08-04 | Trican Well Services Ltd. | Applications of smart fluids in well service operations |
| US8550176B2 (en) | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore bypass tool and related methods of use |
| US8061219B2 (en) | 2010-03-02 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Flow restriction insert for differential pressure measurement |
| US9441447B2 (en) | 2010-06-18 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing |
| US8397817B2 (en) | 2010-08-18 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sampling of tight formations |
| CA2823042C (en) | 2010-12-27 | 2018-03-27 | Seven Generations Energy Ltd. | Methods for drilling and stimulating subterranean formations for recovering hydrocarbon and natural gas resources |
| US9187335B2 (en) | 2011-03-30 | 2015-11-17 | Altmerge, Llc | Pulse jet water desalination and purification |
| GB201109690D0 (en) | 2011-06-10 | 2011-07-27 | Read Well Services Ltd | Tubular assembly and method of deploying a downhole device using a tubular assembley |
| CA2748609C (en) | 2011-08-08 | 2019-03-12 | Trican Well Service Ltd. | Fracturing tool anchor |
| US8267178B1 (en) | 2011-09-01 | 2012-09-18 | Team Oil Tools, Lp | Valve for hydraulic fracturing through cement outside casing |
| US9062544B2 (en) | 2011-11-16 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fracturing |
| US20130284026A1 (en) | 2012-03-21 | 2013-10-31 | Horizontal Rentals, Inc. | Oil skimming apparatus and method for using same |
| US9341046B2 (en) | 2012-06-04 | 2016-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus configuration downhole |
| US9375761B1 (en) | 2012-06-08 | 2016-06-28 | Walker-Dawson Interests, Inc. | Methods for modifying non-standard frac sand to sand with fracking properties |
| US9016119B2 (en) | 2012-06-27 | 2015-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Pore pressure measurement in low-permeability and impermeable materials |
| US20140374091A1 (en) | 2013-06-20 | 2014-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic Imaging Of Proppant In Induced Fractures |
| US9038452B2 (en) | 2012-07-11 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for measuring forces acting on a downhole tool |
| US10030513B2 (en) | 2012-09-19 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip multi-zone drill stem test system |
| AU2013341625A1 (en) | 2012-11-12 | 2015-05-21 | Schlumberger Technology B.V. | System, method, and apparatus for multi-stage completion |
| WO2014078663A2 (en) | 2012-11-15 | 2014-05-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser hydraulic fructuring, stimulation, tools systems and methods |
| US9309758B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for determining mechanical properties of a formation |
| US9382793B2 (en) | 2012-12-20 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Probe packer including rigid intermediate containment ring |
| CA2900940C (en) | 2013-03-13 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sliding sleeve bypass valve for well treatment |
| WO2014153314A1 (en) | 2013-03-18 | 2014-09-25 | Schlumberger Canada Limited | Sleeve valve |
| US9638011B2 (en) | 2013-08-07 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for actuating downhole packers |
| US20150083404A1 (en) | 2013-09-23 | 2015-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Determining proppant and fluid distribution |
| US20150167652A1 (en) | 2013-12-18 | 2015-06-18 | General Electric Company | Submersible pumping system and method |
| US9759055B2 (en) | 2013-12-18 | 2017-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fracturing and sampling methods |
| US9528360B2 (en) | 2013-12-24 | 2016-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Using a combination of a perforating gun with an inflatable to complete multiple zones in a single trip |
| US9506333B2 (en) | 2013-12-24 | 2016-11-29 | Baker Hughes Incorporated | One trip multi-interval plugging, perforating and fracking method |
| US9890601B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-02-13 | Klx Energy Services Llc | Mechanically activated bypass valve apparatus and method |
| US20160053597A1 (en) | 2014-08-22 | 2016-02-25 | Smith International, Inc. | Hydraulic fracturing while drilling and/or tripping |
| US20160084044A1 (en) | 2014-09-18 | 2016-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Low pressure direct proppant injection |
| US20160265329A1 (en) | 2015-03-10 | 2016-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing while tripping |
| US10669820B2 (en) * | 2016-09-30 | 2020-06-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Frac and gravel packing system having return path and method |
-
2017
- 2017-08-25 US US15/686,660 patent/US10450813B2/en active Active
-
2018
- 2018-08-25 RU RU2018131277A patent/RU2709892C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179623C2 (ru) * | 1999-12-14 | 2002-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Циркуляционный клапан |
| AU2010289812A1 (en) * | 2009-09-03 | 2012-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing and gravel packing tool with anti-swabbing feature |
| EP2532831B1 (en) * | 2011-06-10 | 2019-01-23 | Schlumberger Technology B.V. | Multi-Stage Downhole Hydraulic Stimulation Assembly |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
| RU2597231C1 (ru) * | 2012-12-21 | 2016-09-10 | Ресорс Комплишн Системз Инк. | Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта |
| RU2651646C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2018-04-23 | Комплишнс Рисёрч Аг | Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета |
| US20150308434A1 (en) * | 2014-04-24 | 2015-10-29 | Pumptek Asia Ltd., Dba Pumptek, Llc | Pumping system |
| US20180283132A1 (en) * | 2015-12-14 | 2018-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | One Trip Completion Assembly System and Method |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2759247C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-11-11 | Акционерное общество "Самотлорнефтегаз" | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек |
| RU2747495C1 (ru) * | 2020-08-21 | 2021-05-05 | Салават Анатольевич Кузяев | Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта |
| WO2022039627A1 (ru) * | 2020-08-21 | 2022-02-24 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ селективной обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления |
| RU2750792C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт |
| RU2752371C1 (ru) * | 2020-10-24 | 2021-07-26 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей два продуктивных пласта |
| RU2782227C1 (ru) * | 2022-01-24 | 2022-10-24 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10450813B2 (en) | 2019-10-22 |
| US20190063171A1 (en) | 2019-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2709892C1 (ru) | Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
| CA2843619C (en) | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same | |
| RU2349735C2 (ru) | Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны | |
| US20170067313A1 (en) | Straddle tool with disconnect between seals | |
| US9957777B2 (en) | Frac plug and methods of use | |
| US20130180721A1 (en) | Downhole Fluid Treatment Tool | |
| US8985209B2 (en) | High pressure jet perforation system | |
| RU2374431C2 (ru) | Способ сооружения гравийного фильтра | |
| US10358892B2 (en) | Sliding sleeve valve with degradable component responsive to material released with operation of the sliding sleeve | |
| RU2667171C1 (ru) | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) | |
| WO2015195432A2 (en) | Packer setting method using disintegrating plug | |
| WO2016144767A1 (en) | Method to underdisplace hydraulic fractures in horizontal or deviated well | |
| CA2937488A1 (en) | Sequential re-completions of horizontal wells in unconsolidated sand reservoirs to increase non-thermal primary heavy oil recovery | |
| RU2747495C1 (ru) | Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта | |
| RU2386796C2 (ru) | Устройство для многократного гидроимпульсного воздействия на призабойную зону продуктивного пласта | |
| CA2925120C (en) | Downhole system and method thereof | |
| RU2534116C1 (ru) | Способ и устройство гидротарана призабойной зоны пласта и освоения скважин | |
| RU2225937C1 (ru) | Устройство для очистки и освоения скважин | |
| EA040267B1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатно-терригенового пласта за одну спускоподъемную операцию | |
| SU1680969A1 (ru) | Устройство дл вскрыти , освоени и исследовани пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200826 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20211116 |