UA82860C2 - Method (variants) and system of pumping fluid substance by system of wells (variants) - Google Patents
Method (variants) and system of pumping fluid substance by system of wells (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- UA82860C2 UA82860C2 UAA200507103A UA2005007103A UA82860C2 UA 82860 C2 UA82860 C2 UA 82860C2 UA A200507103 A UAA200507103 A UA A200507103A UA 2005007103 A UA2005007103 A UA 2005007103A UA 82860 C2 UA82860 C2 UA 82860C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- fluid
- vertical well
- well
- drilling
- underground zone
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 197
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 55
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 139
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 65
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 18
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 38
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 28
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 4
- 230000007096 poisonous effect Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B21/067—Separating gases from drilling fluids
-
- 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
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21F—SAFETY DEVICES, TRANSPORT, FILLING-UP, RESCUE, VENTILATION, OR DRAINING IN OR OF MINES OR TUNNELS
- E21F7/00—Methods or devices for drawing- off gases with or without subsequent use of the gas for any purpose
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Control Of Driving Devices And Active Controlling Of Vehicle (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Опис винаходу
Даний винахід відноситься в цілому до систем і способів освоєння підземних ресурсів й, зокрема, до 2 способу й системи прокачування текучої субстанції по системі свердловин.
Підземні поклади вугілля, також названі вугільними пластами, містять значні кількості метану. Видобуток і використання метану з вугільних родовищ триває багато років. Однак істотні утруднення перешкоджали збільшенню розробки й використанню родовищ метану у вугільних пластах.
Наприклад, однією з проблем видобутку газу з вугільних пластів можуть бути труднощі, які час від часу 70 з'являються завдяки умовам буріння з позитивним диференційним тиском, спричиненими низьким тиском у родовищі та погіршеною пористістю вугільного пласту. При проведенні бурових робіт як у вертикальній, так і горизонтальній площинах, для видалення вибуреної породи з свердловини на поверхню використовують буровий розчин. Буровий розчин діє гідростатичним тиском на пласт, який при перевищенні його в пласті може привести до поглинання бурового розчину пластом. Це викликає потрапляння в пласт шламу, що здатний 72 закупорити пори, тріщини й розломи, необхідні для видобутку газу.
Певні способи є придатними для буріння в режимі зниженого гідростатичного тиску. Використання газу, наприклад, азоту в буровому розчині, зменшує гідростатичний тиск, але можуть з'являтися інші проблеми, включаючи ускладнення підтримування режиму тиску в системі свердловин при роз'єднанні й з'єднанні бурильних труб.
У даному винаході пропонується спосіб і система прокачування текучої субстанції по системі свердловин, які істотно зменшують або усувають, щонайменше, деякі з недоліків і проблем, пов'язаних з попередніми способами й системами прокачування текучої субстанції.
Відповідно до окремого варіанта втілення даного винаходу, спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин включає буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні до підземної зони й буріння с з4ленованої свердловини від поверхні до підземної зони з використанням бурильних труб. Зчленована ге) свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. Спосіб включає формування дренажної порожнини від місця перетину свердловин до підземної зони й подачу бурового розчину через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини. Буровий розчин виходить у свердловину поблизу наконечника бурильних о труб. Спосіб також включає подачу текучої субстанції вниз по по суті вертикальній свердловині через «9 трубопровід. Трубопровід має отвір, який розташований у місці перетину свердловин таким чином, що текуча субстанція виходить з трубопроводу в місці сполучення з підземною зоною. Текуча суміш повертається нагору по со по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу. Текуча суміш містить буровий розчин, що вийшов з сі бурильних труб.
Зо Текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, може містити газ, наприклад, стиснене 99 повітря. Текуча суміш, що повертається нагору по по суті вертикальній свердловині, може містити газ, закачаний в по суті вертикальну свердловину через трубопровід і вийшов з нього, текучу субстанцію з підземної зони або шлам з підземної зони. Спосіб може також включати зміну інтенсивності подачі текучої субстанції, що « закачується в по суті вертикальну свердловину для забезпечення контролю тиску на вибій свердловини з метою 70 досягнення буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, з підвищеним гідростатичним о, с тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння. з» Відповідно до іншого варіанта втілення, спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин включає буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні до підземної зони й буріння зчленованої свердловини від поверхні до підземної зони з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в со місці перетину поблизу підземної зони. Спосіб включає формування дренажної порожнини від місця перетину до ко підземної зони й подачу бурового розчину через бурильні труби під час формування дренажної порожнини.
Буровий розчин виходить з бурильних труб поблизу їх наконечника. Спосіб також включає установку насосних со труб в по суті вертикальну свердловину. Насосні труби містять впускний отвір насоса, розташований в місці б 20 з'єднання, найбільш наближеному до перетину з підземною зоною. Спосіб включає відкачку текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби, при цьому текуча суміш входить у насосні труби через с впускний отвір насоса. Спосіб може включати зміну швидкості відкачки текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби для контролю величини тиску на вибої свердловини з метою забезпечення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, 25 буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму
Ге! буріння.
Технічні переваги окремих варіантів втілення даного винаходу включають спосіб і систему прокачування ко бурового розчину по системі свердловин, які включають закачування газу в по суті вертикальну свердловину.
Інтенсивність подачі газу, що закачується в по суті вертикальну свердловину, може змінюватися для досягнення 60 бажаного режиму буріння, наприклад, з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння. Відповідно, режими буріння й відкачування можуть покращуватися.
Інша технічна перевага окремих варіантів втілення даного винаходу включає контроль рівня залягання текучої субстанції в зчленованій свердловині, який діє як гідравлічний затвор для протидії надходженню бо текучої субстанції з пласта, що може вийти через бурове устаткування під час процесу буріння. Пластова текуча субстанція, що "затискується", може містити отрутний газ, наприклад, сірководень. Відповідно, при цьому бурове устаткування й персонал можуть бути захищені від виходу отрутного газу на поверхню, що збільшує безпеку системи буріння.
Ще одна технічна перевага окремих варіантів втілення даного винаходу - це спосіб і система прокачування бурового розчину по системі свердловин, що включає подачу текучої суміші в по суті вертикальну свердловину через насосні труби. Текуча суміш може містити буровий розчин, використаний при бурінні, й шлам з підземної зони. Газ, що виходить з підземної зони, може минути насосні труби, що надає можливість його відділення або спалення окремо від іншої текучої субстанції в буровій системі. Крім того, швидкість відкачування текучої 7/0 буміші з по суті вертикальної свердловини може змінюватися для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння.
Інші технічні переваги будуть легко очевидні будь-якому кваліфікованому фахівцеві в даній області з доданих фігур, опису й формули винаходу. Крім окремих переваг, що перелічені вище, різні варіанти втілення /5 даного винаходу можуть включати всі, деякі або жодну з перелічених переваг.
Для більш повного розуміння конкретних варіантів втілення даного винаходу й їхніх переваг нижче приводяться посилання до наступного опису з супроводжувальними кресленнями, на яких:
Фіг.1 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину через трубопровід відповідно до одного варіанта втілення даного винаходу;
Фіг.2 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину, а текуча суміш повертається в свердловину через трубопровід відповідно до одного варіанта втілення даного винаходу;
Фіг.3 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча суміш відкачується з по суті вертикальної свердловини через насосні труби відповідно до варіанта втілення даного винаходу; с
Фіг.4 - блок-схема, що ілюструє приклад способу прокачування текучої субстанції по системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину через трубопровід відповідно до варіанта (8) втілення даного винаходу; й
Фіг.5 - блок-схема, що ілюструє приклад способу прокачування текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча суміш відкачується з по суті вертикальної свердловини через насосні труби відповідно до варіанта о зо Втілення даного винаходу.
Фіг.1 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 10. Система свердловин містить підземну ре) зону, що може містити вугільний пласт. Очевидно, що з використанням подвійної системи свердловин даного с винаходу також може бути забезпечений доступ до інших підземних зон для того, щоб переміщати й/або добувати воду, вуглеводні, газ й інші текучі субстанції з підземної зони й збагачувати мінерали в підземній ЄМ зв Зоні до початку розробки родовища. со
Відповідно до Фіг.1, по суті вертикальна свердловина 12 проходить від поверхні 14 до цільового пласта підземної зони 15. По суті вертикальна свердловина 12 досягає підземної зони 15 й проходить через неї. По суті вертикальна свердловина 12 може проходитися з відповідними обсадними трубами 16, які закінчуються у вугільному пласті або вище його рівня, або в іншій підземній зоні 15. «
Розширена порожнина 20 може бути сформована в по суті вертикальній свердловині 12 у місці розташування з с підземної зони 15. Розширена порожнина 20 може мати різну форму в різних варіантах втілення даного винаходу. Розширена порожнина 20 забезпечує з'єднання в місці перетину по суті вертикальної свердловини 12 з із зчленованою свердловиною, що використовується для формування дренажної порожнини в підземній зоні 15.
Розширена порожнина 20 також є місцем збору для текучих субстанцій, які відводяться із підземної зони 15 у період проведення робіт. со Вертикальна ділянка по суті вертикальної свердловини 12 подовжується нижче розширеної порожнини 20, щоб сформувати відстійник 22 для розширеної порожнини 20. ко Зчленована свердловина 30 проходить від поверхні 14 до розширеної порожнини 20 по суті вертикальної о свердловини 12. Зчленована свердловина 30 містить по суті вертикальну ділянку 32, по суті горизонтальну 5о ділянку З4, й вигнуту, або криволінійну ділянку 36, що з'єднує вертикальну й горизонтальну ділянки 32 й 34. (22) Горизонтальна ділянка 34 розташована в по суті горизонтальній площині підземної зони 15 і перетинає з розширену порожнину 20 по суті вертикальної свердловини 12. У конкретних варіантах втілення винаходу зчленована свердловина ЗО може не містити горизонтальну ділянку, наприклад, якщо підземна зона 15 не горизонтальна. У таких випадках зчленована свердловина 30 може містити ділянку, яка розташована по суті в тій бв же площині, що й підземна зона 15.
Зчленована свердловина 30 може проходитися з використанням зчленованих бурильних труб 40, що містять
ГФ) відповідні свердловинний двигун і буровий наконечник 42. Бурова вишка 67 розташована на поверхні землі. т Пристрій виміру параметрів у процесі буріння 44 може бути встановлений в зчленовані бурильні труби 40 для контролю орієнтації й напрямку свердловини, що пройдена буровим наконечником 42. По суті вертикальна во ділянка 32 зчленованої свердловини 30 може бути пройдена з відповідними обсадними трубами 38.
Після того, як розширена порожнина 20 перетнеться із зчленованою свердловиною 30, буріння триває через розширену порожнину 20 з використанням зчленованих бурильних труб 40 і відповідного устаткування для горизонтального буріння, щоб сформувати дренажну порожнину 50 у підземній зоні 15. Дренажна порожнина 50 й інші свердловини такого типу включають проходку в похилих, хвилястих або інших типах залягання вугільного 65 пласта або підземної зони 15.
Під час буріння дренажної порожнини 50 буровий розчин (наприклад, буровий ,мул") закачується вниз по зчленованим бурильним трубам 40 насосом 64 і виходить з них поблизу бурового наконечника 42, де використовується для очищення пласта й видалення шламу. Буровий розчин також використовується для посилення дії бурового наконечника 42 при руйнуванні пласта. Загальний напрямок потоку бурового розчину
Через бурильні труби 40 й зовні них зазначений стрілками 60.
Система 10 містить клапан 66 і клапан 68 у трубопроводі між зчленованою свердловиною 30 і насосом 64.
Коли буровий розчин закачується по зчленованим бурильним трубам 40 під час буріння, клапан 66 відкритий.
Під час з'єднання або роз'єднання бурильних труб 40 або в інших необхідних випадках клапан 68 відкритий, щоб дозволити текучій субстанції (тобто буровому розчину або стисненому повітрю) надходити в зчленовану /о бвердловину З0 зовні зчленованих бурильних труб 40, у просторі між зчленованими бурильними трубами 40 і поверхнею зчленованої свердловини 30. Подача текучої субстанції в зчленовану свердловину 30 здійснюється зовні зчленованих бурильних труб 40, поки не відбувається активне буріння, наприклад, при з'єднанні або роз'єднанні бурильних труб; що дає можливість операторові підтримувати необхідний тиск на вибої зчленованої свердловини 30. Крім того, текучі субстанції, якщо буде потреба, можуть пропускатися як через клапан 66, так 7/5 | через клапан 68. В проілюстрованому варіанті втілення клапан 68 частково відкритий, щоб дозволити текучій субстанції вільно опускатися по зчленованій свердловині 30.
Коли тиск у зчленованій свердловині ЗО більше ніж тиск підземної зони 15 ("затискання пласта"), система свердловин перебуває в режимі підвищеного гідростатичного тиску. Коли тиск у зчленованій свердловині 30 менше ніж у пласті, система свердловин має режим зниженого гідростатичного тиску. При бурінні з підвищеним 2о тиском буровий розчин й переміщувані в ньому продукти руйнування породи (шлам) можуть бути втрачені в підземній зоні 15. Втрата бурового розчину й шламу збиткова не тільки через втрати бурового розчину, що повинен бути заново приготовлений; крім того, суміш може закупорити пори підземної зони, які необхідні для відведення газу й води.
Текуча субстанція, наприклад, стиснене повітря або інший прийнятний газ, може бути закачаний в по суті сч ов Вертикальну свердловину 12 через трубопровід 80. В проілюстрованому варіанті втілення газ закачується через трубопровід 80; однак слід розуміти, що інші текучі субстанції можуть закачуватися через трубопровід 80 в (8) інших варіантах втілення. Газ може закачуватися через трубопровід повітряним компресором 65, насосом або іншими засобами. Потік газу взагалі зображений стрілками 76. Трубопровід має відкритий кінець 82 у розширеній порожнині 20 такий, що газ виходить з неї в розширеній порожнині 20. о зо Інтенсивність потоку газу або іншої текучої субстанції, що закачується в по суті вертикальну свердловину 12, може бути змінена для того, щоб регулювати тиск на вибої зчленованої свердловини 30. Крім того, ре) співвідношення газу або іншої текучої субстанції в суміші, що подається в по суті вертикальну свердловину 12, со може також бути змінене для корегування тиску на вибої свердловини. Шляхом зміни тиску на вибої зчленованої свердловини ЗО може досягатися бажаний режим буріння, наприклад, із зниженим гідростатичним тиском в с стовбурі свердловини, рівноважне буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі со свердловини.
Буровий розчин, що подається через зчленовану бурильну трубу 40, змішується з газом або іншою текучою субстанцією, що подається через трубопровід 80, утворює текучу суміш. Текуча суміш протікає нагору по по суті вертикальній свердловині 12 зовні трубопроводу 80. Такий потік текучої суміші зображений стрілками 74 на «
Фіг. Текуча суміш може також містити відходи буріння підземної зони 15 й текучу субстанцію з підземної зони з с 15, наприклад, воду або метан. Буровий розчин, що закачується через зчленовану свердловину 30 зовні . зчленованої бурильної труби 40, може бути також змішаний з газом, щоб утворити рідку суміш, що піднімається и? до поверхні по по суті вертикальній свердловині 12 зовні трубопроводу 80.
Зчленована свердловина 30 також має рівень текучої субстанції 39. Рівень текучої субстанції 39 може формуватися регулюванням інтенсивністю подачі текучої субстанції насосом 64 й/або інтенсивністю подачі со повітря компресором 65. Такий рівень текучої субстанції діє як гідростатичний затвор для створення опору протіканню текучої субстанції з пласта, наприклад, отрутного газу (наприклад, сірководню), по зчленованій ко свердловині 30. Такий опір є результатом гідростатичного тиску товщі текучої субстанції в зчленованій о свердловині 30. Таким чином, бурова вишка 67 й персонал можуть бути захищені від текучої субстанції з пласта, 5р що може містити отрутний газ і яка надходить по зчленованій свердловині ЗО на поверхню. До того ж, більший (22) простір між трубопроводом та стовбуром свердловини в по суті вертикальній свердловині 12 дозволяє о доставити вибурену породу до поверхні при нижчому тиску, а ніж у випадку, якби вона виносилася по зчленованій свердловині 30 зовні зчленованих бурильних труб 40.
Заданий тиск на вибої свердловини може підтримуватися під час буріння, навіть якщо необхідно встановити в додаткові штанги до зчленованих бурильних труб 40, оскільки кількість газу, що нагнітається в по суті вертикальну свердловину 12, може змінюватися для компенсації зміни тиску через використання додаткових
ГФ) штанг бурильних труб.
Ф Фіг.2 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 410 відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Система свердловин 410 здебільшого подібна до системи 10, що наведена на Фіг.1, однак бо Чиркуляція текучої субстанції в системі свердловин 410 відрізняється від циркуляції текучої субстанції в системі 10. Система свердловин 410 містить по суті вертикальну свердловину 412 й зчленовану свердловину 430. Зчленована свердловина 430 перетинає по суті вертикальну свердловину 412 у розширеній поре ні 420.
Зчленована свердловина 430 містить по суті вертикальну частину 432, вигнуту частину 436 й по суті горизонтальну частину 434. Зчленована свердловина перетинає розширену порожнину 420 по суті вертикальної 65 свердловини 412. По суті горизонтальна частина 434 зчленованої свердловини 430 проходиться по підземній зоні 415. Зчленована свердловина 430 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 440, що містять двигун і буровий наконечник 442. Дренажна порожнина 450 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 440.
Буровий розчин закачується через зчленовані бурильні труби 440, як описано вище при розгляді Фіг.1.
Головний потік такого бурового розчину ілюструється стрілками 460. Буровий розчин може змішуватися з текучою субстанцією й/або шламом з підземної зони 450 після виходу бурового розчину із зчленованих бурильних труб 440. Використовуючи клапан 468, текучі субстанції можуть бути спрямовані в зчленовану свердловину 430 зовні зчленованих бурильних труб 440 при з'єднанні або роз'єднанні труб, або інших необхідних операцій, наприклад, вільному падінню рівня текучої субстанції, проілюстрованому на Фіг.1. 70 Текуча субстанція, наприклад стиснене повітря, може закачуватися в по суті вертикальну свердловину 412 у кільцевий простір між трубопроводом 480 і поверхнею по суті вертикальної свердловини 412. В проілюстрованому варіанті втілення газ закачується в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480; однак слід розуміти, що в інших варіантах втілення можуть закачуватися інші.
Газ або інша текуча субстанція може закачуватися з використанням повітряного компресора 465, насоса або 7/5 інших засобів. Потік газу зображений стрілками 476.
Інтенсивність подачі газу або іншої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свердловину 412, може змінюватися для регулювання тиску на вибої зчленованої свердловини 430. До того ж, склад суміші газу або іншої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свердловину 412, може також змінюватися для регулювання тиску на вибої свердловини. Шляхом зміни тиску на вибої зчленованої свердловини 430 може досягатися бажаний режим буріння, наприклад, режим буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, режим рівноважного буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском у стовбурі свердловини.
Буровий розчин, що подається по зчленованим бурильним трубам 440, змішують із газом або іншою текучою субстанцією, що подається в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480, щоб сформувати с ов текучу суміш. Текуча суміш входить у відкритий кінець 482 трубопроводу 480 й проходить нагору по по суті вертикальній свердловині 412 через трубопровід 480. (8)
Такий потік текучої суміші зображено стрілками 474. Текуча суміш може також містити шлам від буріння підземної зони 415 й текучу субстанцію з підземної зони 415, наприклад, воду або метан. Текуча субстанція, що нагнітається через зчленовану свердловину 430 зовні зчленованих бурильних труб 440, може також змішуватися о зо З газом, щоб сформувати текучу суміш, що надходить в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480. со
Фіг.3 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 110 відповідно до варіанта втілення со даного винаходу. Система свердловин 110 має по суті вертикальну свердловину 112 й зчленовану свердловину 130. Зчленована свердловина 130 перетинає по суті вертикальну свердловину 112 у розширеній порожнині 120. СМ
Зчленована свердловина 130 містить по суті вертикальну ділянку 132, вигнуту ділянку 136 й по суті со горизонтальну ділянку 134. Зчленована свердловина перетинає розширену порожнину 120 по суті вертикальної свердловини 112. По суті горизонтальна ділянка 134 зчленованої свердловини 130 проходиться у підземній зоні 115. Зчленована свердловина 130 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 140, що містить свердловинний двигун і буровий наконечник 142. Дренажна порожнина 150 проходиться з використанням « Зчленованих бурильних труб 140. - с По суті вертикальна свердловина 112 містить насосні труби 180, які містять впускний отвір 182 насоса, що розміщений в розширеній порожнині 120. Буровий розчин закачується по зчленованим бурильним трубам 140, як з описано вище при розгляді Фіг.1. Головний потік бурового розчину ілюструється стрілками 160. Буровий розчин може змішуватися з текучою субстанцією й/або шламом з підземної зони 150 й формувати текучу суміш після
ВИХОДУ бурового розчину із зчленованих бурильних труб 140. со Текуча суміш відкачується через по суті вертикальну свердловину 112, через впускний отвір 182 насоса й насосні труби 180 з використанням насоса 165, як зображено стрілками 172. Пластовий газ 171 з підземної зони ко 115 надходить по по суті вертикальній свердловині 112 до області нижчого тиску, минаючи впускний отвір 182 о насоса. Таким чином, окремі варіанти втілення даного винаходу забезпечують спосіб відкачування текучої субстанції з системи двопластової свердловини через насосні труби й обмеження кількості пластового газу, що (22) відкачується через насосні труби. Пластовий газ 171 може бути спалений, як зображено на Фіг.3, або о використаний.
Швидкість відкачування текучої суміші з по суті вертикальної свердловини 112 через насосні труби 180 може змінюватися для регулювання глибини залягання рівня рідкої субстанції й тиску на вибої системи свердловин дв 110. Шляхом зміни рівня текучої субстанції й тиску на вибої можливо досягати бажаного режиму буріння, наприклад, режиму буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, рівноважного режиму
ГФ) буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини. По суті вертикальна
Ф свердловина 112 містить датчик тиску 168 для реєстрації тиску в по суті вертикальній свердловині 112. Датчик тиску 168 може бути електрично з'єднаний з двигуном 167 насоса 165 для автоматичної зміни швидкості во обертання насоса 165 на основі заданого тиску в системі свердловин 110. В інших варіантах втілення швидкість обертання насоса 165 може змінюватися вручну для забезпечення бажаного режиму буріння.
Під час з'єднання або роз'єднання бурильних труб 140 або в інших випадках за потреби, буровий розчин може подаватися через зчленовану свердловину 130 зовні зчленованих бурильних труб 140. Такий буровий розчин можна змішувати з текучою субстанцією й/або шламом підземної зони 150, щоб сформувати текучу 65 суміш, що відкачується з по суті вертикальної свердловини 112 через насосні труби 180.
Фіг4 - блок-схема процесу, що ілюструє приклад способу циркуляції текучої субстанції в системі свердловин відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Спосіб починається з кроку 200, у якому по суті вертикальна свердловина проходиться від поверхні до підземної зони. В окремих варіантах втілення підземна зона може містити вугільний пласт або родовище вуглеводнів. На стадії 202 проходиться зчленована свердловина від поверхні до підземної зони. Зчленована свердловина проходиться з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. Місце з'єднання свердловин може перебувати в розширеній порожнині.
Стадія 204 включає формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони. На 7/о стадії 206, при проходці дренажної порожнини, буровий розчин закачується через бурильні труби. Буровий розчин може виходити з бурильної труби поблизу бурового наконечника.
На стадії 208, газ, наприклад стиснене повітря, закачується в по суті вертикальну свердловину через трубопровід. В інших варіантах втілення інші текучі субстанції можуть закачуватися в по суті вертикальну свердловину через трубопровід. Трубопровід містить отвір у місці з'єднання з підземною зоною такий, що газ /5 ВИХОДИТЬ З трубопроводу в місці з'єднання з підземною зоною. В окремих варіантах втілення газ змішується з буровим розчином, щоб сформувати текучу суміш, яка виходить на поверхню по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу. Текуча суміш може також містити текучу субстанцію з підземної зони й/або шлам. Інтенсивність подачі або суміш газу або іншої текучої субстанції, що подаються в по суті вертикальну свердловину, можуть змінюватися, щоб регулювати тиск системи на вибої свердловини для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму буріння.
Фіг5 - блок-схема процесу, що ілюструє приклад способу циркуляції текучої субстанції в системі свердловин відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Спосіб починається на стадії З0О0, на якому по с ов суті вертикальна свердловина проходиться від поверхні до підземної зони. В окремих варіантах втілення підземна зона може містити вугільний пласт або родовище вуглеводнів. На стадії 302 проходиться зчленована (о) свердловина від поверхні до підземної зони. Зчленована свердловина проходиться з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. З'єднання може о зо перебувати в розширеній порожнині.
Стадія 304 включає формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони. На (се) стадії 306, при проходці дренажної порожнини, буровий розчин закачується через бурильні труби. Буровий со розчин може виходити з бурильних труб поблизу бурового наконечника. На стадії 308 насосні труби встановлюються в по суті вертикальній свердловині. Насосні труби містять впускний отвір насоса, що с розташований якнайближче до місці з'єднання свердловин. На стадії 310 текуча суміш відкачується по по суті со вертикальній свердловині Через насосні труби. Текуча суміш входить у насосні труби через впускний отвір насоса. Текуча суміш може містити буровий розчин після того, як він вийшов з бурильних труб, текучу субстанцію з підземної зони й/(або шлам з підземної зони. Швидкість відкачування текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби може змінюватися, щоб регулювати тиск на вибої свердловини « для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі - с свердловини, буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму буріння. з Хоча даний винахід описаний детально, фахівцями в даній області техніки можуть бути запропоновані різні зміни й модифікації. Слід розуміти, що даний винахід охоплює такі зміни та модифікації в межах об'єму прикладеної формули винаходу. со т
Claims (53)
1. Спосіб прокачування бурового розчину в системі свердловин, що включає: (о) буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; о буріння зчленованої свердловини від поверхні В підземну зону з використанням колони бурильних труб, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин у підземну зону; подачу бурового розчину через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини, при цьому буровий ГФ) розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу бурового наконечника бурильної труби; закачування другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, який має о отвір щонайменше поблизу місця з'єднання, такий, що текуча субстанція виходить із трубопроводу в місці во з'єднання; у якому текуча суміш піднімається до поверхні по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить буровий розчин, що вийшов з бурильної труби; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свердловину, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску ви Вежиму буріння.
2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину.
З. Спосіб за п. 2, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину після того, як він виходить із трубопроводу; текучу субстанцію з підземної зони; буровий шлам з підземної зони.
4. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає: регулювання подачі бурового розчину через бурильні труби для створення гідравлічного затвору, причому гідрозатвор виконаний у вигляді стовпа текучої субстанції, що перешкоджає надходженню газу з підземної зони через зчленовану свердловину.
5. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 70
6. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів.
7. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря.
8. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що зчленована свердловина зміщена на поверхні по горизонталі від по суті вертикальної свердловини.
9. Система прокачування бурового розчину через свердловини, що містить: по суті вертикальну свердловину, що проходить від поверхні в підземну зону; зчленовану свердловину, яка проходить від поверхні в підземну зону, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; дренажну порожнину, що проходить від місця з'єднання свердловин у підземну зону; бурильні труби, що розташовані усередині зчленованої свердловини й використовуються для формування дренажної порожнини; буровий розчин, що подається через бурильні труби й виходить з них щонайменше поблизу бурового наконечника бурильної труби; трубопровід, що розташований усередині по суті вертикальної свердловини, причому вихід трубопроводу сч г розташований щонайменше поблизу місця з'єднання; другу текучу субстанцію, що подається в по суті вертикальну свердловину й виходить з трубопроводу в місці о з'єднання; текучу суміш, що повертається по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить буровий розчин після його виходу з бурильної труби; й о зо у якій щонайменше один з параметрів: швидкість потоку або склад текучої суміші, що закачується в по суті вертикальну свердловину, регулюють для встановлення нижнього тиску системи для досягнення пониженого, ре) нормального або підвищеного тиску режиму буріння. с
10. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить газ, який закачується в по суті вертикальну свердловину. с
11. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що текуча суміш містить щонайменше один з наступних со компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину, після того, як газ виходить із трубопроводу; текучу субстанцію з підземної зони; буровий шлам з підземної зони.
12. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що додатково містить: гідравлічний затвор у зчленованій свердловині; « гідравлічний затвор, що має вигляд стовпа текучої субстанції, що перешкоджає надходженню газу з підземної з с зони через зчленовану свердловину.
13. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. :з»
14. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів.
15. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря. со
16. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. ко
17. Спосіб прокачування бурового розчину в системі свердловин, що включає: о буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; буріння зчленованої свердловини від поверхні в підземну зону з використанням бурильних труб, причому (22) зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання щонайменше поблизу з підземної зони; формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони; подачу бурового розчину по бурильним трубам при формуванні дренажної порожнини, причому буровий дв розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу її бурового наконечника; подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, що розташований (Ф) в по суті вертикальній свердловині, причому трубопровід має отвір, розташований щонайменше поблизу місця Ф з'єднання, у якому текуча суміш надходить в отвір трубопроводу в місці з'єднання й подається на поверхню по по суті бо Вертикальній свердловині через трубопровід, причому текуча суміш містить буровий розчин після його виходу з бурильної труби; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 65
18. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину.
19. Спосіб за п. 18, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони.
20. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт.
21. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів.
22. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря.
23. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі 7/о Від по суті вертикальної свердловини.
24. Система прокачування бурового розчину через свердловини, що містить: по суті вертикальну свердловину, що проходить від поверхні до підземної зони; зчленовану свердловину, що проходить від поверхні до підземної зони, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; дренажну порожнину, що проходить від місця з'єднання свердловин до підземної зони; бурильні труби, що розташовані усередині зчленованої свердловини й використовуються для формування дренажної порожнини; буровий розчин, що подається через бурильні труби й виходить з них щонайменше поблизу бурового наконечника; трубопровід, що розташований усередині по суті вертикальної свердловини, причому трубопровід має отвір, розташований щонайменше поблизу місця з'єднання свердловин; другу текучу субстанцію, що подається в по суті вертикальну свердловину зовні трубопроводу; текучу суміш, що входить в отвір трубопроводу в місці з'єднання й повертається по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, при цьому текуча суміш містить буровий розчин після виходу його з бурильної с г труби; й у якій щонайменше один з параметрів: швидкість потоку або склад другої текучої субстанції, що закачується (8) в по суті вертикальну свердловину, варіюють для регулювання нижнього тиску системи для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння.
25. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті о зо Вертикальну свердловину, містить газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину.
26. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що текуча суміш містить щонайменше один з наступних ре) компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам с після буріння підземної зони.
27. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. с
28. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. со
29. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря.
30. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що зчленована свердловина зміщена на поверхні по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. «
31. Спосіб прокачування текучої субстанції по системі свердловин, що включає: з с подачу першої текучої субстанції через зчленовану свердловину, що перетинає по суті вертикальну свердловину у місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; з подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині Через трубопровід, у якому отвір розташований щонайменше поблизу місця з'єднання, так, що текуча субстанція виходить із трубопроводу щонайменше поблизу місця з'єднання; оо у якому текуча суміш подається на поверхню по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить першу текучу субстанцію; й ко регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що о подається по по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. (22)
32. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану о свердловину при приєднанні додаткових бурильних труб в зчленованій свердловині.
33. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану свердловину при роз'єднанні бурильних труб в зчленованій свердловині.
34. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину. ГФ)
35. Спосіб за п. 34, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з т наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину, після того, як газ виходить із трубопроводу; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. во
36. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що додатково включає регулювання подачі першої текучої субстанції через зчленовану свердловину для створення гідравлічного затвору, причому гідрозатвор виконаний у вигляді стовпа текучої субстанції що перешкоджає надходженню газу з підземної зони через зчленовану свердловину.
37. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 65
38. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів.
39. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція містить стиснене повітря.
40. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини.
41. Спосіб прокачування текучої субстанції по системі свердловин, що включає: подачу першої текучої субстанції через зчленовану свердловину, що перетинає по суті вертикальну свердловину, у місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, що розташований в по суті вертикальній свердловині, причому отвір трубопроводу розташований щонайменше поблизу місця з'єднання; 70 у якому текуча суміш надходить в отвір трубопроводу, розташований щонайменше поблизу місця з'єднання й подається на поверхню по трубопроводу через по суті вертикальну свердловину, причому текуча суміш містить першу текучу субстанцію; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається по по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску /5 режиму буріння.
42. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається Через зчленовану свердловину при приєднанні додаткових бурильних труб в зчленованій свердловині.
43. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається Через зчленовану свердловину при роз'єднанні бурильних труб в зчленованій свердловині.
44. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину.
45. Спосіб за п. 44, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. с
46. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт.
47. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. (о)
48. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція містить стиснене повітря.
49. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. о зо
50. Спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин, що включає: буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; ре) буріння зчленованої свердловини від поверхні в підземну зону з використанням бурильних труб, причому с зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання щонайменше поблизу підземної зони; се формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони; со подачу бурового розчину Через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини, причому буровий розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу її бурового наконечника; і подачу текучої суміші щонайменше в одну із свердловин для керування привибійним тиском системи.
51. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що текуча субстанція, що закачується щонайменше в одну із « свердловин, містить стиснене повітря. - с
52. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що додатково включає регулювання подачі текучої субстанції, яка закачується щонайменше в одну із свердловин для регулювання привибійним тиском. з
53. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що зчленована свердловина зміщена на поверхні по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. со ко со (22) с2 Ф) ко 60 б5
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/323,192 US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2002-12-18 | Method and system for circulating fluid in a well system |
PCT/US2003/038383 WO2004061267A1 (en) | 2002-12-18 | 2003-12-02 | Method and system for circulating fluid in a well system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
UA82860C2 true UA82860C2 (en) | 2008-05-26 |
Family
ID=32710764
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
UAA200507103A UA82860C2 (en) | 2002-12-18 | 2003-02-12 | Method (variants) and system of pumping fluid substance by system of wells (variants) |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7025154B2 (uk) |
EP (1) | EP1573170B1 (uk) |
CN (1) | CN100572748C (uk) |
AT (1) | ATE423268T1 (uk) |
AU (1) | AU2003299580B2 (uk) |
CA (1) | CA2503516C (uk) |
DE (1) | DE60326268D1 (uk) |
PL (1) | PL212088B1 (uk) |
RU (2) | RU2341654C2 (uk) |
UA (1) | UA82860C2 (uk) |
WO (1) | WO2004061267A1 (uk) |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7073595B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-07-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for controlling pressure in a dual well system |
US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US20040035582A1 (en) * | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US7025154B2 (en) * | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US8297377B2 (en) * | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US6662870B1 (en) * | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
US7360595B2 (en) * | 2002-05-08 | 2008-04-22 | Cdx Gas, Llc | Method and system for underground treatment of materials |
US6991047B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore sealing system and method |
US7025137B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Three-dimensional well system for accessing subterranean zones |
US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US7264048B2 (en) * | 2003-04-21 | 2007-09-04 | Cdx Gas, Llc | Slot cavity |
US7100687B2 (en) * | 2003-11-17 | 2006-09-05 | Cdx Gas, Llc | Multi-purpose well bores and method for accessing a subterranean zone from the surface |
US20060201715A1 (en) * | 2003-11-26 | 2006-09-14 | Seams Douglas P | Drilling normally to sub-normally pressured formations |
US20060201714A1 (en) * | 2003-11-26 | 2006-09-14 | Seams Douglas P | Well bore cleaning |
US7419223B2 (en) * | 2003-11-26 | 2008-09-02 | Cdx Gas, Llc | System and method for enhancing permeability of a subterranean zone at a horizontal well bore |
US7222670B2 (en) * | 2004-02-27 | 2007-05-29 | Cdx Gas, Llc | System and method for multiple wells from a common surface location |
US7278497B2 (en) * | 2004-07-09 | 2007-10-09 | Weatherford/Lamb | Method for extracting coal bed methane with source fluid injection |
US7353877B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-08 | Cdx Gas, Llc | Accessing subterranean resources by formation collapse |
US7225872B2 (en) * | 2004-12-21 | 2007-06-05 | Cdx Gas, Llc | Perforating tubulars |
US7311150B2 (en) * | 2004-12-21 | 2007-12-25 | Cdx Gas, Llc | Method and system for cleaning a well bore |
US7299864B2 (en) * | 2004-12-22 | 2007-11-27 | Cdx Gas, Llc | Adjustable window liner |
US7411131B2 (en) * | 2006-06-22 | 2008-08-12 | Adc Telecommunications, Inc. | Twisted pairs cable with shielding arrangement |
US20080016768A1 (en) | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Togna Keith A | Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof |
CN101641496A (zh) * | 2007-03-28 | 2010-02-03 | 国际壳牌研究有限公司 | 使地下井孔互连的方法 |
US7909094B2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
US7789158B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-09-07 | Pine Tree Gas, Llc | Flow control system having a downhole check valve selectively operable from a surface of a well |
US7832468B2 (en) * | 2007-10-03 | 2010-11-16 | Pine Tree Gas, Llc | System and method for controlling solids in a down-hole fluid pumping system |
GB2469403B (en) * | 2008-01-02 | 2012-10-17 | Pine Tree Gas Llc | Slim-hole parasite string |
US8276673B2 (en) | 2008-03-13 | 2012-10-02 | Pine Tree Gas, Llc | Gas lift system |
US9803461B2 (en) * | 2010-05-28 | 2017-10-31 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Rig fuel management systems and methods |
CN101936142B (zh) * | 2010-08-05 | 2012-11-28 | 北京奥瑞安能源技术开发有限公司 | 用于煤层气的充气欠平衡钻井方法 |
CN103089149A (zh) * | 2011-10-31 | 2013-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高举升效率的钻井方法 |
US9388668B2 (en) * | 2012-11-23 | 2016-07-12 | Robert Francis McAnally | Subterranean channel for transporting a hydrocarbon for prevention of hydrates and provision of a relief well |
US8739872B1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation composition for fracture sealing |
CN103670271B (zh) * | 2013-12-30 | 2016-03-09 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 双循环接力式煤层钻井方法 |
US9677388B2 (en) * | 2014-05-29 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral sand management system and method |
CN108661604B (zh) * | 2018-05-30 | 2020-06-16 | 北京方圆天地油气技术有限责任公司 | 一种邻近地层压裂改造开采煤层气的方法 |
CN109667562B (zh) * | 2018-12-19 | 2021-12-07 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | 采动体瓦斯井上下联合全域抽采方法 |
WO2022119569A1 (en) * | 2020-12-03 | 2022-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based fluid loss compositions |
CN116006245A (zh) * | 2023-01-15 | 2023-04-25 | 中勘资源勘探科技股份有限公司 | 一种卸压区和采空区两区共采的瓦斯抽采方法 |
Family Cites Families (404)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US54144A (en) | 1866-04-24 | Improved mode of boring artesian wells | ||
US274740A (en) | 1883-03-27 | douglass | ||
FR964503A (uk) | 1950-08-18 | |||
US526708A (en) | 1894-10-02 | Well-drilling apparatus | ||
US278018A (en) * | 1883-05-22 | Apparatus for transmitting power | ||
US639036A (en) | 1899-08-21 | 1899-12-12 | Abner R Heald | Expansion-drill. |
US1189560A (en) | 1914-10-21 | 1916-07-04 | Georg Gondos | Rotary drill. |
US1285347A (en) | 1918-02-09 | 1918-11-19 | Albert Otto | Reamer for oil and gas bearing sand. |
US1485615A (en) | 1920-12-08 | 1924-03-04 | Arthur S Jones | Oil-well reamer |
US1467480A (en) | 1921-12-19 | 1923-09-11 | Petroleum Recovery Corp | Well reamer |
US1488106A (en) | 1923-02-05 | 1924-03-25 | Eagle Mfg Ass | Intake for oil-well pumps |
US1520737A (en) | 1924-04-26 | 1924-12-30 | Robert L Wright | Method of increasing oil extraction from oil-bearing strata |
US1777961A (en) | 1927-04-04 | 1930-10-07 | Capeliuschnicoff M Alcunovitch | Bore-hole apparatus |
US1674392A (en) | 1927-08-06 | 1928-06-19 | Flansburg Harold | Apparatus for excavating postholes |
GB442008A (en) | 1934-07-23 | 1936-01-23 | Leo Ranney | Method of and apparatus for recovering water from or supplying water to subterraneanformations |
GB444484A (en) | 1934-09-17 | 1936-03-17 | Leo Ranney | Process of removing gas from coal and other carbonaceous materials in situ |
US2018285A (en) | 1934-11-27 | 1935-10-22 | Schweitzer Reuben Richard | Method of well development |
US2069482A (en) | 1935-04-18 | 1937-02-02 | James I Seay | Well reamer |
US2150228A (en) | 1936-08-31 | 1939-03-14 | Luther F Lamb | Packer |
US2169718A (en) | 1937-04-01 | 1939-08-15 | Sprengund Tauchgesellschaft M | Hydraulic earth-boring apparatus |
US2335085A (en) | 1941-03-18 | 1943-11-23 | Colonnade Company | Valve construction |
US2490350A (en) | 1943-12-15 | 1949-12-06 | Claude C Taylor | Means for centralizing casing and the like in a well |
US2452654A (en) | 1944-06-09 | 1948-11-02 | Texaco Development Corp | Method of graveling wells |
US2450223A (en) | 1944-11-25 | 1948-09-28 | William R Barbour | Well reaming apparatus |
GB651468A (en) | 1947-08-07 | 1951-04-04 | Ranney Method Water Supplies I | Improvements in and relating to the abstraction of water from water bearing strata |
US2679903A (en) | 1949-11-23 | 1954-06-01 | Sid W Richardson Inc | Means for installing and removing flow valves or the like |
US2726847A (en) | 1952-03-31 | 1955-12-13 | Oilwell Drain Hole Drilling Co | Drain hole drilling equipment |
US2726063A (en) | 1952-05-10 | 1955-12-06 | Exxon Research Engineering Co | Method of drilling wells |
US2847189A (en) | 1953-01-08 | 1958-08-12 | Texas Co | Apparatus for reaming holes drilled in the earth |
US2797893A (en) | 1954-09-13 | 1957-07-02 | Oilwell Drain Hole Drilling Co | Drilling and lining of drain holes |
US2783018A (en) | 1955-02-11 | 1957-02-26 | Vac U Lift Company | Valve means for suction lifting devices |
US2934904A (en) | 1955-09-01 | 1960-05-03 | Phillips Petroleum Co | Dual storage caverns |
US2911008A (en) | 1956-04-09 | 1959-11-03 | Manning Maxwell & Moore Inc | Fluid flow control device |
US2980142A (en) | 1958-09-08 | 1961-04-18 | Turak Anthony | Plural dispensing valve |
GB893869A (en) | 1960-09-21 | 1962-04-18 | Ranney Method International In | Improvements in or relating to wells |
US3208537A (en) | 1960-12-08 | 1965-09-28 | Reed Roller Bit Co | Method of drilling |
US3163211A (en) | 1961-06-05 | 1964-12-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of conducting reservoir pilot tests with a single well |
US3135293A (en) | 1962-08-28 | 1964-06-02 | Robert L Erwin | Rotary control valve |
US3385382A (en) | 1964-07-08 | 1968-05-28 | Otis Eng Co | Method and apparatus for transporting fluids |
US3347595A (en) | 1965-05-03 | 1967-10-17 | Pittsburgh Plate Glass Co | Establishing communication between bore holes in solution mining |
US3406766A (en) | 1966-07-07 | 1968-10-22 | Henderson John Keller | Method and devices for interconnecting subterranean boreholes |
FR1533221A (fr) | 1967-01-06 | 1968-07-19 | Dba Sa | Vanne de débit à commande numérique |
US3362475A (en) * | 1967-01-11 | 1968-01-09 | Gulf Research Development Co | Method of gravel packing a well and product formed thereby |
US3443648A (en) | 1967-09-13 | 1969-05-13 | Fenix & Scisson Inc | Earth formation underreamer |
US3534822A (en) | 1967-10-02 | 1970-10-20 | Walker Neer Mfg Co | Well circulating device |
US3809519A (en) | 1967-12-15 | 1974-05-07 | Ici Ltd | Injection moulding machines |
US3578077A (en) | 1968-05-27 | 1971-05-11 | Mobil Oil Corp | Flow control system and method |
US3503377A (en) | 1968-07-30 | 1970-03-31 | Gen Motors Corp | Control valve |
US3528516A (en) | 1968-08-21 | 1970-09-15 | Cicero C Brown | Expansible underreamer for drilling large diameter earth bores |
US3530675A (en) | 1968-08-26 | 1970-09-29 | Lee A Turzillo | Method and means for stabilizing structural layer overlying earth materials in situ |
US3582138A (en) | 1969-04-24 | 1971-06-01 | Robert L Loofbourow | Toroid excavation system |
US3647230A (en) * | 1969-07-24 | 1972-03-07 | William L Smedley | Well pipe seal |
US3587743A (en) | 1970-03-17 | 1971-06-28 | Pan American Petroleum Corp | Explosively fracturing formations in wells |
USRE32623E (en) | 1970-09-08 | 1988-03-15 | Shell Oil Company | Curved offshore well conductors |
US3687204A (en) | 1970-09-08 | 1972-08-29 | Shell Oil Co | Curved offshore well conductors |
US3684041A (en) | 1970-11-16 | 1972-08-15 | Baker Oil Tools Inc | Expansible rotary drill bit |
US3692041A (en) | 1971-01-04 | 1972-09-19 | Gen Electric | Variable flow distributor |
FI46651C (fi) | 1971-01-22 | 1973-05-08 | Rinta | Tapa veteen niukkaliukoisten nesteiden tai kaasujen kuljettamiseksi. |
US3744565A (en) | 1971-01-22 | 1973-07-10 | Cities Service Oil Co | Apparatus and process for the solution and heating of sulfur containing natural gas |
US3757876A (en) | 1971-09-01 | 1973-09-11 | Smith International | Drilling and belling apparatus |
US3757877A (en) | 1971-12-30 | 1973-09-11 | Grant Oil Tool Co | Large diameter hole opener for earth boring |
US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
US3828867A (en) | 1972-05-15 | 1974-08-13 | A Elwood | Low frequency drill bit apparatus and method of locating the position of the drill head below the surface of the earth |
US3902322A (en) | 1972-08-29 | 1975-09-02 | Hikoitsu Watanabe | Drain pipes for preventing landslides and method for driving the same |
US3800830A (en) | 1973-01-11 | 1974-04-02 | B Etter | Metering valve |
US3825081A (en) | 1973-03-08 | 1974-07-23 | H Mcmahon | Apparatus for slant hole directional drilling |
US3874413A (en) | 1973-04-09 | 1975-04-01 | Vals Construction | Multiported valve |
US4014971A (en) * | 1973-05-11 | 1977-03-29 | Perkins Rodney C | Method for making a tympanic membrane prosthesis |
US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
US3887008A (en) | 1974-03-21 | 1975-06-03 | Charles L Canfield | Downhole gas compression technique |
US4022279A (en) | 1974-07-09 | 1977-05-10 | Driver W B | Formation conditioning process and system |
US3934649A (en) | 1974-07-25 | 1976-01-27 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Method for removal of methane from coalbeds |
US3957082A (en) | 1974-09-26 | 1976-05-18 | Arbrook, Inc. | Six-way stopcock |
US3961824A (en) | 1974-10-21 | 1976-06-08 | Wouter Hugo Van Eek | Method and system for winning minerals |
SE386500B (sv) | 1974-11-25 | 1976-08-09 | Sjumek Sjukvardsmek Hb | Gasblandningsventil |
SU750108A1 (ru) | 1975-06-26 | 1980-07-23 | Донецкий Ордена Трудового Красного Знамени Политехнический Институт | Способ дегазации спутников угольных пластов |
US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US4020901A (en) | 1976-01-19 | 1977-05-03 | Chevron Research Company | Arrangement for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US4030310A (en) | 1976-03-04 | 1977-06-21 | Sea-Log Corporation | Monopod drilling platform with directional drilling |
US4137975A (en) * | 1976-05-13 | 1979-02-06 | The British Petroleum Company Limited | Drilling method |
US4073351A (en) | 1976-06-10 | 1978-02-14 | Pei, Inc. | Burners for flame jet drill |
US4060130A (en) | 1976-06-28 | 1977-11-29 | Texaco Trinidad, Inc. | Cleanout procedure for well with low bottom hole pressure |
US4077481A (en) | 1976-07-12 | 1978-03-07 | Fmc Corporation | Subterranean mining apparatus |
JPS5358105A (en) | 1976-11-08 | 1978-05-25 | Nippon Concrete Ind Co Ltd | Method of generating supporting force for middle excavation system |
US4089374A (en) | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
US4136996A (en) | 1977-05-23 | 1979-01-30 | Texaco Development Corporation | Directional drilling marine structure |
US4134463A (en) * | 1977-06-22 | 1979-01-16 | Smith International, Inc. | Air lift system for large diameter borehole drilling |
US4169510A (en) | 1977-08-16 | 1979-10-02 | Phillips Petroleum Company | Drilling and belling apparatus |
US4151880A (en) | 1977-10-17 | 1979-05-01 | Peabody Vann | Vent assembly |
NL7713455A (nl) | 1977-12-06 | 1979-06-08 | Stamicarbon | Werkwijze voor het in situ winnen van kool. |
US4156437A (en) | 1978-02-21 | 1979-05-29 | The Perkin-Elmer Corporation | Computer controllable multi-port valve |
US4182423A (en) | 1978-03-02 | 1980-01-08 | Burton/Hawks Inc. | Whipstock and method for directional well drilling |
US4226475A (en) | 1978-04-19 | 1980-10-07 | Frosch Robert A | Underground mineral extraction |
NL7806559A (nl) | 1978-06-19 | 1979-12-21 | Stamicarbon | Inrichting voor het winnen van mineralen via een boor- gat. |
US4221433A (en) | 1978-07-20 | 1980-09-09 | Occidental Minerals Corporation | Retrogressively in-situ ore body chemical mining system and method |
US4257650A (en) | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
US4189184A (en) | 1978-10-13 | 1980-02-19 | Green Harold F | Rotary drilling and extracting process |
US4224989A (en) | 1978-10-30 | 1980-09-30 | Mobil Oil Corporation | Method of dynamically killing a well blowout |
FR2445483A1 (fr) | 1978-12-28 | 1980-07-25 | Geostock | Procede et dispositif de securite pour stockage souterrain de gaz liquefie |
US4366988A (en) | 1979-02-16 | 1983-01-04 | Bodine Albert G | Sonic apparatus and method for slurry well bore mining and production |
US4283088A (en) | 1979-05-14 | 1981-08-11 | Tabakov Vladimir P | Thermal--mining method of oil production |
US4296785A (en) | 1979-07-09 | 1981-10-27 | Mallinckrodt, Inc. | System for generating and containerizing radioisotopes |
US4222611A (en) | 1979-08-16 | 1980-09-16 | United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | In-situ leach mining method using branched single well for input and output |
US4312377A (en) | 1979-08-29 | 1982-01-26 | Teledyne Adams, A Division Of Teledyne Isotopes, Inc. | Tubular valve device and method of assembly |
CA1140457A (en) | 1979-10-19 | 1983-02-01 | Noval Technologies Ltd. | Method for recovering methane from coal seams |
US4333539A (en) | 1979-12-31 | 1982-06-08 | Lyons William C | Method for extended straight line drilling from a curved borehole |
US4386665A (en) | 1980-01-14 | 1983-06-07 | Mobil Oil Corporation | Drilling technique for providing multiple-pass penetration of a mineral-bearing formation |
US4299295A (en) | 1980-02-08 | 1981-11-10 | Kerr-Mcgee Coal Corporation | Process for degasification of subterranean mineral deposits |
US4303127A (en) | 1980-02-11 | 1981-12-01 | Gulf Research & Development Company | Multistage clean-up of product gas from underground coal gasification |
SU876968A1 (ru) | 1980-02-18 | 1981-10-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Использования Газов В Народном Хозяйстве И Подземного Хранения Нефти, Нефтепродуктов И Сжиженных Газов | Способ соединени скважин в пластах растворимых пород |
US4317492A (en) | 1980-02-26 | 1982-03-02 | The Curators Of The University Of Missouri | Method and apparatus for drilling horizontal holes in geological structures from a vertical bore |
US4296969A (en) | 1980-04-11 | 1981-10-27 | Exxon Production Research Company | Thermal recovery of viscous hydrocarbons using arrays of radially spaced horizontal wells |
US4328577A (en) | 1980-06-03 | 1982-05-04 | Rockwell International Corporation | Muldem automatically adjusting to system expansion and contraction |
US4372398A (en) | 1980-11-04 | 1983-02-08 | Cornell Research Foundation, Inc. | Method of determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing |
CH653741A5 (en) | 1980-11-10 | 1986-01-15 | Elektra Energy Ag | Method of extracting crude oil from oil shale or oil sand |
US4356866A (en) | 1980-12-31 | 1982-11-02 | Mobil Oil Corporation | Process of underground coal gasification |
JPS627747Y2 (uk) | 1981-03-17 | 1987-02-23 | ||
US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
US4396076A (en) | 1981-04-27 | 1983-08-02 | Hachiro Inoue | Under-reaming pile bore excavator |
US4396075A (en) | 1981-06-23 | 1983-08-02 | Wood Edward T | Multiple branch completion with common drilling and casing template |
US4397360A (en) | 1981-07-06 | 1983-08-09 | Atlantic Richfield Company | Method for forming drain holes from a cased well |
US4415205A (en) | 1981-07-10 | 1983-11-15 | Rehm William A | Triple branch completion with separate drilling and completion templates |
US4437706A (en) | 1981-08-03 | 1984-03-20 | Gulf Canada Limited | Hydraulic mining of tar sands with submerged jet erosion |
US4401171A (en) | 1981-12-10 | 1983-08-30 | Dresser Industries, Inc. | Underreamer with debris flushing flow path |
US4422505A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-27 | Atlantic Richfield Company | Method for gasifying subterranean coal deposits |
US4442896A (en) | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
US4527639A (en) | 1982-07-26 | 1985-07-09 | Bechtel National Corp. | Hydraulic piston-effect method and apparatus for forming a bore hole |
US4463988A (en) | 1982-09-07 | 1984-08-07 | Cities Service Co. | Horizontal heated plane process |
US4558744A (en) | 1982-09-14 | 1985-12-17 | Canocean Resources Ltd. | Subsea caisson and method of installing same |
US4452489A (en) | 1982-09-20 | 1984-06-05 | Methane Drainage Ventures | Multiple level methane drainage shaft method |
US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
FR2545006B1 (fr) * | 1983-04-27 | 1985-08-16 | Mancel Patrick | Dispositif pour pulveriser des produits, notamment des peintures |
US4532986A (en) | 1983-05-05 | 1985-08-06 | Texaco Inc. | Bitumen production and substrate stimulation with flow diverter means |
US4502733A (en) * | 1983-06-08 | 1985-03-05 | Tetra Systems, Inc. | Oil mining configuration |
US4512422A (en) * | 1983-06-28 | 1985-04-23 | Rondel Knisley | Apparatus for drilling oil and gas wells and a torque arrestor associated therewith |
US4494616A (en) | 1983-07-18 | 1985-01-22 | Mckee George B | Apparatus and methods for the aeration of cesspools |
CA1210992A (en) | 1983-07-28 | 1986-09-09 | Quentin Siebold | Off-vertical pumping unit |
FR2551491B1 (fr) * | 1983-08-31 | 1986-02-28 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains |
FR2557195B1 (fr) | 1983-12-23 | 1986-05-02 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere |
US4544037A (en) | 1984-02-21 | 1985-10-01 | In Situ Technology, Inc. | Initiating production of methane from wet coal beds |
US4565252A (en) * | 1984-03-08 | 1986-01-21 | Lor, Inc. | Borehole operating tool with fluid circulation through arms |
US4519463A (en) * | 1984-03-19 | 1985-05-28 | Atlantic Richfield Company | Drainhole drilling |
US4605067A (en) | 1984-03-26 | 1986-08-12 | Rejane M. Burton | Method and apparatus for completing well |
US4600061A (en) | 1984-06-08 | 1986-07-15 | Methane Drainage Ventures | In-shaft drilling method for recovery of gas from subterranean formations |
US4536035A (en) * | 1984-06-15 | 1985-08-20 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Hydraulic mining method |
US4533182A (en) | 1984-08-03 | 1985-08-06 | Methane Drainage Ventures | Process for production of oil and gas through horizontal drainholes from underground workings |
US4605076A (en) | 1984-08-03 | 1986-08-12 | Hydril Company | Method for forming boreholes |
US4753485A (en) | 1984-08-03 | 1988-06-28 | Hydril Company | Solution mining |
US4646836A (en) * | 1984-08-03 | 1987-03-03 | Hydril Company | Tertiary recovery method using inverted deviated holes |
US4618009A (en) | 1984-08-08 | 1986-10-21 | Homco International Inc. | Reaming tool |
US4773488A (en) | 1984-08-08 | 1988-09-27 | Atlantic Richfield Company | Development well drilling |
BE901892A (fr) | 1985-03-07 | 1985-07-01 | Institution Pour Le Dev De La | Nouveau procede de retraction controlee du point d'injection des agents gazeifiants dans les chantiers de gazeification souterraine du charbon. |
US4674579A (en) | 1985-03-07 | 1987-06-23 | Flowmole Corporation | Method and apparatus for installment of underground utilities |
GB2178088B (en) | 1985-07-25 | 1988-11-09 | Gearhart Tesel Ltd | Improvements in downhole tools |
US4676313A (en) | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
US4763734A (en) | 1985-12-23 | 1988-08-16 | Ben W. O. Dickinson | Earth drilling method and apparatus using multiple hydraulic forces |
US4702314A (en) | 1986-03-03 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
US4651836A (en) * | 1986-04-01 | 1987-03-24 | Methane Drainage Ventures | Process for recovering methane gas from subterranean coalseams |
FR2596803B1 (fr) | 1986-04-02 | 1988-06-24 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et cuvelage simultanes |
US4662440A (en) | 1986-06-20 | 1987-05-05 | Conoco Inc. | Methods for obtaining well-to-well flow communication |
US4754808A (en) | 1986-06-20 | 1988-07-05 | Conoco Inc. | Methods for obtaining well-to-well flow communication |
EP0251881B1 (fr) * | 1986-06-26 | 1992-04-29 | Institut Français du Pétrole | Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique |
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
US4727937A (en) * | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
US4754819A (en) | 1987-03-11 | 1988-07-05 | Mobil Oil Corporation | Method for improving cuttings transport during the rotary drilling of a wellbore |
SU1448078A1 (ru) | 1987-03-25 | 1988-12-30 | Московский Горный Институт | Способ дегазации участка углепородного массива |
US4889186A (en) | 1988-04-25 | 1989-12-26 | Comdisco Resources, Inc. | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process |
US4756367A (en) | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4889199A (en) * | 1987-05-27 | 1989-12-26 | Lee Paul B | Downhole valve for use when drilling an oil or gas well |
US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
US4830105A (en) * | 1988-02-08 | 1989-05-16 | Atlantic Richfield Company | Centralizer for wellbore apparatus |
US4852666A (en) | 1988-04-07 | 1989-08-01 | Brunet Charles G | Apparatus for and a method of drilling offset wells for producing hydrocarbons |
US4836611A (en) | 1988-05-09 | 1989-06-06 | Consolidation Coal Company | Method and apparatus for drilling and separating |
FR2632350B1 (fr) | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale |
US4844182A (en) | 1988-06-07 | 1989-07-04 | Mobil Oil Corporation | Method for improving drill cuttings transport from a wellbore |
NO169399C (no) * | 1988-06-27 | 1992-06-17 | Noco As | Anordning for boring av hull i jordmasser |
US4832122A (en) * | 1988-08-25 | 1989-05-23 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | In-situ remediation system and method for contaminated groundwater |
US4883122A (en) | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
US4978172A (en) | 1989-10-26 | 1990-12-18 | Resource Enterprises, Inc. | Gob methane drainage system |
JP2692316B2 (ja) * | 1989-11-20 | 1997-12-17 | 日本電気株式会社 | 波長分割光交換機 |
CA2009782A1 (en) * | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
US5035605A (en) | 1990-02-16 | 1991-07-30 | Cincinnati Milacron Inc. | Nozzle shut-off valve for an injection molding machine |
GB9003758D0 (en) | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and well system for producing hydrocarbons |
NL9000426A (nl) * | 1990-02-22 | 1991-09-16 | Maria Johanna Francien Voskamp | Werkwijze en stelsel voor ondergrondse vergassing van steen- of bruinkool. |
JP2819042B2 (ja) | 1990-03-08 | 1998-10-30 | 株式会社小松製作所 | 地中掘削機の位置検出装置 |
SU1709076A1 (ru) | 1990-03-22 | 1992-01-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт гидрогеологии и инженерной геологии | Способ оборудовани фильтровой скважины |
US5033550A (en) | 1990-04-16 | 1991-07-23 | Otis Engineering Corporation | Well production method |
US5135058A (en) | 1990-04-26 | 1992-08-04 | Millgard Environmental Corporation | Crane-mounted drill and method for in-situ treatment of contaminated soil |
US5148877A (en) | 1990-05-09 | 1992-09-22 | Macgregor Donald C | Apparatus for lateral drain hole drilling in oil and gas wells |
US5194859A (en) * | 1990-06-15 | 1993-03-16 | Amoco Corporation | Apparatus and method for positioning a tool in a deviated section of a borehole |
US5074366A (en) | 1990-06-21 | 1991-12-24 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for horizontal drilling |
US5148875A (en) | 1990-06-21 | 1992-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for horizontal drilling |
US5040601A (en) | 1990-06-21 | 1991-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Horizontal well bore system |
US5036921A (en) | 1990-06-28 | 1991-08-06 | Slimdril International, Inc. | Underreamer with sequentially expandable cutter blades |
US5074360A (en) | 1990-07-10 | 1991-12-24 | Guinn Jerry H | Method for repoducing hydrocarbons from low-pressure reservoirs |
US5074365A (en) | 1990-09-14 | 1991-12-24 | Vector Magnetics, Inc. | Borehole guidance system having target wireline |
US5115872A (en) | 1990-10-19 | 1992-05-26 | Anglo Suisse, Inc. | Directional drilling system and method for drilling precise offset wellbores from a main wellbore |
US5217076A (en) | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
CA2066912C (en) | 1991-04-24 | 1997-04-01 | Ketankumar K. Sheth | Submersible well pump gas separator |
US5165491A (en) | 1991-04-29 | 1992-11-24 | Prideco, Inc. | Method of horizontal drilling |
US5197783A (en) * | 1991-04-29 | 1993-03-30 | Esso Resources Canada Ltd. | Extendable/erectable arm assembly and method of borehole mining |
US5664911A (en) | 1991-05-03 | 1997-09-09 | Iit Research Institute | Method and apparatus for in situ decontamination of a site contaminated with a volatile material |
US5246273A (en) | 1991-05-13 | 1993-09-21 | Rosar Edward C | Method and apparatus for solution mining |
US5193620A (en) * | 1991-08-05 | 1993-03-16 | Tiw Corporation | Whipstock setting method and apparatus |
US5197553A (en) * | 1991-08-14 | 1993-03-30 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
US5271472A (en) | 1991-08-14 | 1993-12-21 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
US5174374A (en) | 1991-10-17 | 1992-12-29 | Hailey Charles D | Clean-out tool cutting blade |
US5199496A (en) * | 1991-10-18 | 1993-04-06 | Texaco, Inc. | Subsea pumping device incorporating a wellhead aspirator |
US5168942A (en) | 1991-10-21 | 1992-12-08 | Atlantic Richfield Company | Resistivity measurement system for drilling with casing |
US5207271A (en) | 1991-10-30 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Foam/steam injection into a horizontal wellbore for multiple fracture creation |
US5255741A (en) | 1991-12-11 | 1993-10-26 | Mobil Oil Corporation | Process and apparatus for completing a well in an unconsolidated formation |
US5201817A (en) * | 1991-12-27 | 1993-04-13 | Hailey Charles D | Downhole cutting tool |
US5242017A (en) | 1991-12-27 | 1993-09-07 | Hailey Charles D | Cutter blades for rotary tubing tools |
US5226495A (en) | 1992-05-18 | 1993-07-13 | Mobil Oil Corporation | Fines control in deviated wells |
US5289888A (en) * | 1992-05-26 | 1994-03-01 | Rrkt Company | Water well completion method |
FR2692315B1 (fr) | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
US5242025A (en) | 1992-06-30 | 1993-09-07 | Union Oil Company Of California | Guided oscillatory well path drilling by seismic imaging |
US5477923A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques |
US5474131A (en) | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
GB2297988B (en) | 1992-08-07 | 1997-01-22 | Baker Hughes Inc | Method & apparatus for locating & re-entering one or more horizontal wells using whipstocks |
US5301760C1 (en) * | 1992-09-10 | 2002-06-11 | Natural Reserve Group Inc | Completing horizontal drain holes from a vertical well |
US5343965A (en) | 1992-10-19 | 1994-09-06 | Talley Robert R | Apparatus and methods for horizontal completion of a water well |
US5355967A (en) | 1992-10-30 | 1994-10-18 | Union Oil Company Of California | Underbalance jet pump drilling method |
US5485089A (en) * | 1992-11-06 | 1996-01-16 | Vector Magnetics, Inc. | Method and apparatus for measuring distance and direction by movable magnetic field source |
US5462120A (en) | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5469155A (en) | 1993-01-27 | 1995-11-21 | Mclaughlin Manufacturing Company, Inc. | Wireless remote boring apparatus guidance system |
FR2703407B1 (fr) | 1993-03-29 | 1995-05-12 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et méthode de pompage comportant deux entrées d'aspiration application à un drain subhorizontal. |
US5402851A (en) * | 1993-05-03 | 1995-04-04 | Baiton; Nick | Horizontal drilling method for hydrocarbon recovery |
US5450902A (en) | 1993-05-14 | 1995-09-19 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
US5394950A (en) * | 1993-05-21 | 1995-03-07 | Gardes; Robert A. | Method of drilling multiple radial wells using multiple string downhole orientation |
US5411088A (en) * | 1993-08-06 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Filter with gas separator for electric setting tool |
US5727629A (en) * | 1996-01-24 | 1998-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling guide and method |
US6209636B1 (en) * | 1993-09-10 | 2001-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore primary barrier and related systems |
US5363927A (en) | 1993-09-27 | 1994-11-15 | Frank Robert C | Apparatus and method for hydraulic drilling |
US5853056A (en) | 1993-10-01 | 1998-12-29 | Landers; Carl W. | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
US5385205A (en) * | 1993-10-04 | 1995-01-31 | Hailey; Charles D. | Dual mode rotary cutting tool |
US5431482A (en) | 1993-10-13 | 1995-07-11 | Sandia Corporation | Horizontal natural gas storage caverns and methods for producing same |
US5411085A (en) * | 1993-11-01 | 1995-05-02 | Camco International Inc. | Spoolable coiled tubing completion system |
US5411082A (en) * | 1994-01-26 | 1995-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead running tool |
US5411104A (en) * | 1994-02-16 | 1995-05-02 | Conoco Inc. | Coalbed methane drilling |
US5431220A (en) | 1994-03-24 | 1995-07-11 | Smith International, Inc. | Whipstock starter mill assembly |
US5494121A (en) * | 1994-04-28 | 1996-02-27 | Nackerud; Alan L. | Cavern well completion method and apparatus |
US5435400B1 (en) | 1994-05-25 | 1999-06-01 | Atlantic Richfield Co | Lateral well drilling |
ZA954157B (en) | 1994-05-27 | 1996-04-15 | Seec Inc | Method for recycling carbon dioxide for enhancing plant growth |
US5411105A (en) | 1994-06-14 | 1995-05-02 | Kidco Resources Ltd. | Drilling a well gas supply in the drilling liquid |
US5733067A (en) * | 1994-07-11 | 1998-03-31 | Foremost Solutions, Inc | Method and system for bioremediation of contaminated soil using inoculated support spheres |
US5564503A (en) * | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
US5454419A (en) | 1994-09-19 | 1995-10-03 | Polybore, Inc. | Method for lining a casing |
US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
US5540282A (en) * | 1994-10-21 | 1996-07-30 | Dallas; L. Murray | Apparatus and method for completing/recompleting production wells |
US5462116A (en) | 1994-10-26 | 1995-10-31 | Carroll; Walter D. | Method of producing methane gas from a coal seam |
WO1996013648A1 (en) | 1994-10-31 | 1996-05-09 | The Red Baron (Oil Tools Rental) Limited | 2-stage underreamer |
US5613242A (en) * | 1994-12-06 | 1997-03-18 | Oddo; John E. | Method and system for disposing of radioactive solid waste |
US5586609A (en) | 1994-12-15 | 1996-12-24 | Telejet Technologies, Inc. | Method and apparatus for drilling with high-pressure, reduced solid content liquid |
US5501279A (en) * | 1995-01-12 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Apparatus and method for removing production-inhibiting liquid from a wellbore |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
GB9505652D0 (en) | 1995-03-21 | 1995-05-10 | Radiodetection Ltd | Locating objects |
US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
US6581455B1 (en) | 1995-03-31 | 2003-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus with borehole grippers and method of formation testing |
US5653286A (en) | 1995-05-12 | 1997-08-05 | Mccoy; James N. | Downhole gas separator |
US5584605A (en) | 1995-06-29 | 1996-12-17 | Beard; Barry C. | Enhanced in situ hydrocarbon removal from soil and groundwater |
CN2248254Y (zh) | 1995-08-09 | 1997-02-26 | 封长旺 | 软轴深井水泵 |
US5706871A (en) * | 1995-08-15 | 1998-01-13 | Dresser Industries, Inc. | Fluid control apparatus and method |
BR9610373A (pt) * | 1995-08-22 | 1999-12-21 | Western Well Toll Inc | Ferramenta de furo de tração-empuxo |
US5785133A (en) | 1995-08-29 | 1998-07-28 | Tiw Corporation | Multiple lateral hydrocarbon recovery system and method |
US5697445A (en) | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
AUPN703195A0 (en) * | 1995-12-08 | 1996-01-04 | Bhp Australia Coal Pty Ltd | Fluid drilling system |
US5680901A (en) | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
US5941308A (en) | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
US5669444A (en) | 1996-01-31 | 1997-09-23 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of coal cleat formation |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
US7185718B2 (en) | 1996-02-01 | 2007-03-06 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
US6065550A (en) | 1996-02-01 | 2000-05-23 | Gardes; Robert | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well |
US5720356A (en) * | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
US6056059A (en) | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
US5944107A (en) | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
US6283216B1 (en) | 1996-03-11 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
US6564867B2 (en) | 1996-03-13 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for cementing branch wells from a parent well |
US5775433A (en) | 1996-04-03 | 1998-07-07 | Halliburton Company | Coiled tubing pulling tool |
US5690390A (en) | 1996-04-19 | 1997-11-25 | Fmc Corporation | Process for solution mining underground evaporite ore formations such as trona |
GB2347157B (en) | 1996-05-01 | 2000-11-22 | Baker Hughes Inc | Methods of producing a hydrocarbon from a subsurface formation |
US6547006B1 (en) | 1996-05-02 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore liner system |
US5676207A (en) | 1996-05-20 | 1997-10-14 | Simon; Philip B. | Soil vapor extraction system |
US5771976A (en) | 1996-06-19 | 1998-06-30 | Talley; Robert R. | Enhanced production rate water well system |
FR2751374B1 (fr) | 1996-07-19 | 1998-10-16 | Gaz De France | Procede pour creuser une cavite dans une mine de sel de faible epaisseur |
US5957539A (en) | 1996-07-19 | 1999-09-28 | Gaz De France (G.D.F.) Service National | Process for excavating a cavity in a thin salt layer |
AU4149397A (en) * | 1996-08-30 | 1998-03-19 | Camco International, Inc. | Method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore |
US6279658B1 (en) | 1996-10-08 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming and servicing wellbores from a main wellbore |
US6012520A (en) * | 1996-10-11 | 2000-01-11 | Yu; Andrew | Hydrocarbon recovery methods by creating high-permeability webs |
US5775443A (en) | 1996-10-15 | 1998-07-07 | Nozzle Technology, Inc. | Jet pump drilling apparatus and method |
US5879057A (en) * | 1996-11-12 | 1999-03-09 | Amvest Corporation | Horizontal remote mining system, and method |
US6089322A (en) | 1996-12-02 | 2000-07-18 | Kelley & Sons Group International, Inc. | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation |
US5867289A (en) * | 1996-12-24 | 1999-02-02 | International Business Machines Corporation | Fault detection for all-optical add-drop multiplexer |
RU2097536C1 (ru) | 1997-01-05 | 1997-11-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи |
US5853224A (en) | 1997-01-22 | 1998-12-29 | Vastar Resources, Inc. | Method for completing a well in a coal formation |
US5863283A (en) * | 1997-02-10 | 1999-01-26 | Gardes; Robert | System and process for disposing of nuclear and other hazardous wastes in boreholes |
US5871260A (en) | 1997-02-11 | 1999-02-16 | Delli-Gatti, Jr.; Frank A. | Mining ultra thin coal seams |
US5884704A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
US5845710A (en) | 1997-02-13 | 1998-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well |
US5938004A (en) | 1997-02-14 | 1999-08-17 | Consol, Inc. | Method of providing temporary support for an extended conveyor belt |
US6019173A (en) * | 1997-04-04 | 2000-02-01 | Dresser Industries, Inc. | Multilateral whipstock and tools for installing and retrieving |
EP0875661A1 (en) | 1997-04-28 | 1998-11-04 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for moving equipment in a well system |
US6030048A (en) * | 1997-05-07 | 2000-02-29 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag. | In-situ chemical reactor for recovery of metals or purification of salts |
US20020043404A1 (en) | 1997-06-06 | 2002-04-18 | Robert Trueman | Erectable arm assembly for use in boreholes |
US5832958A (en) | 1997-09-04 | 1998-11-10 | Cheng; Tsan-Hsiung | Faucet |
TW411471B (en) | 1997-09-17 | 2000-11-11 | Siemens Ag | Memory-cell device |
US5868202A (en) * | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
US6244340B1 (en) | 1997-09-24 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-locating reentry system for downhole well completions |
US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
US5988278A (en) | 1997-12-02 | 1999-11-23 | Atlantic Richfield Company | Using a horizontal circular wellbore to improve oil recovery |
US5934390A (en) | 1997-12-23 | 1999-08-10 | Uthe; Michael | Horizontal drilling for oil recovery |
US6062306A (en) | 1998-01-27 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6119771A (en) | 1998-01-27 | 2000-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6119776A (en) | 1998-02-12 | 2000-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs |
US6024171A (en) * | 1998-03-12 | 2000-02-15 | Vastar Resources, Inc. | Method for stimulating a wellbore penetrating a solid carbonaceous subterranean formation |
EP0952300B1 (en) | 1998-03-27 | 2006-10-25 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for drilling a plurality of offshore underwater wells |
US6065551A (en) | 1998-04-17 | 2000-05-23 | G & G Gas, Inc. | Method and apparatus for rotary mining |
US6263965B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-07-24 | Tecmark International | Multiple drain method for recovering oil from tar sand |
US6135208A (en) * | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
US6244338B1 (en) | 1998-06-23 | 2001-06-12 | The University Of Wyoming Research Corp., | System for improving coalbed gas production |
US6179054B1 (en) * | 1998-07-31 | 2001-01-30 | Robert G Stewart | Down hole gas separator |
RU2136566C1 (ru) | 1998-08-07 | 1999-09-10 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в многопластовых неоднородных низкопроницаемых слабосцементированных терригенных коллекторах с подстилающим водяным горизонтом |
GB2342670B (en) * | 1998-09-28 | 2003-03-26 | Camco Int | High gas/liquid ratio electric submergible pumping system utilizing a jet pump |
US6892816B2 (en) | 1998-11-17 | 2005-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for selective injection or flow control with through-tubing operation capacity |
US6425448B1 (en) | 2001-01-30 | 2002-07-30 | Cdx Gas, L.L.P. | Method and system for accessing subterranean zones from a limited surface area |
US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US6679322B1 (en) * | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
US6662870B1 (en) * | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
US7025154B2 (en) * | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US6708764B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
US6598686B1 (en) | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
US6681855B2 (en) * | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
US20040035582A1 (en) * | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
US6454000B1 (en) | 1999-11-19 | 2002-09-24 | Cdx Gas, Llc | Cavity well positioning system and method |
US6988548B2 (en) * | 2002-10-03 | 2006-01-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for removing fluid from a subterranean zone using an enlarged cavity |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US7073595B2 (en) | 2002-09-12 | 2006-07-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for controlling pressure in a dual well system |
US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US6250391B1 (en) | 1999-01-29 | 2001-06-26 | Glenn C. Proudfoot | Producing hydrocarbons from well with underground reservoir |
MY120832A (en) | 1999-02-01 | 2005-11-30 | Shell Int Research | Multilateral well and electrical transmission system |
RU2176311C2 (ru) | 1999-08-16 | 2001-11-27 | ОАО "Томскгазпром" | Способ разработки газоконденсатно-нефтяного месторождения |
DE19939262C1 (de) | 1999-08-19 | 2000-11-09 | Becfield Drilling Services Gmb | Bohrlochmeßgerät für Tiefbohrungen mit einer Einrichtung zum Übertragen von Bohrlochmeßdaten |
US6199633B1 (en) * | 1999-08-27 | 2001-03-13 | James R. Longbottom | Method and apparatus for intersecting downhole wellbore casings |
US6223839B1 (en) | 1999-08-30 | 2001-05-01 | Phillips Petroleum Company | Hydraulic underreamer and sections for use therein |
US7096976B2 (en) | 1999-11-05 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling formation tester, apparatus and methods of testing and monitoring status of tester |
DE60014432D1 (de) | 1999-12-14 | 2004-11-04 | Shell Int Research | System zum abbau von entwässertem erdöl |
NO312312B1 (no) * | 2000-05-03 | 2002-04-22 | Psl Pipeline Process Excavatio | Anordning ved brönnpumpe |
AU2001263178A1 (en) | 2000-05-16 | 2001-11-26 | Andrew M. Ashby | Method and apparatus for hydrocarbon subterranean recovery |
RU2179234C1 (ru) | 2000-05-19 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
US6566649B1 (en) | 2000-05-26 | 2003-05-20 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Standoff compensation for nuclear measurements |
US6590202B2 (en) | 2000-05-26 | 2003-07-08 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Standoff compensation for nuclear measurements |
US20020023754A1 (en) | 2000-08-28 | 2002-02-28 | Buytaert Jean P. | Method for drilling multilateral wells and related device |
US6561277B2 (en) | 2000-10-13 | 2003-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control in multilateral wells |
WO2002034931A2 (en) * | 2000-10-26 | 2002-05-02 | Guyer Joe E | Method of generating and recovering gas from subsurface formations of coal, carbonaceous shale and organic-rich shales |
US6457525B1 (en) | 2000-12-15 | 2002-10-01 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore |
US7243738B2 (en) | 2001-01-29 | 2007-07-17 | Robert Gardes | Multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system |
US6923275B2 (en) | 2001-01-29 | 2005-08-02 | Robert Gardes | Multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system |
US6639210B2 (en) | 2001-03-14 | 2003-10-28 | Computalog U.S.A., Inc. | Geometrically optimized fast neutron detector |
CA2344627C (en) | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
GB2379508B (en) | 2001-04-23 | 2005-06-08 | Computalog Usa Inc | Electrical measurement apparatus and method |
US6604910B1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-12 | Cdx Gas, Llc | Fluid controlled pumping system and method |
US6497556B2 (en) | 2001-04-24 | 2002-12-24 | Cdx Gas, Llc | Fluid level control for a downhole well pumping system |
US6571888B2 (en) | 2001-05-14 | 2003-06-03 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Apparatus and method for directional drilling with coiled tubing |
US6644422B1 (en) | 2001-08-13 | 2003-11-11 | Cdx Gas, L.L.C. | Pantograph underreamer |
US6575255B1 (en) | 2001-08-13 | 2003-06-10 | Cdx Gas, Llc | Pantograph underreamer |
US6591922B1 (en) | 2001-08-13 | 2003-07-15 | Cdx Gas, Llc | Pantograph underreamer and method for forming a well bore cavity |
US6595301B1 (en) | 2001-08-17 | 2003-07-22 | Cdx Gas, Llc | Single-blade underreamer |
US6595302B1 (en) | 2001-08-17 | 2003-07-22 | Cdx Gas, Llc | Multi-blade underreamer |
RU2205935C1 (ru) | 2001-09-20 | 2003-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ строительства многозабойной скважины |
US6581685B2 (en) | 2001-09-25 | 2003-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation characteristics in a perforated wellbore |
MXPA02009853A (es) * | 2001-10-04 | 2005-08-11 | Prec Drilling Internat | Torre de perforacion rodante y edificio(s) de yacimientos petroliferos interconectados. |
US6585061B2 (en) | 2001-10-15 | 2003-07-01 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Calculating directional drilling tool face offsets |
US6591903B2 (en) | 2001-12-06 | 2003-07-15 | Eog Resources Inc. | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations |
US6646441B2 (en) | 2002-01-19 | 2003-11-11 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Well logging system for determining resistivity using multiple transmitter-receiver groups operating at three frequencies |
US6577129B1 (en) | 2002-01-19 | 2003-06-10 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Well logging system for determining directional resistivity using multiple transmitter-receiver groups focused with magnetic reluctance material |
US6722452B1 (en) * | 2002-02-19 | 2004-04-20 | Cdx Gas, Llc | Pantograph underreamer |
US6968893B2 (en) * | 2002-04-03 | 2005-11-29 | Target Drilling Inc. | Method and system for production of gas and water from a gas bearing strata during drilling and after drilling completion |
US7360595B2 (en) | 2002-05-08 | 2008-04-22 | Cdx Gas, Llc | Method and system for underground treatment of materials |
US6991047B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore sealing system and method |
US6991048B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore plug system and method |
US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
US6976547B2 (en) * | 2002-07-16 | 2005-12-20 | Cdx Gas, Llc | Actuator underreamer |
US6851479B1 (en) * | 2002-07-17 | 2005-02-08 | Cdx Gas, Llc | Cavity positioning tool and method |
US7025137B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Three-dimensional well system for accessing subterranean zones |
US8333245B2 (en) * | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US6860147B2 (en) * | 2002-09-30 | 2005-03-01 | Alberta Research Council Inc. | Process for predicting porosity and permeability of a coal bed |
US6964308B1 (en) | 2002-10-08 | 2005-11-15 | Cdx Gas, Llc | Method of drilling lateral wellbores from a slant well without utilizing a whipstock |
AU2002952176A0 (en) | 2002-10-18 | 2002-10-31 | Cmte Development Limited | Drill head steering |
US6953088B2 (en) | 2002-12-23 | 2005-10-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for controlling the production rate of fluid from a subterranean zone to maintain production bore stability in the zone |
US7264048B2 (en) | 2003-04-21 | 2007-09-04 | Cdx Gas, Llc | Slot cavity |
US6932168B2 (en) | 2003-05-15 | 2005-08-23 | Cnx Gas Company, Llc | Method for making a well for removing fluid from a desired subterranean formation |
US7134494B2 (en) | 2003-06-05 | 2006-11-14 | Cdx Gas, Llc | Method and system for recirculating fluid in a well system |
WO2005003509A1 (en) | 2003-06-30 | 2005-01-13 | Petroleo Brasileiro S A-Petrobras | Method for, and the construction of, a long-distance well for the production, transport, storage and exploitation of mineral layers and fluids |
US7100687B2 (en) | 2003-11-17 | 2006-09-05 | Cdx Gas, Llc | Multi-purpose well bores and method for accessing a subterranean zone from the surface |
US7163063B2 (en) | 2003-11-26 | 2007-01-16 | Cdx Gas, Llc | Method and system for extraction of resources from a subterranean well bore |
US7207395B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for testing a partially formed hydrocarbon well for evaluation and well planning refinement |
US7222670B2 (en) | 2004-02-27 | 2007-05-29 | Cdx Gas, Llc | System and method for multiple wells from a common surface location |
US7178611B2 (en) | 2004-03-25 | 2007-02-20 | Cdx Gas, Llc | System and method for directional drilling utilizing clutch assembly |
US7370701B2 (en) * | 2004-06-30 | 2008-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7543648B2 (en) | 2006-11-02 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method utilizing a compliant well screen |
US20080149349A1 (en) | 2006-12-20 | 2008-06-26 | Stephane Hiron | Integrated flow control device and isolation element |
US7673676B2 (en) | 2007-04-04 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping system with gas vent |
-
2002
- 2002-12-18 US US10/323,192 patent/US7025154B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-02-12 UA UAA200507103A patent/UA82860C2/uk unknown
- 2003-12-02 WO PCT/US2003/038383 patent/WO2004061267A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-12-02 EP EP03799866A patent/EP1573170B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-02 AU AU2003299580A patent/AU2003299580B2/en not_active Ceased
- 2003-12-02 CA CA2503516A patent/CA2503516C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-02 AT AT03799866T patent/ATE423268T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-12-02 DE DE60326268T patent/DE60326268D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-02 PL PL377412A patent/PL212088B1/pl unknown
- 2003-12-02 RU RU2005122451/03A patent/RU2341654C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-12-02 CN CNB2003801052041A patent/CN100572748C/zh not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-07-22 US US11/188,250 patent/US8434568B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-06-30 RU RU2008126371/03A patent/RU2416711C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2008126371A (ru) | 2010-01-10 |
CA2503516C (en) | 2012-01-31 |
CA2503516A1 (en) | 2004-07-22 |
US20040055787A1 (en) | 2004-03-25 |
CN100572748C (zh) | 2009-12-23 |
DE60326268D1 (de) | 2009-04-02 |
ATE423268T1 (de) | 2009-03-15 |
RU2341654C2 (ru) | 2008-12-20 |
CN1720386A (zh) | 2006-01-11 |
PL377412A1 (pl) | 2006-02-06 |
AU2003299580B2 (en) | 2011-06-16 |
US7025154B2 (en) | 2006-04-11 |
PL212088B1 (pl) | 2012-08-31 |
WO2004061267A1 (en) | 2004-07-22 |
EP1573170B1 (en) | 2009-02-18 |
US20050257962A1 (en) | 2005-11-24 |
RU2005122451A (ru) | 2006-04-27 |
EP1573170A1 (en) | 2005-09-14 |
AU2003299580A1 (en) | 2004-07-29 |
RU2416711C2 (ru) | 2011-04-20 |
US8434568B2 (en) | 2013-05-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
UA82860C2 (en) | Method (variants) and system of pumping fluid substance by system of wells (variants) | |
RU2246602C2 (ru) | Способ обеспечения доступа в подземную зону или в угольный пласт (варианты), система обеспечения доступа в угольный пласт, способы формирования подземной дренажной системы и создание дренажных скважин, способ подготовки угольного пласта (варианты) и способ добычи газа из подземного угольного пласта (варианты) | |
US10689964B2 (en) | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production | |
CA2511249C (en) | Method for drilling a lateral wellbore with secondary fluid injection | |
US4878539A (en) | Method and system for maintaining and producing horizontal well bores | |
EP0815349A1 (en) | Hydrocarbon production using multilateral well bores | |
US10669833B2 (en) | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production | |
CA1100034A (en) | Subterranean mining | |
CN1206441C (zh) | 油气井反循环钻井方法及设备 | |
AU2002339535B2 (en) | Assembly for drilling low pressure formation | |
GB2327695A (en) | Hydrocarbon production using multilateral wellbores. | |
EP1332273A1 (en) | Downhole valve device | |
US4615388A (en) | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells | |
US4615389A (en) | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells | |
US20200256179A1 (en) | Systems and apparatuses for downhole separation of gases from liquids | |
RU2260681C2 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей | |
Shale | Underbalanced drilling: formation damage control during high-angle or horizontal drilling | |
US20190376378A1 (en) | Systems for improving downhole separation of gases from liquids while producing reservoir fluid | |
US20220235628A1 (en) | Controlling fluid flow through a wellbore tubular | |
CA2216430C (en) | Hydrocarbon production using multilateral well bores | |
CA2480707A1 (en) | Hydrocarbon production using multilateral well bores |