WO2021086230A1 - Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт грп - Google Patents

Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт грп Download PDF

Info

Publication number
WO2021086230A1
WO2021086230A1 PCT/RU2020/000540 RU2020000540W WO2021086230A1 WO 2021086230 A1 WO2021086230 A1 WO 2021086230A1 RU 2020000540 W RU2020000540 W RU 2020000540W WO 2021086230 A1 WO2021086230 A1 WO 2021086230A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
perforator
hydraulic fracturing
productive formation
packers
selective treatment
Prior art date
Application number
PCT/RU2020/000540
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Салават Анатольевич Кузяев
Original Assignee
Салават Анатольевич Кузяев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Салават Анатольевич Кузяев filed Critical Салават Анатольевич Кузяев
Priority to US17/439,206 priority Critical patent/US11891886B2/en
Publication of WO2021086230A1 publication Critical patent/WO2021086230A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • 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
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
    • 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
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures

Definitions

  • a method for selective treatment of a productive formation a device for its implementation and a hydraulic fracturing port.
  • the invention relates to mining, in particular to methods and devices for selective treatment of wells of various designs, as well as, if necessary, re-treatment of wells using selective technology of treatment of a productive formation.
  • the device for multistage hydraulic fracturing contains a tubing string (hereinafter referred to as HKT), upper and lower selective packers, a fracture port with an opening for injection of hydraulic fracturing fluid (hereinafter HKT), a perforated pipe of the HKT column, a pressure cut-off valve and a piercing device.
  • HKT tubing string
  • HKT hydraulic fracturing fluid
  • a device for multistage hydraulic fracturing is lowered into a well with several productive formations, the piercing device is adjusted to the lower fracturing interval, fluid is injected along the tubing string, which, coming from the fracture port through the hole for pumping the hydraulic fracturing fluid formation, activates the upper and lower selective packers ... As the pressure in the tubing string increases, the pressure in the inter-packer space increases. The liquid, passing through the holes of the perforated branch pipe, enters the passage opening of the lower selective packer and through the passageways of the pressure cut-off valve enters the piercing device.
  • the piercing device described in the patent specification comprises a housing in which a piston with a punch is inserted. Under the action of pressure, the liquid drives the piston with a punch, which perforates the casing. Further, the pressure in the tubing string is released and the upper and lower selective packers are brought into transport position. Next, the assembly is lowered in such a way that the gap was located opposite the perforated fracturing interval. By gradually increasing the pressure in the tubing string, the upper and lower selective packers are activated.
  • the perforating device when perforating, the perforating device is triggered at a pressure of 200 atm. The subsequent increase in pressure to activate the shut-off valve occurs until 220 atm is reached.
  • the piercing device is located outside the interval of treatment of the productive formation and, being activated at a pressure greater than the perforation pressure, can pierce the string outside the limits of the treated intervals, which leads to damage to the casing and a breach of its tightness.
  • the disadvantage of the hydraulic fracturing method is its low manufacturability, the impossibility of filling caverns, especially in wells, the design of which involves cementing casing strings, in which perforation with a piercing device may not be enough to ensure hydraulic communication between the well and the productive formation.
  • a lower cup packer At the lower end of the coiled tubing, a lower cup packer is installed, while its expanding end is directed into the well and prevents the fluid from the watered well from flowing upward between the casing and the device.
  • a bypass mechanism for bypassing wellbore fluid around the device consisting of a sliding body with spring elements that engage with the inner part of the wellbore.
  • a piercing perforator is installed, its drive mechanism with a reinforcing unit, upper cup packers, expanding ends, which are directed to the fracturing port installed on top.
  • a valve assembly is installed between the upper cup packer and the fracturing port, which cuts off the fluid supply to the perforator during fracturing.
  • a known method of perforating the casing of a well and subsequent fracturing consists in running the tool into the well, supplying a working fluid to actuate the perforator drive mechanism, perforating the casing, moving the device down the well to align the fracturing port with the perforated section of the casing, activating the upper cup a packer for isolation from the bottom of the hydraulic fracturing port, as well as for activating the valve assembly in order to turn off the perforator drive mechanism, supply fluid to the fracturing port and conduct hydraulic fracturing.
  • the disadvantage of the hydraulic fracturing method is its low manufacturability due to the impossibility of filling caverns, especially in wells, the design of which assumes cementing of casing strings, in which perforation with a piercing device may not be enough to provide hydraulic communication between the well and the productive formation.
  • the known device is equipped with only one packer, the cup elements of which are directed from the fracturing port and installed below the fracturing port and below the interval of the productive formation isolation.
  • This is its disadvantage, since the hydraulic fracturing fluid, under pressure, can penetrate not only into the productive formation, but also spread up the annulus, which can damage the production string and lead to sticking of the device.
  • the objective of the claimed technical solutions is to create an effective method for safe selective treatment of a productive formation with the ability to process multiple intervals of a productive formation in one round trip using a simple and reliable device.
  • the technical result is that the technology of treatment of a productive formation includes the implementation of perforation with the possibility of filling caverns and hydraulic fracturing with complete isolation of each interval of the formation.
  • the technical result is also that the separation of the fracturing interval is ensured from both sides with reliable fixation of the device in the well and that the control of all technological operations is provided by a device that is simple in design.
  • a method for selective treatment of a productive formation including lowering a device equipped with a mechanical anchor, a hydraulic fracturing port, packers, a perforator installed in the lower part of the device, to a depth corresponding to a productive formation and linking the device to a given interval of a productive formation. Further, the working fluid is supplied under pressure through the tubing to the perforator, the well is perforated and the subsequent caverns are filled. Then the perforator is brought into transport position. Then, the device is installed so that the perforation interval is between the packers, it is fixed in the well and the access of the working fluid to the perforator is blocked.
  • the supply is carried out under pressure hydraulic fracturing fluid, by activating the packers, the interval of the productive formation is separated from the annulus and fracturing is carried out. After that, reducing the pressure in the space between packernolls, the device is moved to the transport position and removed from the well.
  • a device equipped with a mechanical anchor, hydraulic fracturing port, packers and a perforator is lowered into the well to a depth corresponding to the lowest interval of the productive formation.
  • the attachment of the device to a given interval of the productive formation can be carried out by a mechanical collar locator.
  • the device for implementing the method of selective treatment of a productive formation contains a perforator installed on the tubing, a mechanical anchor, upper and lower continuous packers and a hydraulic fracturing port.
  • the fracturing port is connected to the lower bore packer and connected to the hollow stem.
  • the hollow rod is rigidly connected to the anchor connected to the rock drill and provides a hydraulic connection between the tubing and the rock drill.
  • the perforator is equipped with piercing elements with jet holes.
  • the upper and lower packers are straight-through.
  • the elastic elements of the packers can be cup-shaped, opening towards the frac port, with the upper packer installed above the frac port.
  • the hollow stem is made with a base that overlaps its cavity from above and is equipped with protrusions for engaging with the hydraulic fracturing port.
  • the hollow rod is equipped with radial holes located under its base, through which the hydraulic connection with the inner cavity of the tubing is carried out.
  • the hydraulic fracturing port is equipped with a hollow body with holes for hydraulic fracturing and a sleeve connected to the hollow body with the possibility of axial movement.
  • the inner surface of the body is provided with a groove to provide a hydraulic connection with the holes of the hollow stem.
  • the bushing is equipped with windows for hydraulic fracturing, and holes are made in the bushing for engagement with the hollow rod of the device. Longitudinal radial holes are made in the housing of the hydraulic fracturing port, designed for axial movement of the stem protrusions and to prevent stem rotation.
  • the simple and reliable design of the device provides the possibility of trouble-free processing of one or more intervals of the productive formation in one round trip.
  • FIG. 1 shows a general view of a device for selective treatment of a productive formation, when perforating and filling caverns.
  • FIG. 2 shows an enlarged view of the destructive elements and jet holes of the perforator.
  • FIG. 3 shows an axial section of the main units of the device as part of the hydraulic fracturing port, the lower packer and the anchor in the perforated position.
  • FIG. 4 is a section along B-B of the device shown in FIG. 3.
  • FIG. 5 shows a general view of the device during hydraulic fracturing.
  • FIG. 6 shows an axial section of the main units of the device as part of the hydraulic fracturing port, the lower packer and the anchor in the position of fracturing.
  • the device contains mounted (from top to bottom) on the tubing string 1 (Fig. 1, Fig. 2) mechanical locator of couplings 2, upper through-hole packer 3 with two cup sealing elements 4, hydraulic fracturing port 5, lower through-hole packer b, through-through mechanical anchor 7 and perforator 8.
  • the device can use a mechanical locator of A 1025-2 couplings, presented in the catalog "Tool for maintenance and workover of wells", page 31 https://www.slb.ru/upload/iblock/d8e/katalog-instrumentov-dla -tekushego-i-kapitalnogo- remonta-skvaiin.pdf).
  • Frac port 5 consists of a hollow cylindrical body 9, rigidly connected to the lower bore packer 6, and a sleeve 10, installed with the possibility of axial movement.
  • the body 9 contains the holes of the hydraulic fracturing 11, closed in the transport position by the sleeve 10, in which the windows of the hydraulic fracturing 12 are made.
  • the housing 9 contains longitudinal radial holes 13 intended for axial movement of the projections 15 of the hollow rod 14 and to prevent the rotation of the hollow rod 14.
  • a hollow rod 14 is installed, on the lateral surface of which there are radial protrusions 15.
  • the bushing 10 is made with hydraulic fracturing windows 12 and with holes 16, with which the protrusions 15 of the hollow shock 14 engage.
  • the inner surface of the housing 9 is provided with a groove 17.
  • the hollow rod 14 is made with a base 18 overlapping it from above, and with radial holes 19 located under the base 18.
  • the hydraulic connection of the tubing cavity 1 with the perforator 8 is carried out through the groove 17 and the open holes 19 of the hollow rod 14 rigidly connected to the mechanical anchor 7
  • Fracturing port 5 is connected to the lower through-hole packer 6.
  • the perforator 8 is equipped with destructive elements 20 with jet holes 21 and is connected to the mechanical anchor 7 through passage.
  • the hollow rod 14 In the transport position during the descent of the device into the borehole, the hollow rod 14 is fixed against axial reciprocating motion by a destructible element 22.
  • the device works as follows:
  • the device Before running into the well, the device is assembled at the wellhead, installing it on the tubing 1 from the bottom up as a part of a piercing perforator 8, a through-hole mechanical anchor 7, a lower through-hole packer 6, a hydraulic fracturing port 5, an upper through-hole packer 3, a mechanical collar locator 2.
  • the perforator 8, the upper 5 and lower 6 through-hole packers are in the transport position, the hollow rod 14 is in the lower position and is fixed against axial movement by the destructible element 22.
  • the bushing 10 is in the lower position and overlaps the holes of the hydraulic fracturing 11 of the housing 9.
  • the projections 15 of the hollow rod 14 are in engagement with the holes 16 of the sleeve 10.
  • the radial holes 19 of the hollow rod 14, through which the tubing cavity 1 is hydraulically connected with the cavity formed by the groove 17 and the base 18 of the hollow rod 14, and through the mechanical anchor 7 with perforator 8 are open (Fig. 1).
  • the device is run in such a way that the perforator is at the level of the lowest interval of the productive formation to be treated.
  • the pumping unit located on the surface, serves the working fluid under pressure into the tubing 1.
  • the working fluid passing through the inner cavity of the tubing 1 and the passage units of the device, enters the perforator 8 and acts on the destructive elements 20 that perforate the casing of the well, at the same time carrying out the filling of caverns through the jetting holes 21.
  • the working fluid leaving the jet holes, is reflected from the walls of the cavity and enters the annulus, rises to the surface, carrying out free circulation along a closed circuit.
  • the supply of the working fluid under pressure is stopped and the device is moved in the well so that the perforated interval is between the upper 3 and lower 6 penetration packers, and the device is fixed in the well with a mechanical anchor 7.
  • the hollow rod 14, which is rigidly connected to mechanical anchor 7 is stationary.
  • the sleeve 10 remains stationary, the holes 16 of which are in engagement with the projections 15 of the hollow rod 14.
  • hydraulic fracturing fluid is fed into the tubing 1 pipes under pressure and, thanks to the counter flow from the fracturing port 5, the cup sealing elements 4 of the through-feed packers 3 and 6 open and seal tightly to the inner wall of the casing, isolating the inter-packer space. Further, hydraulic fracturing is performed and the pressure in the well is released.
  • the device is moved towards the wellhead to the next interval and the selective treatment method is repeated in the above sequence of actions.
  • the method of selective treatment of a productive formation is carried out as follows.
  • the device is lowered into a well with a length of 3550 m with a production casing with a diameter of 102 mm and a thickness of 6.5 mm (strength group "D" in accordance with GOST 632) and is tied to a given interval of the productive formation using a mechanical collar locator, for example, A 1025-2 (catalog Schlumberger, p. 31).
  • the device is run until the perforator 8 is at the level of the interval located between the marks of 3520 - 3510 m.
  • the working fluid After adjusting the perforator to the lower boundary of the first treated interval, the working fluid is supplied under a pressure of 200 atm. into the inner cavity of the tubing 1.
  • the destructive elements 20 of the perforator 8 form holes in the production string, through which, during technological time (up to 15 minutes), caverns are washed through the jetting holes 21.
  • the working fluid When the caverns are injected, the working fluid is supplied from the surface through the inner cavity of the tubing 1 to the hydraulic fracturing port, mechanical anchor, perforator and exits the jet holes, filling in caverns. From the treated reservoir, the working fluid, penetrating into the free annular space, rises from the well to the surface, circulating in a closed loop (Fig. 1). Production casing perforation and caverns are carried out based on the density of 10 holes per 1 meter of production casing length. The formation of holes in the treated interval is carried out sequentially towards the wellhead.
  • the device Upon completion of perforation and caverns, the device is lowered until the perforation interval is between the upper 3 and lower 6-hole packers, and the device is fixed in the well, activating the mechanical anchor 7.
  • the hydraulic fracturing fluid is supplied into the inner cavity of the tubing and the upper 3 and lower 6-hole packers are activated.
  • the process pressure is reached, depending on the characteristics of the rock (up to 1000 atm. With a dense rock of deep bedding), through the combined hydraulic fracturing holes of the housing 9 of the hydraulic fracturing port 5 and the hydraulic fracturing windows of the sleeve 10, the hydraulic fracturing fluid is injected into the perforated interval of the productive formation (Fig. 6) ...
  • the device in the transport position is moved up to the next interval of the productive formation to be processed.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам и устройствам для селективной обработки скважин. Для осуществления способа селективной обработки продуктивного пласта спускают в скважину устройство, снабженное механическим якорем, портом ГРП, пакерами, перфоратором, установленным в нижней части устройства, на глубину, соответствующую продуктивному пласту. Осуществляют подачу под давлением рабочей жидкости через НКТ в перфоратор, перфорацию скважины и последующий намыв каверн. Приводят перфоратор в транспортное положение и устанавливают устройство так, чтобы интервал перфорации находился между пакерами. Фиксируют устройство в скважине с помощью якоря и перекрывают доступ рабочей жидкости к перфоратору. Производят подачу под давлением жидкости ГРП и активацией пакеров осуществляют отделение интервала продуктивного пласта от затрубного пространства. Проводят ГРП, после чего, снижая давление в межпакерном пространстве, переводят устройство в транспортное положение и извлекают его из скважины. Группа изобретений также включает устройство для осуществления способа и порт ГРП. Достигается технический результат - повышение эффективности способа безопасной селективной обработки продуктивного пласта с возможностью обработки множества интервалов продуктивного пласта за одну спуско-подъемную операцию.

Description

Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт ГРП.
Область техники.
Изобретение относится к горному делу, а именно к способам и устройствам для селективной обработки скважин различной конструкции, а также в случае необходимости проведения повторной обработки скважин при применении селективной технологии обработки продуктивного пласта.
Предшествующий уровень техники
Известны устройство и способ для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта за одну спускоподъемную операцию, представленные в патенте на полезную модель N° 185859 (публ. 20.12.2018г., бюл. 35).
Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта содержит колонну насосно-компрессорных труб (далее HKT), верхний и нижний селективные пакеры, фрак-порт с отверстием для закачивания жидкости гидравлического разрыва пласта (далее ГРП), перфорированный патрубок колонны HKT, отсекающий клапан давления и прокалывающее устройство.
Устройство для проведения многостадийного ГРП спускают в скважину с несколькими продуктивными пластами, производят подгонку прокалывающего устройства к нижнему интервалу ГРП, производят закачивание по колонне НКТ жидкости, которая, поступая из фрак-порта через отверстие для закачивания пласта жидкости ГРП, активирует верхний и нижний селективные пакеры. При увеличении давления в колонне НКТ, происходит увеличение давления в межпакерном пространстве. Жидкость, проходя через отверстия перфорированного патрубка, поступает в проходное отверстие нижнего селективного пакера и по проходным каналам отсекающего клапана давления поступает в прокалывающее устройство.
Представленное в описании к патенту прокалывающее устройство содержит корпус, в который вставлен поршень с пробойником. Под действием давления жидкость приводит в действие поршень с пробойником, который перфорирует обсадную колонну. Далее, сбрасывают давление в колонне НКТ и приводят верхний и нижний селективные пакеры в транспортное положение. Далее, спускают компоновку таким образом, чтобы межпакерное пространство было расположено напротив перфорированного интервала ГРП. Постепенно увеличивая давление в колонне НКТ, активируют верхний и нижний селективные пакеры. В момент, когда давление в отсекающем клапане давления достигает значения Р1 (где Р1 - давление срабатывания отсекающего клапана давления), происходит перекрытие проходных каналов жидкости, для того чтобы давление превышающее значение Р1 не передавалось на прокалывающее устройство. После срабатывания отсекающего клапана давления производят плановые работы по ГРП (закачивание жидкости и пропанта) в данном интервале. После окончания данной стадии ГРП давление в колонне НКТ сбрасывают, пакеры переводят в транспортное положение, и производят переподгонку компоновки на следующий вышестоящий интервал ГРП.
При описании примера использования устройства указано, что при перфорации срабатывание перфорирующего устройства происходит при давлении 200 атм. Последующее повышение давления для активации отсекающего клапана происходит до достижения 220 атм.
При этом прокалывающее устройство находится вне интервала обработки продуктивного пласта и, активируясь при давлении большем, чем давление перфорации, может проколоть колонну за пределами обрабатываемых интервалов, что приводит к повреждению обсадной колонны и нарушению её герметичности.
Кроме того, следствием низкой технологичности и надежности устройства является отсутствие его надежной фиксации при активированных селективных пакерах, особенно при проведении ГРП. Подача высокого давления может привести к линейному удлинению НКТ, вибрации и к преждевременному повреждению манжет чашечных пакеров, прижатых с усилием к стенкам эксплуатационной колоны.
Недостатком способа проведения ГРП является низкая технологичность, невозможность намыва каверн особенно в скважинах, конструкция которых предполагает цементирование обсадных колон, в которых проведение перфорации прокалывающим устройством может быть недостаточно для обеспечения гидравлического сообщения скважины с продуктивным пластом.
Кроме того, перфорация осуществляется при активированных пакерах, что препятствует циркуляции жидкости по затрубному пространству, поэтому намыв каверн невозможен. Наиболее близкими аналогами к заявляемым техническим решениям являются способ и варианты устройства, представленные в патенте на изобретение US 9284823 (публ. 15.03.2016г.) «Комбинированный перфорирующий инструмент». Известный комбинированный инструмент предназначен для проведения перфорации обводненных скважин и проведения ГРП за одну спуско-подъемную операцию для освоения нескольких продуктивных пластов. Известное устройство содержит порт ГРП, приводной механизм перфоратора с усиливающим узлом, перфоратор и чашечные пакеры. В нижнем конце гибкой НКТ установлен нижний чашечный пакер, при этом его расширяющийся конец направлен в скважину и препятствует протеканию жидкости обводненной скважины вверх между обсадной колонной и устройством. Выше установлен перепускной механизм для обвода скважинной жидкости вокруг устройства, состоящий из скользящего корпуса с пружинными элементами, которые зацепляются с внутренней частью ствола скважины. При активированном нижнем пакере и зафиксированном пружинными элементами корпусе перепускного механизма, препятствующем перемещению забойной жидкости по затрубному пространству во время движения инструмента вверх, удерживаемый скользящий корпус открывает отверстие, через которое жидкость обводненной скважины проникает в затрубное пространство и перемещается вверх в обход активированного пакера. Далее, вверх по ГНКТ установлен прокалывающий перфоратор, его приводной механизм с усиливающим узлом, верхние чашечные пакеры расширяющиеся концы, которых направлены к установленному сверху порту ГРП. Между верхним чашечным пакером и портом ГРП установлен клапанный узел, отсекающий подачу жидкости в перфоратор при проведении ГРП.
Известный способ перфорации обсадной колонны скважины и последующего ГРП, заключается в спуске инструмента в скважину, подаче рабочей жидкости для приведения в действие приводного механизма перфоратора, перфорации обсадной колонны, перемещении устройства вниз по скважине для совмещения порта ГРП с перфорированным участком обсадной колонны, активировании верхнего чашечного пакера для изоляции снизу порта ГРП, а также для активирования клапанного узла с целью отключения приводного механизма перфоратора, подачи жидкости в порт ГРП и проведения ГРП.
Недостатком способа проведения ГРП является низкая технологичность из-за невозможности намыва каверн особенно в скважинах, конструкция которых предполагает цементирование обсадных колон, в которых проведение перфорации прокалывающим устройством может быть недостаточно для обеспечения гидравлического сообщения скважины с продуктивным пластом.
Известное устройство снабжено только одним пакером, чашечные элементы которого направлены от порта ГРП и установленным ниже порта ГРП и ниже интервала продуктивного пласта изоляции. Это является его недостатком, так как жидкость ГРП, находящаяся под давлением, может проникать не только в продуктивный пласт, но и распространиться по затрубному пространству вверх, что может повредить эксплуатационную колонну и привести к прихвату устройства.
Раскрытие изобретений.
Задачей заявляемых технических решений является создание эффективного способа безопасной селективной обработки продуктивного пласта с возможностью обработки множества интервалов продуктивного пласта за одну спуско-подъемную операцию с использованием простого и надежного устройства.
Техническим результатом является то, что технология обработки продуктивного пласта включает осуществление перфорации с возможностью намыва каверн и проведение ГРП при полной изоляции каждого интервала пласта.
Техническим результатом также является то, что отделение интервала ГРП обеспечивается с двух сторон при надежной фиксации устройства в скважине и то, что управление всеми технологическими операциями обеспечивается простым в конструктивном исполнении устройством.
Технический результат достигается тем, что способ селективной обработки продуктивного пласта, включающий спуск в скважину устройства, снабженного механическим якорем, портом ГРП, пакерами, перфоратором, установленным в нижней части устройства, на глубину соответствующую продуктивному пласту и привязку устройства к заданному интервалу продуктивного пласта. Далее, осуществляют подачу под давлением рабочей жидкости через НКТ в перфоратор, проводят перфорацию скважины и последующий намыв каверн. После чего приводят перфоратор в транспортное положение. Затем, устанавливают устройство так, чтобы интервал перфорации находился между пакерами, фиксируют его в скважине и перекрывают доступ рабочей жидкости к перфоратору. Далее, производят под давлением подачу жидкости ГРП, активацией пакеров осуществляют отделение интервала продуктивного пласта от затрубного пространства и проводят ГРП. После чего, снижая давление в межпакернолл пространстве, переводят устройство в транспортное положение и извлекают его из скважины.
Спуск в скважину устройства, снабженного механическим якорем, портом ГРП, пакерами и перфоратором, осуществляется на глубину, соответствующую самому нижнему интервалу продуктивного пласта.
При осуществлении обработки нескольких интервалов, их обработка осуществляется за одну спуско-подъемную операцию.
Привязку устройства к заданному интервалу продуктивного пласта могут осуществлять механическим локатором муфт.
При необходимости после проведения ГРП производится промывка межпакерного пространства.
Технический результат достигается также тем, что устройство для осуществления способа селективной обработки продуктивного пласта содержит установленные на НКТ перфоратор, механический якорь, верхний и нижний проходные пакеры и порт ГРП. Новым является то, что порт ГРП соединен с нижним проходным пакером и связан с полым штоком. Полый шток жёстко связан с якорем, соединенным с перфоратором и обеспечивает гидравлическую связь НКТ с перфоратором.
Перфоратор снабжен прокалывающими элементами с гидромониторными отверстиями.
Верхний и нижний пакеры являются проходными. Эластичные элементы пакеров могут быть чашечными, раскрывающимися по направлению к порту ГРП, при этом верхний пакер установлен над портом ГРП.
Полый шток выполнен с основанием, перекрывающим сверху его полость, и снабжен выступами для зацепления с портом ГРП. Кроме того, полый шток снабжен радиальными отверстиями, расположенными под его основанием, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутренней полостью НКТ.
Порт ГРП, снабжен полым корпусом с отверстиями для ГРП и втулкой, соединенной с полым корпусом с возможностью осевого перемещения. Внутренняя поверхность корпуса снабжена проточкой для обеспечения гидравлической связи с отверстиями полого штока. б
Втулка снабжена окнами для ГРП, при этом во втулке выполнены отверстия для зацепления с полым штоком устройства. В корпусе порта ГРП выполнены продольные радиальные отверстия, предназначенные для осевого перемещения выступов штока и для предотвращения поворота штока.
Использование в устройстве перфоратора с гидромониторными отверстиями позволяет осуществить перфорацию обсадной трубы с одновременным намывом каверн, обеспечивая надежную гидравлическую связь с продуктивным пластом, что создает условия для качественного ГРП.
Наличие в устройстве механического якоря, жестко соединенного с перфоратором и полым штоком, обеспечивают устойчивость от вибрационного воздействия при проведении ГРП.
Конструкция порта ГРП, взаимосвязь якоря и перфоратора, позволили применить проходные пакеры с эластичными элементами, обеспечивающими надежную изоляцию затрубного пространства и эффективное проведение ГРП.
Простая и надежная конструкция устройства обеспечивает возможность безаварийной обработки одного и более интервалов продуктивного пласта за одну спуско-подъемную операцию.
Описание чертежей
На фиг. 1 представлен общий вид устройства для селективной обработки продуктивного пласта, при осуществлении перфорации и намыва каверн.
На фиг. 2 пердставлен увеличенный вид разрушающих элементов и гидромониторных отверстий перфоратора.
На фиг. 3 представлен осевой разрез основных узлов устройства в составе порта ГРП, нижнего пакера и якоря в положении перфорации.
На фиг 4 представлен разрез по Б-Б устройства, представленного на фиг. 3.
На фиг. 5 представлен общий вид устройства при проведении ГРП.
На фиг. 6 представлен осевой разрез основных узлов устройства в составе порта ГРП, нижнего пакера и якоря в положении проведения ГРП.
Осуществление устройства
Устройство содержит смонтированные (сверху вниз) на колонне НКТ 1 (Фиг.1, Фиг.2) механический локатор муфт 2, верхний проходной пакер 3 с двумя чашечными уплотнительными элементами 4, порт ГРП 5, нижний проходной пакер б, проходной механический якорь 7 и перфоратор 8.
В устройстве может быть применен механический локатор муфт А 1025-2, представленный в каталоге «Инструмент для текущего и капитального ремонта скважин», стр. 31 https://www.slb.ru/upload/iblock/d8e/katalog-instrumentov-dla-tekushego-i-kapitalnogo- remonta-skvaiin.pdf).
Порт ГРП 5 состоит из полого цилиндрического корпуса 9, жёстко соединённого с нижним проходным пакером 6, и втулки 10, установленной с возможностью осевого перемещения. Корпус 9 содержит отверстия ГРП 11, перекрытые в транспортном положении втулкой 10, в которой выполнены окна ГРП 12. Кроме того, корпус 9 содержит продольные радиальные отверстия 13, предназначенные для осевого перемещения выступов 15 полого штока 14 и для предотвращения поворота полого штока 14.
Внутри порта ГРП 5 с возможностью осевого и синхронного с втулкой 10 перемещения установлен полый шток 14, на боковой поверхности которого выполнены радиальные выступы 15. Втулка 10 выполнена с окнами ГРП 12 и с отверстиями 16, с которыми входят в зацепление выступы 15 полого шока 14. Внутренняя поверхность корпуса 9 снабжена проточкой 17.
Полый шток 14 выполнен с основанием 18, перекрывающим его сверху, и с радиальными отверстиями 19, расположенными под основанием 18. Гидравлическое сообщение полости НКТ 1 с перфоратором 8 осуществляется через проточку 17 и открытые отверстия 19 полого штока 14, жестко связанного с проходным механическим якорем 7. Порт ГРП 5 соединён с нижним проходным пакером 6.
Перфоратор 8 снабжён разрушающими элементами 20 с гидромониторными отверстиями 21 и соединён с проходным механическим якорем 7.
В транспортном положении во время спуска устройства в скважину полый шток 14 зафиксирован от осевого возвратно-поступательного движения разрушаемым элементом 22.
Устройство работает следующим образом:
Перед спуском в скважину устройство собирают на устье скважины, устанавливая его на НКТ 1 снизу вверх в составе прокалывающего перфоратора 8, проходного механического якоря 7, нижнего проходного пакера 6, порта ГРП 5, верхнего проходного пакера 3, механического локатора муфт 2. При спуске в скважину перфоратор 8, верхний 5 и нижний 6 проходные пакеры находятся в транспортном положении, полый шток 14 находится в нижнем положении и зафиксирован от осевого перемещения разрушаемым элементом 22. Втулка 10 находится в нижнем положении и перекрывает отверстия ГРП 11 корпуса 9. Кроме того, выступы 15 полого штока 14 находятся в зацеплении с отверстиями 16 втулки 10. Радиальные отверстия 19 полого штока 14, через которые обеспечивается гидравлическое сообщение полости труб НКТ 1 с полостью, образованной проточкой 17 и основанием 18 полого штока 14, и через проходной механический якорь 7 с перфоратором 8, открыты (Фиг. 1).
При необходимости обработки нескольких интервалов, устройство спускают таким образом, чтобы перфоратор находился на уровне самого нижнего интервала продуктивного пласта подлежащего обработке. Далее, насосным агрегатом, находящимся на поверхности, подают рабочую жидкость под давлением в НКТ 1. Рабочая жидкость, проходя через внутреннюю полость НКТ 1 и проходные узлы устройства, попадает в перфоратор 8 и воздействует на разрушающие элементы 20, которые перфорируют обсадную трубу скважины, одновременно осуществляя намыв каверн через гидромониторные отверстия 21.
При этом рабочая жидкость, выходя из гидромониторных отверстий, отражается от стенок каверны и выходит в затрубное пространство, поднимается на поверхность, осуществляя свободную циркуляцию по замкнутому контуру.
После проведения перфорации, подача рабочей жидкости под давлением прекращается и устройство перемещают в скважине так, чтобы перфорированный интервал оказался между верхним 3 и нижним 6 проходными пакерами, и фиксируют устройство в скважине механическим якорем 7. Таким образом, полый шток 14, который жёстко соединён с механическим якорем 7, оказывается неподвижен. Кроме того, остаётся неподвижной втулка 10, отверстия 16 которой находятся в зацеплении с выступами 15 полого штока 14.
При разгрузке на механический якорь 7 под действием веса труб НКТ 1 разрушаемый элемент 22 срезается и корпус 9 порта ГРП 5 вместе с проходными пакерами 3 и 6 перемещаются вниз на величину рабочего хода Н (Фиг. 3). Радиальные отверстия 19 перекрываются корпусом 5, перекрывая гидравлическую связь внутренней полости НКТ 1, с проходным якорем 7 и перфоратором 8, предохраняя их от воздействия давления рабочей жидкости и жидкости ГРП. Кроме того, при движении корпуса 9 порта ГРП 5 вниз на величину рабочего хода совмещаются между собой отверстия ГРП корпуса 9 и окна ГРП 12 втулки 10, обеспечивая тем самым гидравлическую связь внутренней полости НКТ 1 с межпакерным пространством и продуктивным пластом.
Далее, в трубы НКТ 1 подают под давлением жидкость ГРП и, благодаря встречному потоку из порта ГРП 5, чашечные уплотнительные элементы 4 проходных пакеров 3 и 6 раскрываются и герметично прилегают к внутренней стенке обсадной трубы, изолируя межпакерное пространство. Далее производят ГРП и стравливают давление в скважине.
В случае необходимости обработки нескольких интервалов продуктивного пласта устройство перемещают по направлению к устью скважины к следующему интервалу и повторяют способ селективной обработки в представленной выше последовательности действий.
Способ селективной обработки продуктивного пласта осуществляется следующим образом.
Устройство спускают в скважину протяжённостью 3550м с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм толщиной 6,5 мм (группа прочности «Д» по ГОСТ 632) и осуществляют его привязку к заданному интервалу продуктивного пласта с помощью механического локатора муфт, например, А 1025-2 (каталог «Schlumberger» стр. 31).
В результате исследований продуктивного пласта определены три интервала, которые необходимо обработать: самый нижний интервал, расположенный между отметок 3520 - 3510 м, следующий, расположенный между отметок 3455 - 3440 м и самый верхний интервал, расположенный между отметок 3393 - 3383 м.
В связи с тем, что первоначально обрабатывают самый нижний интервал продуктивного пласта, спуск устройства производят до тех пор, пока перфоратор 8 не окажется на уровне интервала, расположенного между отметок 3520 - 3510 м.
После подгонки перфоратора к нижней границе первого обрабатываемого интервала осуществляют подачу рабочей жидкости под давлением 200 атм. во внутреннюю полость НКТ 1. Рабочая жидкость через порт ГРП 5 и механический якорь 7 поступает в перфоратор 8, при этом втулка 10 перекрывает отверстия ГРП 11 корпуса 9 порта ГРП 5, герметично отделяя затрубное пространство от внутренних полостей устройства.
Под действием рабочей жидкости разрушающие элементы 20 перфоратора 8 формируют отверстия в эксплуатационной колонне, через которые в течение технологического времени (до 15 мин.) производится намыв каверн через гидромониторные отверстия 21.
При намыве каверн рабочая жидкость подается с поверхности через внутреннюю полость НКТ 1 в порт ГРП, механический якорь, перфоратор и выходит из гидромониторных отверстий, намывая каверны. Из обрабатываемого продуктивного пласта, рабочая жидкость, проникая в свободное затрубное пространство, поднимается из скважины на поверхность, осуществляя циркуляцию по замкнутому контуру (Фиг. 1). Перфорацию эксплуатационной колонны и намыв каверн производят исходя из плотности 10 отверстий на 1 метр длины эксплуатационной колонны. Формирование отверстий в обрабатываемом интервале осуществляют последовательно по направлению к устью скважины.
По завершении перфорации и намыва каверн производят спуск устройства до тех пор, пока интервал перфорации не окажется между верхним 3 и нижним 6 проходными пакерами, и фиксируют устройство в скважине, активируя механический якорь 7.
При активации якоря 7 под действием веса НКТ 1 (до 4 тонн) происходит разрушение элемента 22, при этом порт ГРП 5 и нижний проходной пакер б перемещаются до посадки на механический якорь 7. Корпус 9 порта ГРП 5 смещается относительно полого штока 14, его отверстия ГРП 11 и окна ГРП 12 втулки 10 совмещаются, соединяя внутреннюю полость НКТ 1 с межпакерным затрубным пространством.
Далее, с постепенным увеличением давления осуществляют подачу жидкости ГРП во внутреннюю полость НКТ и активируют верхний 3 и нижний 6 проходные пакеры. При достижении технологического давления, зависящего от характеристик горной породы (до 1000 атм. при плотной породе глубокого залегания), через совмещенные отверстия ГРП корпуса 9 порта ГРП 5 и окон ГРП втулки 10 производят закачку жидкости ГРП в перфорированный интервал продуктивного пласта (Фиг. 6).
Если после произведенного в соответствии с технологическим планом ГРП в межпакерном пространстве и полостях устройства находятся остатки жидкости ГРП, производят стравливание давления из межпакерного пространства до приведения пакеров в транспортное положение и осуществляют промывку скважины через отверстия ГРП 11 подачей рабочей жидкости в затрубное пространство. Для того чтобы обработать следующий интервал 3455-3440 м продуктивного пласта, устройство переводят в транспортное положение. Для этого деактивируют якорь 8. Далее, устройство перемещают вверх до перекрытия отверстий ГРП корпуса 9 порта ГРП 5. При этом внутренняя полость НКТ 1 совмещается через отверстия 21 с полостью штока 14, обеспечивая гидравлическую связь с перфоратором 8.
Устройство в транспортном положении перемещают вверх до следующего интервала продуктивного пласта, подлежащего обработке.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ селективной обработки продуктивного пласта, включающий спуск в скважину устройства, снабженного механическим якорем, портом ГРП, пакерами, перфоратором, установленным в нижней части устройства, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, привязку устройства к заданному интервалу продуктивного пласта; далее осуществляют подачу под давлением рабочей жидкости через НКТ в перфоратор, перфорацию скважины и последующий намыв каверн; после чего приводят перфоратор в транспортное положение; далее, устанавливают устройство так, чтобы интервал перфорации находился между пакерами, фиксируют устройство в скважине с помощью якоря и перекрывают доступ рабочей жидкости к перфоратору; затем, производят под давлением подачу жидкости ГРП и активацией пакеров осуществляют отделение интервала продуктивного пласта от затрубного пространства, далее, проводят ГРП, после чего снижая давление в межпакерном пространстве, переводят устройство в транспортное положение и извлекают его из скважины.
2. Способ селективной обработки продуктивного пласта по п.1, отличающийся тем, что спуск в скважину устройства, снабженного механическим якорем портом ГРП, пакерами и перфоратором, осуществляется на глубину, соответствующую самому нижнему интервалу продуктивного пласта.
3. Способ селективной обработки продуктивного пласта по п.1, отличающийся тем, что привязку устройства к заданному интервалу продуктивного пласта осуществляют механическим локатором муфт.
4. Способ селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающийся тем, что при осуществлении обработки нескольких интервалов, их обработка осуществляется за одну спуско-подъемную операцию.
5. Способ селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающийся тем, что при необходимости после проведения ГРП производят промывку межпакерного пространства.
6. Устройство для осуществления способа селективной обработки продуктивного пласта, содержащее, установленные на НКТ перфоратор, механический якорь, верхний и нижний проходные пакеры и порт ГРП, отличающееся тем, что порт ГРП соединен с нижним пакером и связан с полым штоком, через который обеспечивается гидравлическая связь НКТ с перфоратором, при этом полый шток жёстко связан с механическим якорем, соединенным с перфоратором.
7. Устройство по п. 6 для осуществления способа селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, что перфоратор снабжен прокалывающими элементами с гидромониторными отверстиями.
8. Устройство по п. 6 для осуществления селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, что верхний и нижний пакеры могут быть проходными.
9. Устройство по п. 8 для осуществления селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, что эластичные элементы пакеров могут быть чашечными, раскрывающимися по направлению к порту ГРП.
10. Устройство по п. 6 для осуществления селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, что верхний пакер установлен над портом ГРП.
11. Устройство по п. 6 для осуществления селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, полый шток выполнен с основанием, перекрывающим сверху его полость, и снабжен выступами для зацепления с портом ГРП.
12. Устройство по п. 11 для осуществления селективной обработки продуктивного пласта по п. 1, отличающееся тем, что полый шток снабжен радиальными отверстиями, расположенными под его основанием, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутренней полостью НКТ.
13. Порт ГРП, снабжен полым корпусом с отверстиями ГРП и втулкой, соединенной с полым корпусом с возможностью осевого перемещения, причем внутренняя поверхность корпуса снабжена проточкой, обеспечивающей гидравлическую связь с отверстиями полого штока, а втулка снабжена окнами для ГРП, при этом в корпусе выполнены продольные отверстия, а во втулке выполнены отверстия для зацепления с полым штоком устройства.
14. Порт ГРП, по п. 13, отличающийся тем, что продольные радиальные отверстия корпуса предназначены для осевого перемещения выступов штока и для предотвращения поворота штока.
PCT/RU2020/000540 2019-11-01 2020-10-15 Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт грп WO2021086230A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17/439,206 US11891886B2 (en) 2019-11-01 2020-10-15 Method for selective treatment of a producing formation, device for the implementation thereof and hydraulic fracturing port

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019135222A RU2736078C1 (ru) 2019-11-01 2019-11-01 Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт ГРП
RU2019135222 2019-11-01

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021086230A1 true WO2021086230A1 (ru) 2021-05-06

Family

ID=73460957

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2020/000540 WO2021086230A1 (ru) 2019-11-01 2020-10-15 Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт грп

Country Status (3)

Country Link
US (1) US11891886B2 (ru)
RU (1) RU2736078C1 (ru)
WO (1) WO2021086230A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114482940B (zh) * 2022-01-20 2024-02-27 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种喷射切缝压裂一体化装置及压裂方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2162514C1 (ru) * 2000-03-30 2001-01-27 Падерин Михаил Григорьевич Способ перфорации и обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
RU2547892C1 (ru) * 2014-03-26 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
RU2555989C1 (ru) * 2014-05-12 2015-07-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта
US9284823B2 (en) * 2014-02-11 2016-03-15 Iron Horse Coiled Tubing Inc. Combined perforating and fracking tool
RU2601881C1 (ru) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины
RU2618545C1 (ru) * 2016-02-26 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта
RU185859U1 (ru) * 2018-07-13 2018-12-20 Игорь Александрович Гостев Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7516792B2 (en) * 2002-09-23 2009-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Remote intervention logic valving method and apparatus
US20070151735A1 (en) * 2005-12-21 2007-07-05 Ravensbergen John E Concentric coiled tubing annular fracturing string
US7591312B2 (en) * 2007-06-04 2009-09-22 Baker Hughes Incorporated Completion method for fracturing and gravel packing
CA2713611C (en) * 2010-09-03 2011-12-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Multi-function isolation tool and method of use
US9562419B2 (en) * 2010-10-06 2017-02-07 Colorado School Of Mines Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore
CA2820704C (en) * 2013-07-10 2018-10-16 Don Getzlaf Fracturing valve
GB201513269D0 (en) * 2015-07-28 2015-09-09 Delphian Ballistics Ltd Perforating gun assembly and methods of use
US12060756B2 (en) * 2019-11-15 2024-08-13 Kobold Corporation Coupled downhole shifting and treatment tools and methodology for completion and production operations
RU2747495C1 (ru) * 2020-08-21 2021-05-05 Салават Анатольевич Кузяев Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта
WO2023277911A1 (en) * 2021-06-30 2023-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Service tool string with perforating gun assembly positioning tool

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2162514C1 (ru) * 2000-03-30 2001-01-27 Падерин Михаил Григорьевич Способ перфорации и обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
US9284823B2 (en) * 2014-02-11 2016-03-15 Iron Horse Coiled Tubing Inc. Combined perforating and fracking tool
RU2547892C1 (ru) * 2014-03-26 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
RU2555989C1 (ru) * 2014-05-12 2015-07-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта
RU2601881C1 (ru) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины
RU2618545C1 (ru) * 2016-02-26 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта
RU185859U1 (ru) * 2018-07-13 2018-12-20 Игорь Александрович Гостев Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию

Also Published As

Publication number Publication date
US20220259961A1 (en) 2022-08-18
US11891886B2 (en) 2024-02-06
RU2736078C1 (ru) 2020-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9765594B2 (en) Apparatus and method for stimulating subterranean formations
US7231978B2 (en) Chemical injection well completion apparatus and method
US8684084B2 (en) Method and apparatus for selective down hole fluid communication
AU2017272283B2 (en) Processes for fracturing a well
NO337861B1 (no) Flersone-kompletteringssystem
WO2014110382A1 (en) Wellbore annular safety valve and method
WO2021086229A1 (ru) Способ обработки интервалов продуктивного пласта
US5934377A (en) Method for isolating hydrocarbon-containing formations intersected by a well drilled for the purpose of producing hydrocarbons therethrough
US7185703B2 (en) Downhole completion system and method for completing a well
EP1496194B1 (en) Method and apparatus for treating a well
RU2736078C1 (ru) Способ селективной обработки продуктивного пласта, устройство для его осуществления и порт ГРП
US11208869B2 (en) Static packer plug
AU2015201029A1 (en) Apparatus and method for stimulating subterranean formations
WO2015041712A1 (en) Selective downhole fluid communication

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20882877

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 16/09/2022)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20882877

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1