NO324164B1 - Fremgangsmate for behandling av multiple bronnintervaller - Google Patents
Fremgangsmate for behandling av multiple bronnintervaller Download PDFInfo
- Publication number
- NO324164B1 NO324164B1 NO20030241A NO20030241A NO324164B1 NO 324164 B1 NO324164 B1 NO 324164B1 NO 20030241 A NO20030241 A NO 20030241A NO 20030241 A NO20030241 A NO 20030241A NO 324164 B1 NO324164 B1 NO 324164B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- wellbore
- perforating
- perforation
- fluid
- treatment
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 95
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 117
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 65
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 119
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 68
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 63
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 63
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 39
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 11
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 52
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 26
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 21
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 16
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 15
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 14
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 13
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 12
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 description 9
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 239000002800 charge carrier Substances 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 3
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- 235000008331 Pinus X rigitaeda Nutrition 0.000 description 1
- 235000011613 Pinus brutia Nutrition 0.000 description 1
- 241000018646 Pinus brutia Species 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 238000011090 industrial biotechnology method and process Methods 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012857 radioactive material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000007723 transport mechanism Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into 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
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
- Punching Or Piercing (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte til behandling av flere intervaller i et brønnhull ved perforering av minst ett intervall (32,33 eller 34), deretter behandling og isolering av det eller de perforerte intervall(er) (32,33 eller 34) uten fjerning av perforeringshylsen (101) fra brønnhullet under behandlingen eller isolasjonen. Oppfinnelsen kan anvendes ved hydraulisk frakturering (222) med eller uten proppematerialer, så vel som ved kjemisk stimuleringsbehandling.
Description
Denne oppfinnelsen vedrører generelt feltet perforering og behandling av undergrunnsformasjoner for å øke produksjonen av olje og gass fra disse. Mer bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for perforering og behandling av flere intervaller uten at det er nødvendig å avbryte behandlingen mellom trinnene eller fasene.
Når en hydrokarbonholdig, undergrunns reservoarformasjon ikke har nok permeabilitet eller strømningskapasitet til at hydrokarbonene kan strømme til overflaten i økonomiske mengder eller ved optimale strømningsmengder, blir hydraulisk frakturering eller kjemisk (vanligvis syre) stimulering ofte brukt for å øke strømningskapasiteten. Et brønnhull som penetrerer en undergrunnsformasjon består typisk av et metallrør (foringsrør, casing) som er sementert inn i det opprinnelige borehullet. Siderettede hull (perforeringer) blir typisk skutt gjennom foringsrøret og sementkappen som omgir foringsrøret for å tillate hydrokarbonstrømning inn i brønnhullet, og om nødvendig, å gjøre det mulig for behandlingsfluider å strømme fra brønnhullet inn i formasjonen.
Hydraulisk frakturering består av injisering av viskøse fluider (vanligvis skjærtynnende, ikke-Newtonske geler eller emulsjoner) inn i en formasjon i slike høye trykk og mengder at reservoarbergarten svikter og danner en plan, typisk vertikal sprekk eller fraktur (eller frakturnettverk), mye likt den sprekken eller frakturen som strekker seg gjennom en vedkubbe når en kile drives inn i den. Granulært proppemateriale, så som sand, keramiske perler eller andre materialer, injiseres generelt sammen med den siste delen av fraktureringsfluidet for å holde frakturen(e) åpen etter at trykkene er avlastet. Økt strømningskapasitet fra reservoaret er et resultat av det mer permeable strømningsløp som blir tilbake mellom kornene i proppematerialet inne i frakturen(e). Ved kjemisk stimuleringsbehandling økes strømningskapasiteten ved å oppløse materialer i formasjonen eller på annen måte endre formasjonsegenskapene.
Anvendelse av hydraulisk frakturering som beskrevet ovenfor er en rutinemessig del innenfor petroleumsindustrioperasjoner, slik det anvendes på individuelle målsoner opp til ca. 60 meter (200 fot) av samlet, vertikal tykkelse av undergrunnsformasjonen. Når det er flerdelte eller lavdelte reservoarer som skal fraktureres hydraulisk, eller en svært tykk hydrokarbonholdig formasjon (over ca. 60 meter), så er alternativet behandlingsteknikker nødvendig for å oppnå behandling av hele målsonen. Fremgangsmåtene for å forbedre behandlingsdekningen er vanligvis kjent som "avlednings"-metoder ("diversion"-methods) innen petroleumsindustriterminologien. Når flere hydrokarbonhoIdige soner stimuleres ved hydraulisk frakturering eller kjemisk stimuleringsbehandling, realiseres økonomisk og teknisk nytte ved injeksjon av flere behandlingstrinn som kan avledes (eller separeres) ved hjelp av forskjellige anordninger, inkludert mekaniske anordninger så som broplugger, pakninger, nedihullsventiler, glidehylser og ledeelement/plugg-kombinasjoner; kuletetninger; materiale i partikkelform så som sand, keramisk materiale, proppemateriale, salt, vokser, harpikser eller andre sammensetninger; eller ved hjelp av alternative fluidsystemer så som viskøse fluider, gelatinerte fluider eller skummer, eller andre kjemisk formulerte fluider; eller ved bruk av fremgangsmåter med begrenset inngang. Disse og alle andre fremgangsmåter for midlertidig blokkering av strømmen av fluider inn i eller ut av et gitt sett av perforeringer vil her bli referert til som "avledningsmidler"
("diversion agents").
Ved mekanisk bropluggavledning blir for eksempel først det dypeste intervallet perforert og frakturstimulert, deretter blir intervallet mekanisk isolert og prosessen gjentas i det neste intervallet oppover. Under antagelse av ti måleperforeringsintervaller, vil behandling av 300 meter (1000 fot) av formasjonen på denne måte typisk kreve ti jobber i et tidsrom på ti dager til to uker med ikke bare flere fraktureringsbehandlinger, men også flere og separate perforerings/og bropluggkjøreoperasjoner. Ved enden av behandlingsprosessen vil en rengjøringsoperasjon av brønnhullet være påkrevet for å fjærne bropluggene og å sette brønnen i produksjon. Hovedfordelen ved å bruke broplugger eller andre mekaniske avledningsmidler er stor tillit til at hele målsonen behandles. De største ulempene er den høye kostnaden ved behandlingen, hvilket er et resultat av flere separate turer inn i og ut av brønnhullet, og faren for komplikasjoner som er et resultat av så mange separate operasjoner i brønnen. For eksempel kan en broplugg sette seg fast i foringsrøret og må borres ut til en stor kostnad. En ytterligere ulempe er at den påkrevde operasjonen med rengjøring av brønnhullet kan skade noen av de intervallene som har fått en vellykket frakturering.
Et alternativ til å bruke broplugger er å fylle det nettopp frakturerte intervallet i brønnhullet med fraktureringssand, vanligvis benevnt Pine Island-teknikken. Sandsøylen plugger hovedsakelig av det allerede frakturerte intervallet, og gjør det mulig at det neste intervallet kan perforeres og fraktureres uavhengig. Den primære fordelen er eliminering av problemene og farene som er forbundet med broplugger. Ulempene er at sandpluggen ikke gir en perfekt hydraulisk tetning, og at den kan være vanskelig å fjerne fra brønnhullet ved slutten av alle
fraktureringsstimuleringsbehandlingene. Med mindre brønnfluidets produksjon er sterk nok til å føre sanden fra brønnhullet, kan brønnen fortsatt trenge å rengjøres med en
overhalingsrigg eller en kveilerørsenhet. Som før øker ekstra brønnhullsoperasjoner kostnadene, de mekaniske farer, og fare for skade på de frakturerte intervallene.
En annen fremgangsmåte til avledning involverer bruk av materialer i partikkelform, granulære faststoffer som plasseres i behandlingsfluidet for å bidra ved avledningen. Når fluidet pumpes, og partikkelmaterialet går inn i perforeringene, dannes en midlertidig blokkering i sonen som mottar fluidet hvis det anvendes en tilstrekkelig høy konsentrasjon av partikler i strømmen. Fluidbegrensningen avleder da fluid til de andre sonene. Etter behandlingen fjernes partikkelmaterialet ved hjelp av produserte formasjonsfluider eller ved injisert vaskefluid, enten ved fluidtransport eller ved oppløsning. Vanlig tilgjengelige avledermaterialer i partikkelform inkluderer benzosyre, naftalen, steinsalt (natriumklorid), harpiksmaterialer, vokser og polymerer. Alternativt kan sans, proppermiddel og keramiske materialer brukes som avledere i partikkelform. Andre spesialpartikler kan konstrueres for å avsettes og dannes under behandlingen.
En annen fremgangsmåte for avledning involverer bruk av viskøse fluider, viskøse geler eller skum som avledningsmidler. Denne fremgangsmåten involverer pumping av avledningsfluidet over og/eller inn i det perforerte intervallet. Disse fluidsystemene er formulert til midlertidig å blokkere strømmen til perforeringene på grunn av viskositeten eller formasjonsrelaterte permeabilitetsøkninger; og er også utformet slik at på det ønskede tidspunkt så bryter fluidsystemet sammen, degenereres eller oppløses (med eller uten tilførsel av kjemikalier eller andre additiver for å sette i gang en slik nedbryting eller oppløsing) slik at strømmen kan gjenopprettes til eller fra perforeringene. Disse fluidsystemene kan brukes for avledning av behandlinger for kjemisk stimulering av matriks, og fraktureringsbehandlinger. Avledere i partikkelform og/eller kuletetninger er enkelte ganger inkorporert i disse fluidsystemene for å øke avledningen.
En annen mulig avledningsteknikk er avledningsmetmoden med "begrenset inngang"
("limited entry"), hvor hele målsonen i formasjonen som skal behandles perforeres med et meget lite antall perforeringer, generelt med liten diameter, slik at trykktapet over disse perforeringene under pumping fremmer et høyt innvendig brønnhullstrykk. Det innvendige brønnhullstrykket er konstruert slik at det skal være høyt nok til å forårsake at alle de perforerte intervallene frakturerer samtidig. Hvis trykket er for lavt, vil kun de svakeste partiene av formasjonen frakturere. Den primære fordelen med avledning med begrenset inngang er at det ikke er noen blokkeringer inne i foringsrøret, så som broplugger eller sand, som må fjernes fra brønnen, eller som kan føre til operasjonelle problemer senere. Ulempen er at frakturering med begrenset inngang ofte ikke virker
godt for tykke intervaller, fordi den resulterende frakturen ofte er for trang (proppermiddelet kan i det hele tatt ikke pumpes inn i den trange frakturen, og forblir i brønnhullet), og fordi det initiale, høye brønnhullstrykket kanskje ikke varer. Når sandmaterialet pumpes, blir perforeringsdiametrene raskt erodert til større dimensjoner, hvilket reduserer det innvendige brønnhullstrykket. Nettoresultatet kan bli at ikke hele målesonen stimuleres. En ytterligere bekymring er muligheten for at strømningskapasiteten inn i brønnhullet skal begrenses av det lave antallet perforeringer.
Problemene som er et resultat av mangel på stimulering av hele målsonen eller bruk av mekaniske fremgangsmåter som utgjør større fare og har større kostnader, som beskrevet ovenfor, kan løses ved å bruke begrensede, konsentrert perforerte intervaller som avdeles av kuletetninger. Sonen som skal behandles kan deles i delsoner med perforeringer tilnærmet i senter av hver av disse delsonene, eller delsoner kan velges basert på analyser av formasjonen, for å finne frem til ønskede fraktureringslokaliseringer. Fraktureringstrinnene blir deretter pumpet med avdeling ved hjelp av kuletetninger på slutten av hvert trinn. Spesifikt kan 300 meter (1000 fot) av den samlede formasjon deles i ti delsoner på ca. 30 meter (ca. 100 fot) hver. Ved senteret av hver delsone på 30 meter (100 fot), kan det skytes ti perforeringer ved en tetthet på tre skudd per meter (et skudd per fot) av foringsrøret. Et fraktureringstrinn kan da pumpes med sandholdig fluid etterfulgt av ti eller flere kuletetninger, minst én for hver åpne perforering i et enkelt perforeringssett eller intervall. Prosessen vil bli gjentatt inntil alle perforeringssettene er frakturert. Et slikt system er beskrevet i nærmere detalj i US patent nr. 5,890,536, ustedt 6. april 1999.
Historisk har alle sonene som skal behandles i én bestemt jobb blitt perforert før pumping av behandlingsfluider, og kuletetninger er blitt anvendt for å avdele behandlingsfluider fra soner som allerede er brutt ned eller som på annen måte tar den største strømmen av fluider til andre soner som tar mindre, eller intet, fluid før frigjøringen av kuletetninger. Behandling og tetting fortsatte teoretisk sone for sone i avhengighet av relative nedbrytingstrykk eller permeabiliteter, men man støtte ofte på problemer med kuler som satte seg for tidlig på én eller flere av de åpne perforeringene på utsiden av målintervallet, og med to eller flere soner som ble behandlet samtidig.
Figur 1 viser det generelle konsept med bruk av kuletetninger som et avledningsmiddel for stimulering av flere perforeringsintervaller. Figur 1 viser perforeringsintervallene 32, 33 og 34 i en eksemplifiserende brønn 30. På figur 1 har det perforerte intervallet 33 blitt stimulert med hydraulisk proppefraktureringsmateriale 46, og er i ferd med å bli tettet av kuletetninger 12 (i brønnhullet) og kuletetninger 14 (som allerede sitter på perforeringene). Under ideelle forhold, når kuletetningene 12 og kuletetningene 14 tetter perforeringsintervallet 33, vil brønnhullstrykket stige, hvilket forårsaker at et annet enkeltstående perforeringsintervall brytes ned. Denne teknikken forutsetter at hvert perforeringsintervall eller delsone brytes ned og fraktureres ved tilstrekkelig differansetrykk til at hvert trinn av behandlingen kun vil gå inn i et sett av perforeringer. I enkelte tilfeller kan imidlertid flere perforeringsintervaller brytes ned ved tilnærmet det samme trykk, slik at et enkelt behandlingstrinn faktisk kan gå inn i flere intervaller og føre til suboptimal stimulering. Selv om det finnes en fremgangsmåte til å konstruere en flertrinns fraktureringsbehandling med kuletetningsavledning slik at kun et sett av perforeringer fraktureres av hvert trinn av fluid som pumpes, så som offentliggjort i US patent nr. 6,186,230, utstedt 13. februar 2001, er den optimale bruk av denne fremgangsmåten avhengig av formasjonskarakteristika og krav til stimuleringsjobben; som sådan kan det i enkelte tilfeller være at det ikke er mulig å optimalt implementere behandlingen slik at kun én sone behandles om gangen. De primære fordeler ved kuletetningsavledning er lav kostnad og lav fare for mekaniske problemer. Kostnadene er lave fordi prosessen typisk kan kompletteres i en kontinuerlig operasjon, vanligvis i løpet av kun noen få timer på en enkelt dag. Kun kuletetningene blir tilbake i brønnhullet, enten for å strømme ut sammen med produserte hydrokarboner eller de faller til bunnen av brønnen i et område kjent som rottehullet (eller skraphullet). Den primære ulempen er den manglende mulighet for å være sikker på at kun et sett av perforeringer vil fraktureres samtidig, slik at det korrekte antallet kuletetninger slippes på slutten av hvert behandlingstrinn. Faktisk avhenger optimal nytte av prosessen av at fraktureringstrinnet går inn i formasjonen gjennom kun et sett perforeringer, og at alle andre åpne perforeringer blir hovedsakelig upåvirket under dette behandlingstrinnet. Videre ulemper er at man ikke kan være sikker på at alle de perforerte intervallene vil bli behandlet, og usikkerhet forbundet med rekkefølgen for behandling av disse intervallene mens jobben er under utførelse. I enkelte tilfeller kan det være at det ikke er mulig å styre behandlingen slik at individuelle soner behandles med de enkelte behandlingstrinn.
Andre fremgangsmåter er blitt foreslått for å løse de bekymringer som er relatert til stimulering av frakturer i soner i forbindelse med perforering. Disse forslagene inkluderer 1) bruk av en sandoppslemming i brønnhullet under perforering med overbalansert trykk, 2) dumping av sand fra en borehullspumpe samtidig med avfyring av perforeringsladningene, og 3) plassering av sand i en separat beholder som utløses med eksplosiver. Alle disse forslagene muliggjør kun minimal fraktureringspenetrering rundt brønnhullet, og kan ikke tilpasses til behovene ved flertrinns hydraulisk frakturering som her er beskrevet. Det er følgelig behov for en fremgangsmåte til individuell behandling av hvert av flere intervaller i et brønnhull under opprettholdelse av de økonomiske fordeler ved flertrinnsbehandling. Det er også et behov for en fremgangsmåte til konstruksjon av en fraktureringsbehandling som økonomisk kan redusere de iboende farer i de per i dag tilgjengelige fraktureringsbehandlingsmuligheter for hydrokarbonhoIdige formasjoner med flerdelte eller lagdelte reservoarer med tykkelser som overstiger ca. 60 meter (200 fot).
Fra US 5,934,377 er det kjent en fremgangsmåte som angitt i innledningen av krav 1. Heller ikke med denne fremgangsmåte er det mulig å behandle flere perforerte brønnintervaller etter hverandre uten å måtte fjerne perforeringsinnretningen fra brønnen mellom disse.
Denne oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for behandling av flere intervaller i en eller flere undergrunnsformasjoner som er gjennomskåret av et foret brønnhull, hvilken fremgangsmåte omfatter: a) bruk av en perforeringsinnretning for å perforere minst et intervall i den ene eller de flere undergrunnsformasjoner b) pumping av et behandlingsfluid inn i perforeringene som er dannet i det minst ene intervall ved hjelp av perforeringsinnretningen c) plassering av ett eller flere avledningsmiddel i brønnhullet for å blokkere videre fluidstrøm inn i perforeringene på en måte som kan oppheves og d) gjentagelse av i det minste trinn a) til b) for minst ett intervall til i den ene eller de flere undergrunnsformasjoner
karakterisert ved at etter trinn (a) og før blokkering av fluidstrøm inn i nevnte perforeringer blir perforeringsinnretningen brakt tilbake på en passende plass i brønnhullet for ikke å hindre pumpingen av behandlingsfluidet og uten å fjerne perforeringsinnretningen fra brønnhullet.
Forskjellige utførelser av oppfinnelsen er angitt i de selvstendige krav.
Den foreliggende oppfinnelsen og dens fordeler vil bedre forstås ved henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de ledsagende tegninger, hvor:
Figur 1 er et skjematisk riss av et brønnhull, og viser kuletetninger som brukes for å tette en frakturert delsone i et perforert brønnhull. Figur 2 er en illustrasjon av en representativ typisk brønnhullskonfigurasjon med periferiutstyr som kan brukes til å holde perforeringsinnretningen når perforeringsinnretningen utplasseres på kabel. Figur 3 viser en perforeringsinnretning med selektiv avfyring, opphengt i en kabel i et uperforert brønnhull, og posisjonert ved den dybdelokalisering som skal perforeres av det første sett av selektivt avfyrte perforeringsladninger. Figur 4 viser perforeringsinnretningen og brønnhullet på figur 3 etter at det første sett av selektivt avfyrte perforeringsladninger er avfyrt, hvilket resulterer i perforeringshull gjennom foringsrøret og sementkappen og inn i formasjonen, slik at det etableres hydraulisk kommunikasjon mellom brønnhullet og formasjonen. Figur 5 viser brønnhullet på figur 4 etter at perforeringsinnretningen er blitt beveget oppover og bort fra den første perforerte sone, og den første målsonen er hydraulisk fakturert ved pumping av en oppslemming av proppemateriale og fluid inn i formasjonen via det første sett av perforeringshull. Figur 6 viser perforeringsinnretningen og brønnhullet på figur 5 etter at kuletetninger er blitt injisert i brønnhullet og begynner å sette seg på og tette det første sett av perforeringshull. Figur 7 viser brønnhullet på figur 6 etter at kuletetningene har tettet det første sett av perforeringshull, hvor perforeringsinnretningen er blitt posisjonert ved dybdelokaliseringen i det annet intervall, og det annet intervall er perforert av det annet sett av selektivt avfyrte perforeringsladninger på perforeringsinnretningen. Figur 8 viser brønnhullet på figur 7 etter at perforeringsinnretningen er blitt beveget oppover og bort fra den annen perforerte sone og med den annen målsone hydraulisk frakturert ved pumping av en oppslemming av proppermateriale og fluid inn i formasjonen via det annet sett av perforeringshull. Figur 9 viser en perforeringsinnretning med en selektiv avfyring som er opphengt i en kabel i et uperforert brønnhull som inneholder en mekanisk soneisolasjonsinnretning ("kraftventil") hvor perforeringsinnretningen er posisjonert ved den dybdelokalisering som skal perforeres av det første sett av perforeringsinnretninger med selektiv avfyring. Perforeringsinnretningen på denne illustrasjonen inneholder også en låsinnretning for å tilveiebringe en anordning for å aktuere den mekaniske soneisolasjonsinnretning. Figur 10 viser perforeringsinnretningen og brønnhullet på figur 9 etter at det første sett av selektivt avfyrte perforeringsladninger er avfyrt, hvilket har resultert i perforeringshull gjennom foringsrøret og sementkappen og inn i formasjonen, slik at det er etablert hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og formasjonen. Figur 11 viser brønnhullet på figur 10 etter at perforeringsinnretningen er blitt beveget ovenfor den første perforerte sone, og den første målsone er blitt hydraulisk frakturert ved pumping av en oppslemming av proppemateriale og fluid inn i formasjonen via det første sett av perforeringshull. Figur 12 viser perforeringsinnretningen og brønnhullet på figur 11 etter at perforeringsinnretningen har aktuert den mekaniske isolasjonsinnretning og etter at den mekaniske isolasjonsinnretning har tettet det første sett av perforeringshull mot brønnhullet over isolasjonsinnretningen. Figur 13 viser brønnhullet på figur 12, hvor perforeringsinnretningen er blitt posisjonert ved dybdelokaliseringen for det annet intervall, og det annet intervall er perforert av det annet sett av selektivt avfyrte perforeringsladninger på perforeringsinnretningen. Figur 14 viser brønnhullet på figur 13 etter at perforeringsinnretningen er blitt beveget videre oppover i hullet fra den annen perforerte sone, og den annen målsone er blitt hydraulisk frakturert ved pumping av en oppslemming av proppemateriale og fluid inn i formasjonen via det annet sett av perforeringshull. Figur 15 viser et forflytningsverktøy for en glidehylse, opphengt i en skjøtt rørstreng i et brønnhull som inneholder glidehylseinnretninger som mekaniske soneisoleringsinnretninger. Glidehylseinnretningen har hull som ble forborret på overflaten før utplassering av glidehylsene i brønnhullet. Forflytningsverktøyet for glidehylsen brukes til å åpne og lukke glidehylsene etter ønske for å tilveiebringe hydraulisk forbindelse og stimulering av de ønskede soner uten fjerning av forflytningsverktøyet for glidehylsen fra brønnhullet. Figur 16 viser bruk av et traktorsystem som anvendes sammen med perforeringsinnretningen for å styre plassering og posisjonering av perforeringsinnretningen i brønnhullet. Figur 17 viser bruk av abrasiv eller erosiv fluidstråleskjæreteknologi for perforeringsinnretningen. Perforeringsinnretningen består av et strålingsverktøy som utplasseres på kveilerør slik at en abrasiv eller erosiv fluidstråle med høyt trykk og høy hastighet brukes til å penetrere produksjonsforingsrøret og den omgivende sementkappe for å etablere hydraulisk forbindelse med det ønskede formasjonsintervall.
Den foreliggende oppfinnelse vil bli beskrevet i forbindelse med sine foretrukne utførelser. I den utstrekning den følgende beskrivelse er spesifikk for en bestemt utførelse eller en bestemt bruk av oppfinnelsen, er det imidlertid meningen at dette kun er illustrativt, og det må ikke tolkes som begrensende for oppfinnelsens omfang. Tvert imot er det meningen å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som er inkludert i oppfinnelsens idé og ramme, som angitt i de ledsagende krav.
Hydraulisk frakturering ved bruk av et behandlingsfluid omfattende en oppslemming av proppematerialer med et bærefluid vil bli brukt for mange av de eksempler som her er beskrevet, hvilket skyldes den relativt store kompleksitet ved slike operasjoner sammenlignet med frakturering med fluid alene, eller sammenlignet med kjemisk stimulering. Den foreliggende oppfinnelse er imidlertid like anvendbar på operasjoner med kjemisk stimulering, som kan inkludere én eller flere behandlingsfluider som er syreho Idige eller har organiske løsemidler.
Spesifikt omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte til individuell behandling av hver av flere intervaller i et brønnhull for å øke enten produktivitet eller injiserbarhet. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ny fremgangsmåte for å sikre at en enkelt sone behandles med et enkelt behandlingstrinn. Oppfinnelsen involverer individuell og sekvensiell perforering av de ønskede flere soner med en perforeringsinnretning i brønnhullet under pumping av de flere trinn av stimuleringsbehandling og utplassering av kuletetninger eller andre avledningsmaterialer og/eller aktuering av mekaniske avledningsinnretninger for å tilveiebringe nøyaktig styrt avledning av behandlingstrinnene. Med hensyn til denne søknaden, skal "brønnhull" forstås å inkludere alt tettet utstyr over bakkenivå, så som brønnhodet, rørpasstykker, utblåsingssikringer og smøreapparat, så vel som alle komponenter i brønnen under bakkenivå.
Det skal nå vises til figur 2, hvor et eksempel på den type overflateutstyr som kan brukes i den første foretrukne utførelse vil være en opprigging som bruker et meget langt smøresystem 2 som er opphengt høyt oppe i luften av en kranarm 6 som er festet til et kranfundament 8. Brønnhullet omfatter typisk en lengde av overflateforingsrør 78 delvis eller fullstendig inne i en sementkappe 80, og et produksjonsforingsrør 82 som befinner seg delvis eller fullstendig inne i en sementkappe 84, hvor den innvendige vegg i brønnhullet består av produksjonsforingsrøret 82. Brønnhullets dybde strekker seg fortrinnsvis en avstand nedenfor det laveste intervallet som skal stimuleres, for å romme den lengde av perforeringsinnretningen som vil bli festet til enden av kabelen 107. Ved bruk av operasjonelle fremgangsmåter og prosedyrer som er velkjent for fagpersoner innen området opprigging og installasjon av kabelverktøy i et brønnhull under trykk, blir kabelen 107 innsatt i brønnhullet ved bruk av smøresystemet 2.1 smøresystemet 2 blir det også installert utblåsingssikringer 10 for kabelen, hvilke kan fjernaktueres i tilfelle av operasjonelle problemer. Kranfundamentet 8, kranarmen 6, smøresystemet 2, utblåsingssikringene 10 (og deres tilhørende underordnede kontroll og/eller aktuerings-komponenter) er standard utstyrskomponenter som er velkjent for fagpersoner innen området, og som vil passe til fremgangsmåter og prosedyrer for sikker installasjon av en kabelperforeringsinnretning i en brønn under trykk, og senere fjerning av kabelperforeringsinnretningen fra en brønn under trykk. Med lett tilgjengelig eksisterende utstyr kan høyden til toppen av smøresystemet 2 være ca. 30 meter (100 fot) fra bakkenivå. Kranarmen 6 og kranfundamentet 8 vil bære lasten av smøresystemet 2 og ethvert lastkrav som forventes for kompletteringsoperasjonene. Generelt må smøresystemet 2 ha en lengde som er større enn lengden av perforeringsinnretningen, for å gjøre det mulig for perforeringsinnretningen å kunne plasseres sikkert i et brønnhull under trykk. Avhengig av kravene til samlet lengde, kan andre opphengssystemer for smøresystemet (kompletterings/overhalingsrigger som passer for formålet) også brukes. Alternativt, for å redusere kravene til samlet høyde ved overflaten, kan et nedihulls smøresystem som ligner det som er beskrevet i US patent nr. 6,056,055, utstedt 2. mai 2000, brukes som en del av brønnhullskonstruksjonen og kompletteringsoperasjonene.
Figur 2 viser også flere forskjellige brønnhoderørpasstykker som kan brukes til strømningsregulering og hydraulisk isolasjon under oppriggingsoperasjoner, stimuleringsoperasjoner og nedriggingsoperasjoner. Soneventilen 16 tilveiebringer en innretning for isolering av det parti av brønnhullet som befinner seg ovenfor kroneventilen 16 fra det parti av brønnhullet som befinner seg nedenfor kroneventilen 16. Den øvre hovedfraktureringsventilen 18 og den nedre hovedfraktureringsventilen 20 tilveiebringer også ventilsystemer for isolasjon av brønnhullstrykk ovenfor og nedenfor deres respektive lokaliseringer. Avhengig av praksis som er spesifikk for stedet og utformingen av stimuleringsjobben, er det mulig at ikke alle disse ventilene av isolasjonstypen faktisk er nødvendig eller blir brukt.
Sideutløpsinjeksjonsventilene 22 vist på figur 2 tilveiebringer en lokalisering for injeksjon av stimuleringsfluider i brønnhullet. Røret fra overflatepumpene og tankene som brukes for injeksjon av stimuleringsfluidene vil bli festet med passende rørdeler og/eller koblinger til sideutløpsinjeksjonsventilene 22. Stimuleringsfluidene vil deretter pumpes inn i produksjonsforingsrøret 82 via dette strømningsløpet. Med installasjon av annet passende strømningsreguleringsutstyr, kan fluid også produseres fra brønnhullet ved bruk av sideutløpsinjeksjonsventilene 22. Kabelisolasjonsverktøyet 14 tilveiebringer en anordning for å beskytte kabelen mot direkte støt fra proppematerialhoIdige fluider som injiseres inn i sideutløpsinjeksjonsventilene 22.
En utførelse av den oppfinneriske fremgangsmåte, hvor det brukes kuletetninger som avledningsmiddel for dette hydrauliske fraktureringseksempel, involverer å anordne en perforeringsinnretning slik at den inneholder flere sett av ladninger, slik at hvert sett kan avfyres separat ved hjelp av én eller annen utløsningsmekanisme. Som vist på figur 3 utplasseres en perforeringsinnretning 101 med selektiv avfyring ved hjelp av kabelen 107. Perforeringsretningen 101 med en selektiv avfyring som for illustrative formål er vist på figur 3 består av et kableholder/skjærutløsning/-fiskehalsstykke 110, en foringsrørkoplingsføler 112, en øvre magnetisk desentreringsenhet 114, en nedre magnetisk desentreringsenhet 160, og fire bærere 152, 142, 132, 122 for perforeringsladninger med selektiv avfyring. Bæreren 152 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 154, og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 150 for selektiv avfyring. Bæreren 142 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 144, og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 140 for selektiv avfyring. Bæreren 132 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 134, og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 130 for selektiv avfyring. Bæreren 122 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 124, og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 120 for selektiv avfyring. Denne type perforeringsinnretning med selektiv avfyring og tilhørende overflateutstyr og operasjonsprosedyrer er velkjent for fagpersoner innen området perforering av brønnhull.
Som vist på figur 3 vil perforeringsinnretningen 101 deretter bli posisjonert i brønnhullet ved perforeringsladningene 154 ved lokaliseringen for den første sone som skal perforeres. Posisjonering av perforeringsinnretningen 101 vil lett kunne utføres og oppnås ved bruk av foringsrørkoplingsføleren 112. Deretter, som vist på figur 4, vil de ti perforerings ladningene 154 bli avfyrt for å danne ti perforeringshull 210 som penetrerer produksjonsforingsrøret 82 og sementkappen 84 for å etablere et strømningsløp med den første sone som skal behandles. Perforeringsinnretningen 101 kan deretter passende reposisjoneres inne i brønnhullet for ikke å forstyrre pumpingen av behandlingen og/eller kuletetningenes baner, og den vil fortrinnsvis bli posisjonert slik at perforerings ladningene 144 lokaliseres ved den neste sone som skal perforeres. Som vist på figur 5, etter perforering av den første sone, vil det første trinnet i behandlingen bli pumpet og positivt presset inn i den første sone via det første sett av ti perforeringshull 210, hvilket resulterer i dannelsen av en hydraulisk propperfraktur 212. Nær slutten av det første behandlingstrinn vil en mengde kuletetninger eller andre avledningsmidler som er tilstrekkelig til å tette det første sett av perforeringer bli injisert i det første behandlingstrinnet.
Etter injeksjon av avledningsmaterialet, vil pumping fortrinnsvis fortsette med en konstant mengde med det andre behandlingstrinnet uten å stoppe mellom trinnene. Under antagelse av bruk av kuletetninger, vil pumping fortsette når det første settet av kule-tetninger nådde og begynte å tette det første perforeringssettet, som vist på figur 6. Som vist på figur 6 har kuletetninger 216 begynt å sette seg og tette perforeringshull 210; mens kuletetninger 214 fortsetter å strømme nedover sammen med fluidstrømmen mot perforeringshullene 210.
Som vist på figur 7, med det første settet av perforeringshull 210 tettet av kuletetninger 218, vil perforeringsrinnretningen 101, hvis den ikke allerede er posisjonert korrekt, bli reposisjonert slik at de ti perforeringsladningene 144 vil befinne seg motsatt den andre sonen som skal behandles. De ti perforeringsladningene 144 vil deretter avfyres som vist på figur 7, for å danne et annet sett av de perforeringshull 220 som penetrerer brønnhullet for å etablere et strømningsløp med den annen sone som skal behandles. Det vil forstås at ethvert gitt sett av perforeringer om ønskelig kan være et sett av én perforering selv om generelt flere perforeringer vil tilveiebringe forbedrede behandlingsresultater. Generelt vil det ønskede antall, størrelse og orientering av perforeringshullene som brukes til å penetrere foringsrøret for hver sone delvis blir valgt basert på konstruksjonskrav til stimuleringsjobben, avledningsmidler og formasjons- og reservoaregenskaper. Det vil også forstås at mer enn ett segment av kanonsammenstillingen om ønskelig kan avfyres for å oppnå målantallet av perforeringer, uansett om dette er for å avhjelpe en faktisk eller fornemmet feilslått avfyring, eller det simpelthen er for å øke antallet perforeringer. Det vil også forstås at et intervall ikke nødvendigvis er begrenset til en enkelt reservoarsandstein. Flere sandsteinsintervaller kan behandles som et enkelt trinn ved bruk av for eksempel noen elementer fra avledningsmetoden med begrenset inngang innenfor et gitt behandlingstrinn. Selv om det er foretrukket å forsinke avfyringen av hvert sett av perforeringsladninger inntil noe av eller alt avledningsmiddelet/avledningsmidlene har passert forbi og befinner seg nedstrøms perforeringsinnretningen, vil det også forstås at ethvert sett av perforeringsladninger kan avfyres på ethvert tidspunkt under stimuleringsbehandlingen.
Det vil også forstås at utløsningsmekanismen som brukes til selektiv avfyring av ladningen kan aktueres enten ved en menneskelig handling eller ved automatiske fremgangsmåter. For eksempel kan en menneskelig handling involvere at en person manuelt aktiverer en bryter for å slutte avfyringskretsen og utløse avfyringen av ladningene; mens en automatisert anordning kan involvere et datamaskinstyrt system som automatisk avfyrer ladningene når det skjer en viss hendelse, så som en brå endring i brønnhullstrykk eller detektering av at kuletetninger eller det siste deltrinnet av proppematerialet har passert forbi kanonen. Utløsningsmekanismen og utstyr som er nødvendig for automatisk ladningsavfyring kan fysisk være lokalisert på overflaten, inne i brønnhullet, eller det kan være en komponent på perforeringsinnretningen.
Figur 8 viser perforeringsinnretningen 101 slik den deretter fortrinnsvis vil bli posisjonert, med ti perforeringsladninger 134 tilstøtende den tredje sone som skal behandles, hvilket minimaliserer antallet bevegelser og teoretisk reduserer sannsynligheten for bevegelsesrelaterte komplikasjoner. Denne posisjoneringen vil også redusere sannsynligheten for nødvendige endringer i pumpemengde for å regulere trykket under bevegelse av kanonen, hvilket ytterligere reduserer faren for komplikasjoner. Pumpingen av det annet trinn vil fortsette slik at det annet behandlingstrinn positivt presses inn i den annen sone via det annet sett av perforeringshull 220, hvilket resulterer i dannelsen av en hydraulisk proppefraktur 222. Nær enden av det annet behandlingstrinn vil en mengde kuletetninger som er tilstrekkelig for å tette det annet sett av perforeringshull 220 bli injisert i det annet behandlingstrinn. Etter injeksjonen av kuletetninger og injeksjonen av det annet behandlingstrinn i brønnhullet, fortsetter pumping med det tredje behandlingstrinn. Pumping vil fortsette inntil den annen utplassering av kuletetninger har satt seg på det annet perforeringssett. Prosessen som er definert ovenfor vil deretter gjentas for det ønskede antall intervaller som skal behandles. For den spesifikke perforeringsinnretning 101 som for beskrivende formål er omtalt på figur 3 til figur 8, kan samlet opptil fire formasjonsintervaller behandles i dette spesifikke eksempelet siden perforeringsinnretningen 101 inneholder fire bærere 152, 142, 132 og 122 for perforeringsladninger med selektiv avfyring, med hvert sett av perforeringsladninger 154, 144, 134 og 122 som kan individuelt styres og selektivt avfyres under behandlingen. I sin mest generelle form er denne fremgangsmåten anvendbar for behandling av to eller flere intervaller med en enkelt brønnhullsinngang av perforeringsinnretningen 101.
Intervaller kan generelt grupperes for behandling basert på reservoaregenskaper, betraktninger vedrørende konstruksjon av behandlingen, eller utstyrsbegrensninger.
Etter hver gruppe av intervaller (fortrinnsvis to eller flere), ved enden av en arbeidsdag (ofte begrenset av lysforholdene), eller hvis man påtreffer vanskeligheter med tetting av én eller flere soner, vil en broplugg eller annen mekanisk innretning fortrinnsvis brukes for å isolere gruppen av intervaller som allerede er behandlet fra den neste gruppe som skal behandles. Én eller flere broplugger som settes ved selektiv avfyring eller fraktureringslede-elementer kan også anvendes på perforeringskanonsammenstillingen og settes om ønskelig i løpet av stimuleringsoperasjonen ved bruk av et setteverktøy med selektiv avfyring for å tilveiebringe positiv mekanisk isolasjon mellom perforerte intervaller og for å eliminere behovet for en separat kabelkjøring for å sette mekaniske isolasjonsinnretninger eller avledningsmidler mellom grupper av fraktureringstrinn. Selv om perforeringsinnretningen som er beskrevet i denne utførelsen brukte fjernavfyrte ladninger for å perforere foringsrøret og sementkappen, kan alternative perforerings innretninger inkludert, men ikke begrenset til, vann og/eller abrasiv stråleperforering, kjemisk oppløsning eller laserperforering brukes innenfor rammen av denne oppfinnelsen med den hensikt å danne et strømningsløp mellom brønnhullet og den omgivende formasjon. I forbindelse med denne oppfinnelsen vil uttrykket "perforeringsinnretning" bli brukt i bred betydning og inkludere alle de ovenstående, så vel som enhver aktueringsinnretning som er opphengt i brønnhullet med den hensikt å aktuere ladninger, eller andre innretninger som kan transporteres av foringsrøret eller andre anordninger som befinner seg utenfor aktueringsinnretningen for å etablere hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og formasjonen.
Perforeringsinnretningen kan være en perforeringskanonsammenstilling som består av kommersielt tilgjengelige kanonsystemer. Disse kanonsystemene kan inkludere et "selektivt avfyringssystem", slik at én enkelt kanon ville bestå av flere sett perforeringsladninger. Hvert individuelle sett av én eller flere perforeringsladninger kan fjernstyres og avfyres fra overflaten ved bruk av elektriske signaler, radiosignaler, trykksignaler, fiberoptiske signaler eller andre aktueringssignaler. Hvert sett av perforeringsladninger kan konstrueres (antallet ladninger, antallet skudd per fot (per meter), hullstørrelse, penetrasjonskarakteristika) for optimal perforering av den individuelle sone som skal behandles med et individuelt trinn. Kanonrør varierer i størrelse fra ca. 42,9 mm (1-11/16 tomme) utvendig diameter til 66,7 mm (2-5/8 tomme) utvendig diameter, og utgjøres av hule ladningsbærere av stål som er kommersielt tilgjengelige og lett kan fremstilles med tilstrekkelig kraftige perforeringsladninger til tilfredsstillende å penetrere foringsrør med en diameter på 114,3 mm (4-1/2 tomme) eller større. For anvendelse i denne oppfinneriske fremgangsmåten, vil kanoner med mindre diametre generelt være foretrukket så lenge de resulterende perforeringene kan tilveiebringe tilstrekkelig hydraulisk forbindelse med formasjonen for å muliggjøre passende stimulering av reservoarformasjonen. Generelt kan den oppfinneriske fremgangsmåte enkelt anvendes i produksjonsforingsrør med en diameter på 114,3 mm (4-1/2 tomme) eller større, sammen med eksisterende, kommersielt tilgjengelige perforeringskanonsystemer og kuletetninger. Ved bruk av andre avledningsmidler eller mindre kuletetninger, kan den oppfinneriske fremgangsmåte anvendes i mindre foringsrør. Hver individuelle kanon kan ha en lengde i størrelsesorden fra 0,61 m (2 fot) til 2,4 m (8 fot), og inneholde i størrelsesorden 8 til 20 perforeringsladninger som er plassert langs kanonrøret, med en skuddavstand som varierer mellom 3,3 og 19,7 skudd per meter (mellom 1 og 6 per fot), men fortrinnsvis mellom 6,6 og 13,1 skudd per meter (mellom 2 og 4 skudd per fot). I en foretrukket utførelse kan så mange som 15 til 20 individuelle kanoner stables oppå hverandre, slik at det sammenstilte kanonsystemets samlede lengde fortrinnsvis holdes mindre enn ca. 24 til 30 meter (80 til 100 fot). Denne samlede kanonlengden kan plasseres i brønnhullet ved bruk av lett tilgjengelige overflatekran- og smøresystemer. Lengre kanonlengder kan også brukes, men dette vil generelt kreve ytterligere utstyr eller spesialutstyr.
Perforeringsinnretningen kan transporteres ned i hullet ved hjelp av forskjellige anordninger og disse kan inkludere systemer som transporteres med elektrisk ledning, kabel, glatt ståltråd, konvensjonell rørstreng, kveilerør og foringsrør. Perforeringsinnretningen kan forbli i hullet etter perforering av den første sone, og deretter posisjoneres til den neste sone før, under eller etter behandling av den første sone. Perforeringsinnretningen vil fortrinnsvis bli beveget ovenfor nivået for de åpne perforeringer eller inn i smøreapparatet på et tidspunkt før kuletetningene frigjøres i brønnhullet, men de kan også være i enhver annen posisjon inne i brønnhullet hvis det er tilstrekkelig klaring til at kuletetningene eller annet avledningsmateriale kan passere, eller at kanonen kan passere de satte kuletetningene, hvis dette er nødvendig. Alternativt, særlig hvis behandlingen utføres fra det høyeste til det laveste sett perforeringer, kan den oppbrukte perforeringsinnretningen frigjøres fra transportmekanismen og slippes i hullet.
Alternativt, avhengig av konstruksjonen av behandlingen og antallet soner, kan perforeringsinnretningen fjernes fra brønnhullet ved at den trekkes under et gitt trinn i behandlingen, for utbytting og deretter innsetting tilbake i brønnhullet. Tidsvarigheten og således kostnaden av kompletteringsoperasjonen kan minimeres ved bruk av grunne, nærliggende brønner som er boret innenfor rekkevidde av kranen som holder smøresystemet på plass. De grunne, nærliggende brønnene vil ha overflateholdekiler, slik at ekstra kanonsammenstillinger kan holdes og lagres sikkert på plass nedenfor bakkenivå, og raskt kan plukkes opp for å minimalisere tidskrav ved utbytting av kanoner. Perforeringsinnretningen kan forhåndsdimensjoneres og konstrueres slik at den tilveiebringer flere sett perforeringer. En broplugg eller en annen mekanisk avledningsinnretning med en selektiv avfyring eller en annen aktueringsmetode kan utgjøre en del av perforeringsinnretningen som skal settes før eller etter, men fortrinnsvis før perforering.
Ved bruk av kuletetninger som avledningsmiddel og et perforeringskanonsystem med en selektiv avfyring som perforeringsinnretning, vil perforeringskanonsystemet med en selektiv avfyring fortrinnsvis inneholde en innretning for positiv posisjonering (eksempelvis sentralisering eller desentralisering) av kanonen i forhold til produksjonsforingsrøret for å besørge skyting av perforeringer som har en relativt sirkulær form med fortrinnsvis en relativt jevn kant for bedre å fremme tetting av perforeringene med kuletetting. En slik perforeringsanordning som kan brukes i den oppfinneriske fremgangsmåte er beskrevet i den samverserende U.S. foreløpige søknad innlevert 19. juni 2001, benevnt "Perforating Gun Assembly for Use in Multi-Stage Stimulation Operations" (PM# 2000.04, R.C. Tolman m. fl.). Ved enkelte anvendelser kan det være ønskelig å bruke mekaniske eller magnetiske posisjoneringsinnretninger, med perforeringsladninger som er orientert i ca. 0 grader og 180 grader i forhold til omkretsposisjonen av posisjoneringsinnretningen (som vist på figur 3) for å tilveiebringe de relativt sirkulære perforeringshull.
Et kanonsystem med en selektiv avfyring eller en annen perforeringsinnretning vil fortrinnsvis inneholde en dybdekontrollinnretning så som en foringsrørkoplingsføler (casing coilar locator, CCL) som kan brukes til å lokalisere perforeringskanoner ved den passende nedihulls dybdeposisjon. For eksempel, hvis perforeringsinnretningen er opphengt i brønnhullet ved bruk av kabel, kan en konvensjonell kabel-CCL utplasseres på perforeringsinnretningen; alternativt, hvis perforeringsinnretningen er opphengt i brønnhullet ved bruk av rørstreng, kan en konvensjonell mekanisk CCL utplasseres på perforeringsinnretningen. I tillegg til CCL, kan perforeringsinnretningen også være konfigurert til å inneholde annen instrumentering for måling av reservoaregenskaper, fluidegenskaper og brønnhullsegenskaper slik dette anses ønskelig for en gitt anvendelse. For eksempel kan temperatur- og trykkmåleinstrumenter anvendes for å måle nedihullsfluidtemperatur og trykktilstander under behandlingen; en nukleær fluidtetthetslogginnretning kan brukes til å måle effektiv nedihullsfluidtetthet (hvilket ville være særlig nyttig for å bestemme nedihulls fordeling og lokalisering av proppemateriale under en hydraulisk proppemiddelfrakturbehandling; et radioaktivt detektorsystem (eksempelvis gammastråle- eller nøytronmålesystemer) kan brukes for å lokalisere hydrokarbonhoIdige soner eller identifisere eller lokalisere radioaktivt materiale innenfor brønnhullet eller formasjonen. Perforeringsinnretningen kan også konfigureres til å innholde innretninger eller komponenter for å aktuere mekaniske avledningsmidler som utplasseres som en del av produksjonsforingsrøret.
Under antagelse av at det brukes en kanonsammenstilling med selektiv avfyring, vil kabelen fortrinnsvis være en armeringsbelagt monokabel med en diameter på 7,9 mm (5/16 tomme) eller større. Denne kabelen kan typisk ha et foreslått arbeidsstrekk på ca. 24,5 kN (5500 Ibs) eller større, hvilket tilveiebringer en betydelig trekkraft som muliggjør kanonbevegelse over et bredt område av strømningstilstander ved stimuleringsbehandlingen. Kabel med større diameter kan brukes for å gi økte grenser for arbeidsstrekk ettersom det basert på felterfaring anses nødvendig.
En alternativ utførelse ville være å bruke perforeringsladninger som transporteres med produksjonsforingsrør, slik at perforeringsladningene ble bygget inn i eller festet til produksjonsforingsrøret på en slik måte at det tillater selektiv avfyring. For eksempel kan selektiv avfyring utføres via hydraulisk aktuering fra overflaten. Posisjonering av ladningene i foringsrøret og aktuering av ladningene fra overflaten via hydraulisk aktuering kan redusere mulige bekymringer med hensyn til kuletetningsklaring, skade på kanonen av fraktureringsfluider, eller brodannelse av fraktureringsproppematerialet i brønnhullet på grunn av tilstopping av strømningsløpet av perforeringskanonen.
Som et eksempel på konstruksjonen av fraktureringsbehandlingen for simulering av en sandsteinlinse med en størrelse på 60,7 da (15 acre) inneholdende hydrokarbongass, kan det første fraktureringstrinnet bestå av "deltrinn" som følger: (a) 18,9 m<3> (5000 gallons) av vann med 2% KC1; (b) 7,6 m<3> (2000 gallons) av fornettet gel inneholdende 120 kg/m<3> (et pund per gallon) av proppemateriale; (c) 11,4 m<3> (3000 gallons) fornettet gel inneholdende 240 kg/m<3> (2 pund per gallon) proppemateriale; (d) 18,9 m<3> (5000 gallons) fornettet gel inneholdende 360 kg/m<3> (3 pund per gallon) proppemateriale; (e) 11,4 m3 (3000 gallons) fornettet gel inneholdende 480 kg/m3 (4 pund per gallon), slik at 15876 kg (35 000 pund) proppermateriale plasseres i den første sonen.
Ved eller nær kompletteringen av det siste deltrinnet i sandstein av det første fraktureringstrinnet, blir en tilstrekkelig mengde kuletetninger for å tette antallet perforeringer som mottar fluid injisert inn i brønnhullet mens pumping fortsettes for det andre fraktureringstrinnet (hvor hvert fraktureringstrinn består av et eller flere deltrinn av fluid). Kuletetningene vil typisk bli injisert inn i den bakre ende av proppematerialet når vann med 2% KC1 som er forbundet med det første deltrinnet i det andre behandlingstrinnet vil fremme turbulent spyling og vasking av foringsrøret. Tidsstyringen av kuleinjek-sjonen i forhold til enden av proppematerialtrinnet kan beregnes basert på velkjente ligninger som beskriver transportkarakteristika for kuler/proppemateriale under de foreventede strømningstilstander. Alternativt kan valget av tidspunkt bestemmes ved felttesting med et bestemt fluidsystem og en bestemt strømningsgeometri. For å gjøre det lettere for kuletetningene å sette seg og tette under det størst mulige området av pumpetilstander, blir det fortrinnsvis brukt flytedyktige kuletetninger (dvs. de kuletetninger som har en tetthet som er mindre enn den minste tetthet i fluidsystemet).
Som angitt ovenfor, ved enden av det siste deltrinnet i sandstein, kan det være å foretrekke å implementere en foringsrørspyleprosedyre hvor flere blandeinnretninger for proppemateriale/fluid og en lastebil med vakuumutstyr brukes for å tilveiebringe en skarp overgang fra proppematerialholdig fornettet fluid til ikke-proppematerialholdig vann med 2% KC1. Under operasjonen befinner det proppematerialhoIdige fluidet seg i en blandeinnretning, mens vannet med 2% KC1 befinner seg i en annen blandeinnretning. Passende reguleringsvenner for fluidstrømmen aktueres for å sørge for pumping av vannet med 2% KC1 ned i hullet og avstengning av det proppematerialholdige fluidet fra å bli pumpet nedover i hullet. Lastebilen med vakuumutstyr blir deretter brukt for å tømme det proppematerialholdige fluidet fra den første blandeinnretningen. Prosedyren blir deretter gjentatt ved enden av hvert fraktureringstrinn. Den lavere viskositeten i vann med 2% KC1 virker slik at den tilveiebringer mer turbulent strømning nede i hullet og en mer tydelig grenseflate mellom det siste deltrinnet med proppemiddelholdig fornettet fluid og det første deltrinnet med vann med 2% KC1 i det neste fraktureringstrinnet. Denne fremgangsmåten bidrar til å minimere muligheten for perforering i proppemiddelholdig fluid, hvilket reduserer faren for plugging av perforeringene med proppematerialet fra fluidet, og bidrar til å minimere mulig kuletetningsmigrering når kulene beveger seg nedover i hullet (dvs. videre spredning av kuletetningene slik at avstanden mellom den første og siste kuletetningen øker når kulene beveger seg nedover i hullet.
Så snart en trykkøkning som er forbundet med at kuletetningene setter seg og tetter på det første sett av perforeringer er fullført, blir den andre kanonen med en selektiv avfyring avfyrt, og kanonen blir flyttet, fortrinnsvis til neste sone. Avhengig av perforeringskanonkarakteristika, kan noe bevegelse av kanonen være å foretrekke for å redusere faren for differansetrykkfastklemming og blokkering av strømningsløpet når man forsøker å stimulere eller tette perforeringene. Trykk/strømningsmengderesponsen overvåkes for å evaluere om en fraktur er initialisert, eller om en tilstopping er nær forestående. Hvis en fraktur synes å bli initialisert, så blir kanonen beveget til neste sone. Hvis det forekommer en tilstoppingstilstand, blir operasjonene innstilt i en begrenset tidsperiode for å la proppemiddel avsettes, og deretter blir et annet sett ladninger skutt i den samme sonen. Disse dataene kan deretter brukes til å fastsette om en "ventetid" er nødvendig mellom at kuletetningene setter seg og perforeringsoperasjonen i etterfølgende fraktureringstrinn.
Under omstilling av pumping mellom trinnene, og under pumping av ethvert behandlingstrinn, bør trykket ideelt ved ethvert tidspunkt holdes ved eller over det høyeste av de forrige soners sluttfraktureringstrykk, for å holde kuletetningene sittende på plass på de forrige soners perforeringer under alle etterfølgende operasjoner. Trykket kan reguleres med et mangfold av anordninger, inkludert valg av passende behandlingsfluidtettheter (effektiv tetthet), passende økning eller reduksjon i pumpemengde, i antallet perforeringsskudd i hver etterfølgende sone, eller i diameteren av etterfølgende perforeringer. Mottrykksreguleringsventiler eller manuelt opererte strupeinnretninger ved overflaten kan også brukes for å opprettholde en ønsket strømningsmengde og et ønsket trykk under hendelser hvor kuler setter seg og tetter. Hvis trykket ikke opprettholdes er det mulig at enkelte kuletetninger løsner, og deretter kan jobben gå videre på en teknisk sett suboptimal måte, selv om brønnen fremdeles kan kompletteres på en økonomisk akseptabel måte.
Alternativt kan en glidehylseinnretning, en klaffventilinnretning, eller en lignende mekanisk innretning som transporteres av produksjonsforingsrøret brukes som avledningsmiddel for midlertidig å avlede strøm fra det behandlede sett av perforeringer. Glidehylsen, klaffventilen eller den lignende mekaniske innretning bør aktueres av en mekanisk, elektrisk, hydraulisk, optisk, radiobasert eller annen aktueringsinnretning som er lokalisert på perforeringsinnretningen, eller til og med av et fjernsignal fra overflaten. Som et eksempel på bruken av en mekanisk innretning som et avledningsmiddel, illustrerer figur 9 til figur 14 en annen alternativ utførelse av den oppfinneriske fremgangsmåte hvor en mekanisk klaffventil brukes som et mekanisk avledningsmiddel.
Figur 9 viser en perforeringsinnretning 103 som er opphengt av kabelen 107 i produksjonsforingsrøret 82 som inneholder en mekanisk klaffventil 170. På figur 9 holdes den mekaniske klaffventil 170 i åpen stilling av ventillåsmekanismen 172, og produksjonsforingsrøret 82 har enda ikke blitt perforert. Perforeringsinnretningen 103 på figur 9 inneholder et kabelholder/skjærutløsning/fiskehalsstykke 110; en foringsrørkoblingsføler 112, fire bærere 152, 142,132, 122 for perforeringsladninger med selektiv avfyring; og en ventillåsinnretning 162 som kan tjene til å låse opp ventillåsmekanismen 172, og resultere i låsing av den mekaniske klaffventil 170. Bæreren 152 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 154 og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 150 for selektiv avfyring; bæreren 142 for perforeringsladninger med en selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 144 og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 140 for selektiv avfyring; bæreren 132 for perforeringsladninger med
selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 134 og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 130 for selektiv avfyring; bæreren 122 for perforeringsladninger med selektiv avfyring inneholder ti perforeringsladninger 124 og avfyres uavhengig ved bruk av avfyringshodet 120 for selektiv avfyring.
På figur 9 er perforeringsinnretningen 103 posisjonert i brønnhullet med perforeringsladningene 154 ved lokaliseringen for den første sone som skal perforeres.
Figur 10 viser deretter brønnhullet på figur 9 etter at det første sett av perforeringsladninger 154 med selektiv avfyring er avfyrt og har dannet perforeringshull 210 som penetrerer gjennom produksjonsforingsrøret 82 og sementkappen 84 og inn i formasjonen, slik at det etableres hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og formasjonen. Figur 11 viser brønnhullet på figur 10 etter at perforeringsinnretningen 103 er blitt beveget oppover og bort fra den første perforerte sone, og den første målsone er vist etter at den er blitt stimulert med en hydraulisk proppefraktur 212 ved pumping av en oppslemming av proppemateriale og bærerfluid inn i formasjonen via det første sett av perforeringshull 210.
Som vist på figur 12, har ventillåsinnretningen 162 blitt brukt til mekanisk inngrep med og utløsing av ventillåsmekanismen 172, slik at den mekaniske klaffventil 170 er blitt utløst og lukket for positiv isolasjon av det parti av brønnhullet som befinner seg nedenfor den mekaniske klaffventil 170 fra det parti av brønnhullet som befinner seg ovenfor den mekaniske klaffventil 170, og derved frembringe effektiv hydraulisk tetning av det første sett av perforeringshull 210 mot brønnhullet ovenfor den mekaniske klaffventil 170.
Figur 13 viser deretter brønnhullet på figur 12 med perforeringsinnretningen 103 som nå er posisjonert slik at det annet sett av perforeringsladninger 142 er lokalisert ved den dybde som korresponderer til det annet intervall, og brukes til å danne det annet sett av perforeringshull 220. Figur 14 viser deretter at den annen målsone blir stimulert med hydraulisk proppefraktur 222 ved pumping av en oppslemming av proppemateriale og fluid inn i formasjonen via det annet sett av perforeringshull 220.
En alternativ utførelse av oppfinnelsen som bruker forperforerte glidehylser som de mekaniske isolasjonsinnretninger er vist på figur 15. Av illustrative hensyn er to forperforerte glidehylseinnretninger vist anvendt på figur 15. Glidehylseinnretningen 300 og glidehylseinnretningen 312 er installert sammen med produksjonsforingsrøret 82 før stimuleringsoperasjonene. Hver av glidehylseinnretningene 300 og glidehylseinnretningen 312 inneholder en innvendig glidehylse 304 som befinner seg inne i det utvendige glidehylselegemet 302. Den innvendige glidehylse 304 kan beveges for å blottlegge perforeringshull 306 mot det indre av brønnhullet slik at det etableres hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og sementkappen 84 og formasjonen 108. Perforeringshullene 306 er anordnet i glidehylsene før utplassering av glidehylsene i brønnhullet. Figur 15 viser også forflytningsverktøyet 310 for glidehylsen som er plassert p en skjøtt rørstreng 308. Det skal bemerkes at det glidende forflytningsverktøyet alternativt også kan være plassert på kveilerør eller kabel. Forflytningsverktøyet 310 for glidehylsen er konstruert og produsert slik at det kan bringes i inngrep med og løsnes fra den innvendige glidehylse 304. Når forflytningsverktøyet 310 for glidehylsen er i inngrep med den indre glidehylse 304, vil en liten oppoverrettet bevegelse av den skjøtte rørstrengen 308 tillate at den indre glidehylsen 304 beveger seg oppover og blottlegger perforeringshull 306 mot brønnhullet.
Den oppfinneriske fremgangsmåte for denne glidehylseutførelsen som er vist på figur 15 involverer: (a) anvendelse av forflytningsverktøyet 310 for glidehylsen for å forflytte den indre glidehylsen 304 som befinner seg i glidehylseinnretningen 312 for å blottlegge perforeringshullene 306 mot det indre av brønnhullet, slik at det etableres en hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og sementkappen 84 og formasjonen 108; (b) pumping av stimuleringsbehandlingen inn i perforeringshull 306 som befinner seg i glidehylseinnretningen 312 for å frakturere formasjonsintervallet og den omgivende sementkappe; (c) anvendelse av forflytningsverktøyet 310 for glidehylsen for å forflytte den indre glidehylsen 304 som befinner seg i glidehylseinnretningen 312 for å stenge perforeringshullene 306 mot det indre av brønnhullet, slik at den hydrauliske forbindelse mellom brønnhullet og sementkappen 84 og formasjonen 108 opphører; (d) deretter gjentagelse av trinn (a) til (c) for det ønskede antallet intervaller. Etter at det ønskede antall intervaller er stimulert, kan for eksempel glidehylsen gjenåpnes ved bruk av et forflytningsverktøy for en glidehylse som deretter er blitt utplassert på rørstreng for å sette de flere intervaller i produksjon.
Glidehylsen kan alternativt ha et glidehylseperforeringsvindu som kan åpnes og lukkes ved bruk av et forflytningsverktøy for en glidehylse som befinner seg på perforeringsinnretningen. I denne utførelsen vil glidehylsen ikke ha forperforerte hull, men isteden vil hvert individuelle glidehylsevindu bli sekvensielt perforert med en perforeringsinnretning under stimuleringsbehandlingen. Den oppfinneriske fremgangsmåte vil i denne utførelse involvere: (a) lokalisering av perforeringsinnretningen slik at det første sett av perforeringsladninger med selektiv avfyring plasseres ved den lokalisering som korresponderer med det første glidehylseperforeringsvindu; (b) perforering av det første glidehylseperforeringsvindu; (c) pumping av stimuleringsbehandlingen inn i det første sett av perforeringer som befinner seg inne i det første glidehylseperforeringsvindu; (d) bruk av forflytningsverktøyet for glidehylsen som er plassert på perforeringsinnretningen til å bevege og stenge den indre glidehylse over det første sett av perforeringer som befinner seg i glidehylseperforeringsvinduet, og (e) deretter gjentagelse av trinn (a) til (d) for det ønskede antall intervaller. Etter at det ønskede antall intervaller er stimulert, kan glidehylsene for eksempel forflyttes ved bruk av et forflytningsverktøy for glidehylser, hvilket senere er blitt utplassert på rørstreng for å sette de flere intervallene i produksjon.
Figur 16 viser en alternativ utførelse av oppfinnelsen hvor et traktorsystem, som består av en øvre traktordrivenhet 131 og en nedre traktordrivenhet 133, er festet til perforeringsinnretningen og brukes til å utplassere og posisjonere BHA inn i brønnhullet. I denne utførelsen pumpes behandlingsfluidet ned ringrommet mellom kabelen 107 og produksjonsforingsrøret 102, og presses positivt inn i målperforeringene. Figur 16 viser at kuletetningene 218 har tettet perforeringene 220 slik at det neste intervall stimuleres med hydraulisk fraktur 212. Operasjonene fortsetter deretter og gjentas som passende for det ønskede antall av formasjonssoner og intervaller.
Traktorsystemet kan være selvdrevet, styrt av medfølgende datamaskinsystemer, og føre medfølgende signaleringssystemer, slik at det ikke vil være nødvendig å feste kabel eller rørstreng for posisjonering, styring, og/eller aktuering av traktorsystemet. Videre kan forskjellige komponenter på perforeringsinnretningen også styres av medfølgende datamaskinsystemer, og føre medfølgende signaleringssystemer slik at det ikke er nødvendig å feste kabel eller rørstreng for å styre og/eller aktuere komponentene eller ha forbindelse med komponentene. For eksempel kan traktorsystemet og/eller de andre komponentene i bunnhullssammenstillingen føre medfølgende kraftkilder (eksempelvis batterier), datamaskinsystemer og systemer for datatransmisjon/mottak, slik at traktoren og perforeringsinnretningens komponenter enten kan fjernstyres fra overflaten ved fjernsignalanordninger eller alternativt kan de forskjellige medfølgende datasystemer omprogrammeres ved overflaten for å utføre den ønskede sekvens av operasjoner når de anvendes i brønnhullet. Et slikt traktorsystem kan være særlig nyttig for behandling av horisontale brønnhull og awiksbrønnhull, ettersom, avhengig av perforeringsretningens størrelse og vekt, ekstra krefter og energi kan være nødvendig for plassering og posisjonering av perforeringsinnretningen.
Figur 17 viser en alternativ utførelse av oppfinnelsen hvor det brukes abrasive (eller erosive) fluidstråler som anordninger for perforering av brønnhullet. Abrasiv (eller erosiv) fluidstråling er en vanlig fremgangsmåte som innen oljeindustrien brukes til å kutte og perforere nedihulls rørstrenger og andre brønnhulls- og brønnhodekomponenter. Bruken av kveilrør eller skjøtt rørstreng tilveiebringer en strømningskanal for anvendelse av abrasiv fluidstråleskjæreteknologi. I denne utførelsen muliggjør bruk av et stråleverktøy at høytrykks høyhastighetsabrasive (eller erosive) fluidsystemer eller oppslemminger kan pumpes ned i hullet gjennom rørstrengen og gjennom stråledysene. Det abrasive (eller erosive) fluidet skjærer gjennom produksjonsforingsrørveggen, sementkappen, og penetrerer formasjonen for å tilveiebringe fluidløpkommunikasjon til formasjonen. Vilkårlig fordeling av hull og spalter kan plasseres ved bruk av dette stråleverktøyet over hele kompletteringsintervallet under stimuleringsjobben.
Generelt kan abrasiv (eller erosiv) fluidskj æring og perforering lett utføres under et stort spekter av pumpetilstander, ved bruk av et stort spekter av fluidsystemer (vann, geler, oljer og fluidsystemer som er kombinasjoner av væske/gass) og med et mangfold av abrasive faste materialer (sand, keramiske materialer, osv.), hvis bruk av abrasivt fast materiale er påkrevd for den brønnhullsspesifikke perforeringsanvendelse. Siden dette stråleverktøyet kan ha en lengde i størrelsesorden 0,30 m (1 fot) til 1,2 m (4 fot), er høydekravet til smøresystemet på overflaten sterkt redusert (muligens med opptil 18,3 m (60 fot) eller mer) sammenlignet med den høyde som er påkrevd ved bruk av konvensjonelle perforeringskanonsammenstillinger med selektiv avfyring som perforeringsinnretning. Reduksjon av kravet til høyde for overflatesmøresystemet gir flere fordeler, inkludert kostnadsreduksjoner og reduksjoner i operasjonstid. Figur 17 viser et strålingsverktøy 410 som brukes som perforeringsinnretning, og kveilerør 402 som brukes til å holde oppe strålingsverktøyet 410 i brønnhullet. I denne utførelse brukes en mekanisk foringsrørkoblingsføler 418 for BHA dybdestyring og posisjonering; en enveis tilbakeslagsventil av klafftypen med full åpning brukes for å sikre at fluid ikke vil strømme oppover i kveilrøret 402; og en kombinasjon av et skjærutløsning- og fiskehalsstykke 406 brukes som en sikkerhetsutløsningsinnretning. Strålingsverktøyet 410 inneholder strålestrømningsporter 412 som brukes til å akselerere og lede det abrasive fluidet som er pumpet ned gjennom kveilerøret 402 til strålen med direkte påvirkning på produksjonsforingsrøret 82. Figur 17 viser at strålingsverktøyet 410 er blitt brukt til å plassere perforeringer 420 for å penetrere det første formasjonsintervall av interesse; at det første formasjonsintervall av interesse er blitt stimulert med hydrauliske frakturer 422; og at perforeringer 420 deretter er blitt hydraulisk tettet ved bruk av den partikkelformede avleder 426 som avledningsmiddel. Figur 17 viser videre at strålingsverktøyet 410 deretter er blitt brukt for å plassere perforeringer 424 i det annet formasjonsintervall av interesse, slik at perforeringene 424 kan stimuleres med det annet trinn av flertrinns hydraulisk proppefrakturbehandling. De omtalte utførelser kan anvendes ved flertrinns hydraulisk frakturering eller syrefrakturering av flere soner, flertrinns syrebehandling av matriks i flere soner, og behandling av vertikale brønnhull, awiksbrønnhull eller horisontale brønnhull. For eksempel tilveiebringer fremgangsmåten en fremgangsmåte for å generere flere vertikale (eller delvis vertikale) frakturer for å krysse horisontale brønnhull eller awiksbrønnhull. En slik teknikk kan muliggjøre økonomisk komplettering av flere horisontale brønner eller awiksbrønner fra en enkelt lokalisering, i felt som det ellers ville være uøkonomisk å bygge ut.
En av fordelene i forhold til eksisterende teknologi er at sekvensen av soner som skal behandles kan styres nøyaktig, siden kun det ønskede perforerte intervallet er åpent og står i hydraulisk forbindelse med formasjonen. Utformingen av individuelle behandlingstrinn kan følgelig optimaliseres før pumping av behandlingen basert på karakteristika for den individuelle sone. For eksempel, i tilfelle av hydraulisk frakturering, kan størrelsen på fraktureringsjobben og forskjellige behandlingsparametere modifiseres for å tilveiebringe den mest optimale stimulering av hver individuelle sone.
Muligheten for suboptimal stimulering, fordi flere soner behandles samtidig, er sterkt redusert. For eksempel, i tilfelle av hydraulisk frakturering, minimerer denne oppfinnelsen muligheten for overspyling eller suboptimal plassering av proppematerialet i frakturen.
En annen fordel ved oppfinnelsen er at flere behandlingstrinn kan pumpes uten avbrudd, hvilket resulterer i betydelige kostnadsbesparelser i forhold til andre teknikker som krever fjerning av perforeringsinnretningen fra brønnhullet mellom behandlingstrinnene.
I tillegg er en annen stor fordel ved oppfinnelsen at risiko som er forbundet med brønnhullet reduseres sammenlignet med andre fremgangsmåter hvor det kreves flere trinn; eller fremgangsmåter som kan utføres i en enkelt tur, men som krever mer komplisert nedihullsutstyr som er mottakelig for mekanisk svikt eller operasjonelle problemer. Oppfinnelsen kan anvendes på flertrinnsbehandlinger i awiksbrønnhull eller horisontale brønnhull, og sikrer at individuelle soner behandles med individuelle trinn. Annen konvensjonell avledningsteknologi i awiksbrønner og horisontale brønner er typisk mer utfordrende, hvilket skyldes karakteren til fluidtransporten av avledningsmaterialet over de lange intervaller som typisk er forbundet med awiksbrønnhull eller horisontale brønnhull. For horisontale brønnhull og brønnhull som har et vesentlig awik, vil en mulig utførelse være bruk av en kombinasjon av flytedyktige og ikke-flytedyktige kuletetninger for å øker at kuletetningene setter seg i alle perforeringsorienteringer.
Prosessen kan implementeres til å styre den ønskede sekvens av individuell sonebehandling. For eksempel, hvis man er bekymret for kuletetningsmaterialets utførelse ved høye temperaturer og trykk, kan det være ønskelig å behandle fra topp til bunn for å minimalisere varigheten av den tiden som kuletetningene blir utsatt for de høyere temperaturer og trykk som er forbundet med større brønnhullsdybder. Alternativt kan det være ønskelig å behandle oppover, fra bunen av brønnhullet. For eksempel, i tilfelle av hydraulisk frakturering, kan muligheten for tilstopping minimaliseres ved å behandle fra bunnen av brønnhullet mot toppen. Det kan også være ønskelig å behandle sonene i rekkefølge fra intervallene med lavest spenning til intervallene med høyest spenning. En alternativ utførelse er å bruke perforeringsnipler slik at kuletetningene rager mindre eller ikke i det hele tatt inn i brønnhullet, hvilket gir mulighet for større fleksibilitet hvis bevegelse av perforeringskanonen forbi allerede behandlede intervaller er ønskelig.
I tillegg til kuletetninger, kan andre avledningsmaterialer og fremgangsmåter også brukes i henhold til denne søknaden, inkludert, men ikke begrenset til partikler, så som sand, keramisk materiale, proppemateriale, salt, vokser, harpikser eller andre organiske eller uorganiske sammensetninger, eller det kan brukes alternative fluidsystemer, så som viskøse fluider, gelatinerte fluider, skum eller andre kjemisk formulerte fluider; eller det kan brukes fremgangsmåter med begrenset inngang.
For ytterligere å illustrere et eksempel på en flertrinns, hydraulisk frakturstimulering med proppemateriale ved bruk av et kabelført perforeringskanonsystem med selektiv avfyring som anvendes som perforeringsinnretning med kuletetninger som anvendes som avledningsmiddel, er anvendelsen av utstyret og de operasjonelle trinn som følger: 1. Brønnen bores og produksjonsforingsrøret sementeres over intervallet som skal stimuleres. 2. Målsonene som skal stimuleres innenfor kompletteringsintervallet identifiseres ved hjelp av vanlige industrielle teknikker ved bruk av logger for åpent hull og/eller foret hull. 3. En spole med kabel ferdigstilles ved et perforeringskanonsystem med selektiv avfyring. 4. Brønnhodet konfigureres for den hydrauliske fraktureringsoperasjon ved installasjon av passende flenser, strømningsreguleringsventiler, injeksjonsporter og et kabelisolasjonsverktøy, ettersom hva som anses nødvendig for den spesielle anvendelse. 5. Det kabelførte perforeringssystem rigges opp på brønnhodet for innkjøring i brønnhullet ved bruk av et passende dimensjonert smøreapparat og "utblåsingssikringer" for kabel, opphengt i en kran. 6. Perforeringskanonsystemet vil deretter bli kjørt inn i hullet og lokalisert i den korrekte dybde for å plassere det første sett av ladninger direkte over den første sone som skal perforeres. 7. En "tørrkjøring" av overflateprosedyrer utføres fortrinnsvis for å bekrefte funksjonalitet av alle komponenter og for å praktisere koordinering av personellaktiviteter som er involvert i de samtidige operasjoner. Tørrkjøringen kan involvere tester av radioforbindelser under perforeringsoperasjoner og fraktureringsoperasjoner, og øving på alle passende operasjoner forbundet med overflateutstyr. 8. Med den første perforeringskanonen med selektiv avfyring lokalisert direkte ovenfor den første sone som skal perforeres, vil produksjonsforingsrøret bli perforert ved overbalanserte tilstander. Etter perforering vil lastebilene med pumpene bli tilkoblet og det første trinnet i den hydrauliske fraktureringsstimuleringsbehandling med proppematerialet vil pumpes inn i det første sett av perforeringer. Dette trinnet kan også tilveiebringe data om trykkresponsen i formasjonen under overbalanserte perforeringstilstander, så som når kuletetninger blir utplassert og satt på plass, idet trykket i brønnhullet bør holdes over det trykket som eksisterte umiddelbart før kulene satte seg, for å sikre at kulene ikke løsner ved perforering av den neste sone (som kanskje kan ha et lavere trykk). Hvis det skjer en fastklemming av kanonen på grunn av differansetrykk under denne perforeringshendelsen, kan videre perforering gjøres med kanonen orientert for dybdekorreksjon flere fot ovenfor eller nedenfor det ønskede perforeringsintervall. Kabelen kan da beveges oppover eller nedover i hullet med ca. 3,0 m til 4,6 m/min (10-15 fot/min). Når foringsrørkoblingsføleren på perforeringsverktøyet når den korrekte dybde for perforering over sonen, avfyres kanonen under bevegelse, og kanonen tillates å fortsette å bevege seg oppover eller nedover i hullet inntil den er forbi perforeringene. 9. Ved komplettering av det siste stimuleringstrinnet blir kabelen og kanonsystemet fjernet fra brønnhullet, og produksjon vil fortrinnsvis bli initialisert fra de stimulerte soner så raskt som mulig. En svært fordelaktig egenskap ved denne fremgangsmåten er at det i tilfelle av forstyrrelser under jobben er mulig å midlertidig avslutte behandlingen, slik at muligheten for å behandle gjenværende betaling ikke settes i fare. Slike problemer kan inkludere utstyrssvikt, feil som utføres av personellet, eller andre uventede hendelser. I andre fremgangsmåter med flertrinns stimulering hvor perforeringer plasseres i alle intervaller før pumping av stimuleringsfluidet, hvis det påtreffes en tilstand med problemer med jobben hvor det kreves at jobben midlertidig avsluttes, kan det være meget vanskelig å effektivt stimulere alle ønskede intervaller.
For dette eksempelet hvor det anvendes en flertrinns hydraulisk frakturstimulering med proppemateriale hvor det brukes et kabelført perforeringskanonsystem med selektiv avfyring som perforeringsinnretning, og hvor kuletetninger anvendes som avledningsmiddel, definerer den følgende drøfting nedenfor grensetilstander for respons på forskjellige behandlingstUstander og hendelser som påtreffes, og som hvis det ikke dempes effektivt under behandlingen, kan føre til suboptimal stimulering. For å minimere muligheten for brå økninger i mengde og trykk som er forbundet med at kulene setter seg nede i hullet, har felttesting vist at kanonen bør avfyres så snart en tilstrekkelig stor trykkøkning er oppnådd, og uten reduksjon av injeksjonsmengde eller trykk. For eksempel, i en felttest av den nye oppfinnelsen hvor man basert på logger etter stimulering hadde sluttet seg til at det hadde skjedd en god avledning, viste behandlingsdataene at trykkøkninger (forbundet med at nedihulls kuletetninger ankom og satte seg) i størrelsesorden 10,3 til 13,8 MPa (1500 til 2000 psi) forekom over kun noen få (generelt ca. 5 til 10) sekunder hvor kanonen for selektert avfyring som er posisjonert ved den neste sone deretter blir avfyrt så snart denne store nesten-øyeblikkelige trykkøkningen observeres.
En observert trykkrespons med mindre størrelse, eller en lengre tidsvarighet, kan antyde at perforeringer ikke blir optimalt tettet. Under enhver spesifikk jobb vil det typisk ikke være mulig å klart identifisere den mekanisme som er forbundet med mindre enn optimal tetning, siden flere potensielle mekanismer kan eksistere, inkludert enhver eller alle de følgende: (a) ikke alle kuletetningene transporteres ned i hullet: (b) enkelte av kuletetningene løsner under jobben, og setter seg ikke på nytt; (c) enkelte av kuletetningene svikter under jobben: og/eller (d) perforeringshullkvaliteten er dårlig, hvilket forårsaker ufullstendig tetting.
Ved å fortsette med det neste behandlingstrinnet, og ved å injisere et ytterligere overskudd av kuletetninger ved enden av det neste trinnet, kan det imidlertid være mulig å effektivt dempe den "ukjente" problemtilstand uten hovedsakelig å bringe behandlingens effektivitet i fare. Det faktiske antall overskytende kuletetninger som kan injiseres vil bli bestemt av personell på stedet, basert på de faktiske behandlingsdata. Det skal bemerkes at denne avgjørelsen (angående det faktiske antall overskytende kuletetninger som skal injiseres) kan trengs å utføres innenfor ca. 4-10 minutter siden dette kan være den typiske medgåtte tiden mellom perforeringshendelsen og kuleinjeksjonshendelsen.
En foretrukket strategi til å utføre behandlingen er å kategorisere hvert perforerte intervall som enten en høyprioritetssone eller en lavprioritetssone, basert på en tolkning av loggene for åpent hull og loggene for foret hull, sammen med de individuelle brønnkostnader og økonomien ved stimuleringsjobben. Deretter, hvis fullstendig kuletetting observeres i et gitt trinn (hvor ufullstendig kuletetting kan defineres uttrykt ved observert i forhold til forventet trykkøkning basert på antallet perforeringer og pumpehastighet, eller ved sammenligning av trykkresponser før og etter perforering) kan det være ønskelig å fortsette jobben under minst ett trinn i et forsøk på å reetablere kuletetting. Hvis de neste to sonene over det dårlig tettede trinnet utpekes som høyprioritetssoner, vil et overskudd av kuletetninger injiseres i det neste trinnet, og hvis det igjen observeres at kulene setter seg ufullstendig, vil jobben fortrinnsvis bli avsluttet. Hvis god tetting blir reetablert, vil jobben fortrinnsvis fortsette.
Hvis den neste sonen over det initialt dårlig tettede trinnet er en lavprioritetssone, vil imidlertid et overskudd av kuletetninger injiseres i det neste trinnet. Selv om dette neste trinnet også er dårlig tettet og det observeres at kulene setter seg ufullstendig, kan jobben fortsette, og et overskudd av kuletetninger kan igjen injiseres i et tredje trinn. Hvis det etter disse to oppfølgingsforsøkene enda ikke er reetablert god tetting, vil jobben fortrinnsvis bli avsluttet.
En protokoll i likhet med den ovenfor beskrevne kan brukes til å maksimere antallet høyprioritetssoner som stimuleres med god kuletetning av tidligere soner, uten nødvendigvis å avbryte behandlingen hvis en sone får tetningsproblemer. Avgjørelser for en bestemt behandlingsjobb vil måtte baseres på de økonomiske betraktninger som er spesifikke for den bestemte jobben. Logger for etterbehandlingsdiagnostikk kan brukes til å analysere alvorligheten og innvirkningen av alle vanskeligheter under behandlingen.
I tilefelle personell på stedet mener (konkluderer ut fra behandlingsdata) at noen perforeringstrinn har hatt en feilslått avfyring i den utstrekning at utførelse av behandlingen kan settes i fare (på grunn av begrensninger med høye trykk eller mengder), kan en strategi som ligner den følgende tas i bruk for å utføre behandlingen. En ekstra kanon kan avfyres inn i den perforerte sone det gjelder, og et overskudd av kuletetninger kan injiseres for dette trinnet. Hvis det antas at perforeringsladningene på den andre kanonen med selektiv avfyring kan ha hatt en feilslått avfyring i den grad at utførelse av behandlingen kan være satt i fare, vil behandlingen bli avsluttet og kanonene fjernet fra hullet for inspeksjon.
I tilfelle en kanon med selektiv avfyring ikke avfyres (bestemt ut fra behandlingstrykkresponsen), kretsresponsen, lydindikatoren eller kabelbevegelse) kan en strategi som ligner den følgende anvendes for å utføre behandlingen. Hvis det skjer en feil tidlig i jobben, kan pumpeoperasjonene fortsette som bestemt av personell på stedet. Kanonene kan bringes til overflaten og inspiseres. Avhengig av resultatene av kanoninspeksjonen og behandlingsresponsen ved fortsatte pumpeoperasjoner kan nye kanoner konfigureres og kjøres inn i brønnen under fortsettelse av behandlingen. Hvis feilen skjer sent i jobben, kan jobben avsluttes. En broplugg eller en eller annen mekanisk tetningsinnretning vil fortrinnsvis bli satt for å lette behandling av etterfølgende trinn.
De ovenstående fremgangsmåter tilveiebringer et middel til å gjøre det lettere å utføre økonomisk akseptable stimuleringsbehandlinger i lys av operasjonelle problemer eller suboptimale nedihullshendelser som kan skje, og som, hvis de ikke blir dempet, kan sette behandlingen i fare.
Gitt de flere samtidige operasjoner som er forbundet med den nye oppfinnelsen, og den kjensgjerning at en perforeringsinnretning henger i brønnhullet under pumping av stimuleringsfluidene, er det flere farer forbundet med denne operasjonen, hvilke typisk ikke kan påtreffes ved andre flertrinns fremgangsmåter til stimulering. Visse trinn ved konstruksjonen og implementeringen kan brukes til å minimalisere muligheten for operasjonelle problemer under jobben på grunn av disse økte risikoene. De følgende eksempler vil bli basert på konstruksjonsparametere for et foringsrør på 178 mm (7 tommer) og perforeringskanoner på 67,7 mm (2-5/8 tommer). Bruk av et isolasjonsverktøy for å beskytte kabelen mot at den treffes direkte av proppematerialet, bruk av en kabel på 7,9 mm (5/16 tomme), fortrinnsvis med et dobbelt lag av tretti armeringskabler med en diameter på 1,13 mm, og opprettholdelse av fluidhastigheten under typiske erosjonsgrenser (ca. 55 m/sek (180 fot/sek)) vil alle minimalisere risikoen for svikt i kabelen på grunn av erosjon. Felttester viser at kabelen ikke påvirkes av proppematerialet ved pumping ved hastigheter mindre enn ca. 4,77 til 6,36 m3/min (30 til 40 bpm). Likeledes kan svikt i kabelen på grunn av fylling av gel og proppemateriale forhindres ved å velge passende fastheter i kabelen, opprettholde strekk innenfor veloverveide ingeniørmessig fastsatte grenser, og forsikre seg om at utstyr ferdigstilles og forbindes i henhold til passende praksis (eksempelvis fortrinnsvis ved bruk av et nytt kabelholdersett). Bruk av i det minste en kabel på 7,9 mm (5/16 tomme) med en bruddfasthet på 48,9 kN (11000 lb) og et maksimalt foreslått arbeidsstrekk på 24,5 kN (5500 pund) anbefales under antagelse av en kombinert kabel- og verktøyvekt på ca. 7,6 kN (1700 Ibs). Kabelens vektindikator bør overvåkes slik at maksimalt strekk ikke overskrides. Pumpemengder kan reduseres eller stoppes som nødvendig for å regulere strekket. I tilfelle av en svikt, kan fisking og muligens bruk av en kveilerørsenhet for trykkspyling bli nødvendig hvis utstyret er dekket i proppematerialet.
En annen bekymring er muligheten for differensialfastklemming av kanonen under eller umiddelbart etter perforering, hvilket kan avhjelpes ved bruk av forskjøvet fasing av ladninger på kanonen, bruk av avstansringer eller andre posisjoneringsinnretninger hvis dette er nødvendig, eller avfyring av kanonen under bevegelse av kabelen. Hvis det skulle skje en fastklemming, kan pumpemengden under behandlingen og trykket reduseres inntil kanonen har løsnet, eller hvis kanonen forblir fastklemt, kan jobben avsluttes og man kan la brønnen produsere for å frigjøre kanonen. Bruk av denne oppfinnelsen gjør det mulig å stoppe behandlingen på nesten ethvert tidspunkt med minimal innvirkning på det gjenværende av brønnen. Under forskjellige scenarier, kan dette bety at man stopper etter perforering av et intervall, med eller uten behandling av dette intervallet, og med eller uten å anvende noe avledningsmiddel.
Ved bruk av kuletetninger med en diameter på 22 mm (7/8 tomme) mellom en perforeringskanon med en diameter på 66,7 mm (2-5/8 tomme) og et foringsrør med en innvendig diameter på 152,4 mm (6 tommer), kan det være en fare for at brotetninger danner bro mellom foringsrøret og kanonen. Ved å opprettholde en avstand mellom kanonen og foringsrørets vegg som har en bredde som er noe større enn den utvendige diameter av kuletetningene, vil man imidlertid betydelig redusere denne faren. Videre består kuletetningene generelt av svakere materiale enn perforeringskanonen, og de vil sannsynligvis deformeres hvis kanonen trekkes fri. En annen mulig bekymring vil være brodannelse av gel og/eller proppemateriale når perforeringskanonen befinner seg i brønnhullet, men denne faren kan avhjelpes ved å bruke datamaskinstyring av proppematerialet og/eller kjemikalier for å minimere mulige materialansamlinger. Andre avhjelpende handlinger for disse situasjonene vil inkludere at man lar brønnen produsere eller pumping av brønnen, man kan vente på at gelen brytes ned, man kan trekke ut kabelholderen, fiske kanonen ut av hullet, og om nødvendig mobilisere en kveilerørsenhet for trykkspylingsoperasjoner.
Selv om det er en fare for fastklemming av kanonen, hvilket kan resultere i svikt i kabelen, har til og med en kanon på 66,7 mm (2-5/8 tomme) blitt kjørt ved hjelp av et brønnhodeisolasjonsverktøy med en innvendig diameter på 73,0 mm (2-7/8 tomme) etter fraktureringsbehandlingen. Anbefalte prosedyrer inkluderer uttrekking/nedkjøring av perforeringskanonen opphulls ved 76,2 til 91,4 m per minutt (250-300 fot/min) for å "vaske" proppematerialet av fra verktøyet og redusere faren for fastklemming. Pumping inn i brønnhodeisolasjonsverktøyet for å vaske over kanonen kan være nødvendig for å bevege den fullstendig inn i smøreapparatet.
En annen bekymring med denne teknikken vil være at perforeringskanonens ytelse vil påvirkes av brønnhullstilstander. Under antagelse av at effektiv ladningspenetrering kan settes i fare av tilstedeværelse av proppematerialet og overbalansert trykk i brønnhullet, vil en foretrukket praksis være å bruke et fluid med lavere viskositet, så som vann med 2% KC1 for å tilveiebringe en prosedyre for spyling av brønnhullet etter pumping av proppematerialtrinnene. Andre foretrukne praksiser involverer å bevege perforeringskanonen for å fremme desentrering hvis det brukes magnetiske posisjoneringsinnretninger, og å ha reservekanoner tilgjengelig på verktøystrengen for å muliggjøre fortsettelse av jobben etter en passende ventetid hvis avfyring av en kanon mislykkes. Om ønskelig kan behandlingen stanses i tilfelle av mistanke om mislykket avfyring av en perforeringskanon uten at dette medfører de farer for brønnhullet som ville være et resultat av konvensjonelle fremgangsmåter til avledning ved kuletetninger.
Selv om det er ønskelig fra det standpunkt at man maksimerer antallet intervaller som kan behandles, kan bruken av korte kanoner (dvs. med en lengde på 1,2 m (4 fot) eller mindre) i enkelte tilfeller begrense brønnens produktivitet ved å forårsake økte trykkfall i reservoarområdet nær brønnhullet sammenlignet med bruk av lengre kanoner. Muligheten for tilbakestrømming av overskytende proppemateriale kan også økes, hvilket fører til redusert stimuleringseffektivitet. Tilbakestrømming vil fortrinnsvis utføres ved en styrt lav strømningsmengde for å begrense mulig tilbakestrømning av proppematerialet. Avhengig av tilbakestrømningsresultatene, kan harpiksbelagt proppemateriale eller alternative kanonkonfigurasjoner brukes for å forbedre stimuleringseffektiviteten.
I tillegg, for å bidra til å avhjelpe mulig uønsket proppemiddelerosjon på kabelen fra direkte støt fra det proppemiddelholdige fluidet når det pumpes inn i injeksjonsportene, kan en "kabelisolasjonsinnretning" rigges opp på brønnhodet. Kabelisolasjonsinnretningen består av en flens med en innfestet kort rørlengde som går ned i senteret av brønnhodet til noen få fot nedenfor injeksjonsportene. Perforeringskanonen og kabelen kjøres inne i dette røret. Røret i kabelisolasjonsinnretningen avleder således proppematerialet og isolerer kabelen fra direkte støt fra proppematerialet. En slik kabelisolasjonsinnretning kan bestå av rør med en nominell diameter på 76,2 til 88,9 mm (3 tommer til 3-1/2 tomme), slik at det vil gjøre det lett mulig for perforeringskanoner på 22,9 mm til 66,7 mm (1-11/16 tomme til 2-5/8 tomme) å kjøres inne i denne innretningen, mens det fortsatt passer inn i et foringsrør og brønnhodeutstyr med en diameter på 114,3 mm (4-1/2 tomme) eller større. En slik kabelisolasjonsinnretning kan også inneholde en flens som er montert over injeksjonsportene for stimuleringsfluid, for å minimalisere eller forhindre stillestående (ikke-bevegelige) fluidtilstander ovenfor behandlingsfluidinjeksjonsporten, hvilke muligens kan virke som en felle for flytedyktige kuletetninger og forhindre at noen eller alle kuletetningene beveger seg nedover i hullet. Lengden av isolasjonsinnretningen ville bli dimensjonert slik at, i tilfelle av skade, den nedre fraktureringsventilen kunne lukkes og brønnhodet rigges ned i den grad det var nødvendig for å fjerne isolasjonsverktøyet. Avhengig av stimuleringsfluidene og fremgangsmåten til injeksjon, ville en kabelisolasjonsinnretning ikke være nødvendig hvis det ikke var noen bekymringer om erosjon.
Selv om felttester av kabelisolasjonsinnretninger har vist at det ikke er noen erosjonsproblemer, kan det, avhengig av jobbens utforming, være en viss fare for erosjonskade på isolasjonsverktøyrørsammenstillingen, hvilket resulterer i vanskeligheter med å fjerne den. Hvis det brukes et isolasjonsverktøy, vil foretrukken praksis være å holde støthastigheten på isolasjonsverktøyet hovedsakelig nedenfor typiske erosjonsgrenser, fortrinnsvis under ca. 55 m per/sek (180 fot/sek), og mer foretrukket under ca. 18 m/sek (60 fot/sek).
En annen bekymring med denne teknikken er at det kan skje en for tidlig tilstopping hvis perforeringen ikke skjer på riktig tidspunkt, siden det er vanskelig å initiere en frakturering med proppemiddelholdig fluid over den neste sone. Det kan være foretrukket å bruke et fluid med KC1 som putefluid istedenfor et fornettet putefluid, for bedre å initiere frakturering av den neste sonen. Pumping av jobben ved en høyere strømningsmengde med vann med 2% KC1 mellom trinnene for å oppnå turbulent spyling/ren-gjøring av foringsrøret eller bruk av hurtigspylingsutstyr vil minimere faren for proppematerial-tilstopping. Videre vil beredskapskanoner som er tilgjengelige på verktøystrengen gjøre det mulig å fortsette jobben etter en passende ventetid.
Tilsvarende kan overspyling av den forrige sone skje hvis tetting med kuler er problematisk eller hvis perforeringen ikke skjer på riktig tidspunkt. Pumping av jobben ved en høyere strømningsmengde med et putefluid med KC1 for å oppnå turbulent spyling/rengjøring av foringsrøret kan bidra til å forhindre overspyling. Bruk av resultatene og data fra tidligere trinn for å fastsette valg av tidspunkt og pumpevolumer som er forbundet med ankomst av kulene nede i hullet vil gjøre det mulig å foreta justeringer for å forbedre resultatene.
Selv om bruk av flytedyktige kuletetninger er foretrukket, kan behandlingsfluidet ved visse anvendelser ha en tilstrekkelig lav tetthet til at kommersielt tilgjengelige kuletetninger ikke er flytedyktige; i disse tilfeller kan ikke-flytedyktige kuletetninger brukes. Avhengig av utformingen av den spesifikke behandlingen, kan det imidlertid være problematisk å få ikke-flytedyktige kuletetninger til å sette seg på og tette perforeringene. De foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å slippe overskytende ikke-flytedyktige kuletetninger forbi antallet perforeringer som skal tettes, for å sikre at hvert individuelle sett av perforeringer tettes fullstendig. Dette vil forhindre at senere behandlingstrinn kommer inn i denne sonen, og de overskytende ikke-flytedyktige kuletetningene kan falle til bunnen av brønnen, og ikke forstyrre det gjenværende av behandlingen. Dette aspekt av oppfinnelsen muliggjør bruk av spesielle fraktureringsfluider, så som nitrogen, karbondioksid eller andre skum, som har en lavere spesifikk vekt enn noen per i dag tilgjengelige kuletetninger.
En sekstrinns hydraulisk frakturstimuleringsbehandling med proppemateriale er blitt vellykket fullført med alle seks trinnene pumpet som planlagt. Den første sone i denne jobben var tidligere perforert, og totalt seks kanoner med selektiv avfyring ble avfyrt under jobben. Kanon 1 til 5 med selektiv avfyring ble konfigurert for 16 skudd ved 13,1 skudd per meter (4 skudd per fot)(spf)) med vekslende fasing mellom skudd på -7,5°, 0° og +7,5° for å redusere muligheten for at kanonen satte seg fast. Kanon nr. 6 med selektiv avfyring var en reservekanon (16 skudd ved 6,6 skudd per meter (2 skudd per fot)) som ble kjørt som en beredskapsmulighet for mulig avhjelping ved en for tidlig tilstopping, hvis det skulle skje, og av sikkerhetsårsaker ble den avført før den ble fjernet fra brønnhullet.
Under tidsperioden som var forbundet med den første og annen kuleinjeksjon og perforeringshendelsene, skjedde det mindre pumpeforstyrrelser med hurtigspylingsoperasjonen (og dette ble løst under senere trinn av behandlingen). Perforeringskanonen ble fastklemt på grunn av differansetrykk under to av behandlingstrinnene, og begge ganger ble den "løsnet" ved å redusere injeksjonsmengden. Inspeksjonen av kanonen etter jobben viste at en ladning på den fjerde og tre ladninger på hver av den femte og sjette perforeringskanonen med selektiv avfyring ikke ble avfyrt.
Under den tredje kuleinjeksjonshendelse og perforering av det fjerde intervall, var trykkøkningen ikke så markant som i de tidligere hendelser, hvilket antyder at enkelte perforeringer ikke var fullstendig tettet med kuletetninger. En annen plausibel forklaring for denne reduserte trykkresponsen er at tidligere sammenpressede perforeringer kan ha brutt ned under det tidligere trinn (og denne antagelsen ble understøttet av loggen for temperatur etter behandling). Under denne hendelsen ble problemet med hurtigspylingsoperasjonen eliminert.
En temperaturlogg som ble fremskaffet ca. 5 timer etter frakturstimuleringen antyder at alle sonene ble behandlet med fluid, hvilket man slutter seg til ut fra kalde temperaturmålinger (sammenlignet med en basistemperaturundersøkelse som ble fremskaffet før stimuleringsaktivitetene) som var til stede ved hvert perforerte intervall. Videre antyder loggedataene muligheten for at tidligere sammenpressede perforeringer brøt sammen under fraktureringsbehandlingen og mottok fluid, hvilket gir en mulig forklaring på trykkanomalien som ble observert under det tredje trinn av operasjoner. Loggen ble kjørt med avstengt brønn etter tidligere tilbakestrømming av tilnærmet foringsrørvolum av fraktureringsfluid. Fyllmateriale av proppematerialet forhindret logging av det dypeste sett av perforeringer.
Under denne stimuleringsbehandlingen ble totalt 109 gummibelagte fenoliske kule-tetninger med en spesifikk vekt på 0,9 injisert for å tette 80 planlagte perforeringer. Kuletetningene ble valgt til bruk før jobben ved å teste deres ytelse ved ca. 55,2 MPa (8000 psi). Av de 91 kuletetningene som ble gjenvunnet etter behandlingen; hadde totalt 70 kuletetninger klart synlige perforeringsfordypninger (og flere hadde muligens flere perforeringsmerker), hvilket viste at de vellykket satte seg på perforeringene, og fire av kuletetningene var erodert. Av de 21 kuletetningene som ikke hadde perforeringsmerker, er det ikke sikkert om hvorvidt disse kuletetningene faktisk satte seg eller ikke, siden en svært stor trykkdifferanse er nødvendig for å sette en synlig og permanent fordypning på kuletetningen. De eroderte kuletetningene viser at utformingen av behandlingen fortrinnsvis bør tillate at enkelte individuelle kuletetninger svikter.
Fagpersoner innen området vil forstå at mange verktøykombinasjoner og avledningsmetodologier som ikke er spesifikt omtalt i eksemplene kan ha funksjoner som med henblikk på denne oppfinnelsen er ekvivalente.
Claims (22)
1. Fremgangsmåte for behandling av flere intervaller i en eller flere undergrunnsformasjoner som er gjennomskåret av et foret brønnhull, hvilken fremgangsmåte omfatter: a) bruk av en perforeringsinnretning (101) for å perforere minst et intervall i den ene eller de flere undergrunnsformasjoner b) pumping av et behandlingsfluid inn i perforeringene (210) som er dannet i det minst ene intervall ved hjelp av perforeringsinnretningen c) plassering av ett eller flere avledningsmiddel i brønnhullet for å blokkere videre fluidstrøm inn i perforeringene på en måte som kan oppheves og d) gjentagelse av i det minste trinn a) til b) for minst ett intervall til i den ene eller
de flere undergrunnsformasjoner
karakterisert ved at etter trinn (a) og før blokkering av fluidstrøm inn i nevnte perforeringer (210) blir perforeringsinnretningen (101) brakt tilbake på en passende plass i brønnhullet for ikke å hindre pumpingen av behandlingsfluidet og uten å fjerne perforeringsinnretningen fra brønnhullet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor perforeringsinnretningen (101) beveges til en posisjon over nivået for de åpne perforeringer (210).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor perforeringsinnretningen (101) er en selvavfyrende perforeringsinnretning som inneholder flere sett av en eller flere formede perforeringsladninger (124, 134, 144, 154) og hvor nevnte avledningsmiddel omfatter kuletetninger (216).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor den videre omfatter gjentagelse av trinn c) for minst ett intervall til i den ene eller de flere undergrunnsformasjoner.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor avledningsmidler som anvendes i brønnhullet er valgt fra gruppen kuletetninger, partikler, geler, viskøse fluider og skum.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor avledningsmidlene som anvendes i brønnhullet er i det minste én mekanisk glidehylse (300).
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor perforeringsinnretningen (101) i tillegg brukes til å aktuere de mekaniske glidehylser (300).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor avledningsmiddelet som anvendes i brønnhullet er minst én mekanisk klaffventil (170).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor perforeringsinnretningen (101) i tillegg brukes til å aktuere den mekaniske klaffventil (170).
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor en kabel (107) brukes til opphenging av perforeringsinnretningen (101) i brønnhullet.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor en kabelisolasjonsinnretning posisjoneres i brønnhullet nær det punkt hvor behandlingsfluidet går inn i brønnhullet for å beskytte kabelen mot behandlingsfluidet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor behandlingsfluidet er valgt fra gruppen med en oppslemming av et proppemateriale og et bærefluid, et fraktureringsfluid som ikke inneholder noe proppemateriale, en syreløsning og et organisk løsemiddel.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor en rørstreng brukes til opphenging av perforeringsinnretningen (101) i brønnhullet.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor en rørstrengisolasjonsinnretning posisjoneres i brønnhullet nær det punkt hvor behandlingsfluidet kommer inn i brønnhullet for å beskytte rørstrengen mot behandlingsfluidet.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor rørstrengen velges fra gruppen ved kveilerør og sammenføyd rør.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor perforeringsinnretningen (101) er en perforeringskanon med selektiv avfyring, som inneholder flere sett med én eller flere formede perforeringslandninger (124, 134, 144, 154).
17. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor perforeringsinnretningen (101) er en stråleskjæreinnretning som bruker fluid som pumpes ned rørstrengen for etablering av hydraulisk forbindelse mellom brønnhullet og det ene eller de flere intervaller i nevnte ene eller flere undergrunnsformasjoner.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor brønnhullet har foringsrørførte perforeringsladninger som er festet til foringsrøret i lokaliseringer som korresponderer med de flere intervaller av nevnte ene eller flere undergrunnsformasjoner, og at perforeringsinnretningen aktuerer i det minste én av de foringsrørførte ladninger for å perforere minst ett intervall i nevnte ene eller flere undergrunnsformasjoner.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor en traktorinnretning (131, 133) brukes til å bevege perforeringsinnretningen inne i brønnhullet.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor traktorinnretningen (131, 133) aktueres av et medfølgende datamaskinsystem som også aktuerer perforeringsinnretningen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor traktorinnretningen (131, 133) aktueres og styres ved hjelp av en kabelkommunikasjon.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor perforeringsinnretningen (101) har en dybdeposisjonsgiver som er forbundet til denne for styring av lokaliseringen av perforeringsinnretningen i brønnhullet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US21922900P | 2000-07-18 | 2000-07-18 | |
PCT/US2001/022284 WO2002006629A1 (en) | 2000-07-18 | 2001-07-16 | Method for treating multiple wellbore intervals |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20030241D0 NO20030241D0 (no) | 2003-01-17 |
NO20030241L NO20030241L (no) | 2003-03-18 |
NO324164B1 true NO324164B1 (no) | 2007-09-03 |
Family
ID=22818417
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20030241A NO324164B1 (no) | 2000-07-18 | 2003-01-17 | Fremgangsmate for behandling av multiple bronnintervaller |
Country Status (19)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6543538B2 (no) |
EP (1) | EP1305501B1 (no) |
CN (1) | CN1298961C (no) |
AR (1) | AR029844A1 (no) |
AU (2) | AU2001276926B2 (no) |
BR (1) | BR0112616B1 (no) |
CA (1) | CA2416040C (no) |
DE (1) | DE60122532T2 (no) |
DZ (1) | DZ3387A1 (no) |
EA (1) | EA004186B1 (no) |
EG (1) | EG23200A (no) |
MX (1) | MXPA03000422A (no) |
MY (1) | MY121476A (no) |
NO (1) | NO324164B1 (no) |
OA (1) | OA12336A (no) |
PE (1) | PE20020198A1 (no) |
TN (1) | TNSN01107A1 (no) |
TW (1) | TW499538B (no) |
WO (1) | WO2002006629A1 (no) |
Families Citing this family (372)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US7283061B1 (en) * | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
US20040239521A1 (en) | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
US6854533B2 (en) * | 2002-12-20 | 2005-02-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for drilling with casing |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6488082B2 (en) * | 2001-01-23 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely operated multi-zone packing system |
US6557634B2 (en) * | 2001-03-06 | 2003-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
US6789624B2 (en) * | 2002-05-31 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
US6575247B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
US6830104B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US6688389B2 (en) * | 2001-10-12 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for locating joints in coiled tubing operations |
CA2412072C (en) | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7096945B2 (en) * | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6776238B2 (en) * | 2002-04-09 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore |
US6945330B2 (en) * | 2002-08-05 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Slickline power control interface |
US8167047B2 (en) | 2002-08-21 | 2012-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US7516792B2 (en) | 2002-09-23 | 2009-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remote intervention logic valving method and apparatus |
US6837310B2 (en) * | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
US6978840B2 (en) * | 2003-02-05 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production |
US7216703B2 (en) | 2003-05-09 | 2007-05-15 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for testing and treatment of a completed well with production tubing in place |
US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7066266B2 (en) * | 2004-04-16 | 2006-06-27 | Key Energy Services | Method of treating oil and gas wells |
US7159660B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
US20050269101A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US20050284637A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-29 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US20050269099A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US7287592B2 (en) * | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
US20060037752A1 (en) * | 2004-08-20 | 2006-02-23 | Penno Andrew D | Rat hole bypass for gravel packing assembly |
US7191833B2 (en) * | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
US20060070740A1 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-06 | Surjaatmadja Jim B | System and method for fracturing a hydrocarbon producing formation |
US20060086507A1 (en) * | 2004-10-26 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore cleanout tool and method |
US7228908B2 (en) * | 2004-12-02 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells |
US7703525B2 (en) | 2004-12-03 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well perforating and fracturing |
US7287596B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-10-30 | Frazier W Lynn | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
US20090084553A1 (en) * | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7322417B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7278486B2 (en) * | 2005-03-04 | 2007-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing method providing simultaneous flow back |
US7267172B2 (en) | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US20060278394A1 (en) * | 2005-06-09 | 2006-12-14 | Ronnie Stover | System and method for perforating and fracturing in a well |
US7631698B2 (en) * | 2005-06-20 | 2009-12-15 | Schlamberger Technology Corporation | Depth control in coiled tubing operations |
EA012893B1 (ru) | 2005-08-19 | 2009-12-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин |
US7343975B2 (en) * | 2005-09-06 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for stimulating a well |
CA2623100C (en) | 2005-09-19 | 2014-10-28 | Pioneer Natural Resources Usa Inc | Well treatment device, method, and system |
US7387162B2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-06-17 | Owen Oil Tools, Lp | Apparatus and method for selective actuation of downhole tools |
US8151874B2 (en) | 2006-02-27 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal recovery of shallow bitumen through increased permeability inclusions |
US7540326B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for well treatment and perforating operations |
US7691789B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
US7866396B2 (en) * | 2006-06-06 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for completing a multiple zone well |
US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US20080000637A1 (en) * | 2006-06-29 | 2008-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry |
US8281860B2 (en) * | 2006-08-25 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation |
US7963342B2 (en) * | 2006-08-31 | 2011-06-21 | Marathon Oil Company | Downhole isolation valve and methods for use |
US7762323B2 (en) * | 2006-09-25 | 2010-07-27 | W. Lynn Frazier | Composite cement retainer |
US7637317B1 (en) | 2006-10-06 | 2009-12-29 | Alfred Lara Hernandez | Frac gate and well completion methods |
US7510017B2 (en) * | 2006-11-09 | 2009-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing and communicating in wells |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US7779926B2 (en) * | 2006-12-05 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore plug adapter kit and method of using thereof |
US7814978B2 (en) | 2006-12-14 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing expansion and formation compression for permeability plane orientation |
US7584790B2 (en) * | 2007-01-04 | 2009-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of isolating and completing multi-zone frac packs |
US8245782B2 (en) | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
US7617871B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
CA2676679C (en) * | 2007-01-29 | 2014-06-03 | Noetic Engineering Inc. | A method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well |
CA2799564C (en) | 2007-02-12 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of flow testing formation zones |
CA2580590C (en) * | 2007-03-02 | 2010-02-23 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method of fracturing |
US7909096B2 (en) * | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
US7938185B2 (en) * | 2007-05-04 | 2011-05-10 | Bp Corporation North America Inc. | Fracture stimulation of layered reservoirs |
US20090130938A1 (en) * | 2007-05-31 | 2009-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
US7832485B2 (en) * | 2007-06-08 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Riserless deployment system |
US7810567B2 (en) * | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US7640982B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of injection plane initiation in a well |
US7647966B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
US7640975B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control for increased permeability planes in unconsolidated formations |
US8157012B2 (en) * | 2007-09-07 | 2012-04-17 | Frazier W Lynn | Downhole sliding sleeve combination tool |
US8714250B2 (en) | 2007-10-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multilayered ball sealer and method of use thereof |
GB2471026A (en) * | 2007-12-12 | 2010-12-15 | Schlumberger Holdings | Device and method to reduce breakdown/fracture initiation pressure |
US7708066B2 (en) * | 2007-12-21 | 2010-05-04 | Frazier W Lynn | Full bore valve for downhole use |
US7832477B2 (en) | 2007-12-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing deformation and control for inclusion propagation |
US8950480B1 (en) | 2008-01-04 | 2015-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole tool delivery system with self activating perforation gun with attached perforation hole blocking assembly |
US7703507B2 (en) * | 2008-01-04 | 2010-04-27 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
US8037934B2 (en) * | 2008-01-04 | 2011-10-18 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
US8162051B2 (en) * | 2008-01-04 | 2012-04-24 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system with self activating perforation gun |
CN101215957B (zh) * | 2008-01-18 | 2011-04-13 | 博深工具股份有限公司 | 滚动摩擦式钻机滑套 |
CN101519962B (zh) * | 2008-02-25 | 2015-02-18 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于诊断的阀套移位工具 |
US8607864B2 (en) * | 2008-02-28 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Live bottom hole pressure for perforation/fracturing operations |
US8899339B2 (en) * | 2008-02-29 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating flow in a wellbore |
US9194227B2 (en) | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
US10119377B2 (en) * | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US7870902B2 (en) * | 2008-03-14 | 2011-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods for allowing multiple fractures to be formed in a subterranean formation from an open hole well |
US9212535B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
US7735559B2 (en) | 2008-04-21 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore |
US7934553B2 (en) | 2008-04-21 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling placement and flow at multiple gravel pack zones in a wellbore |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
WO2009135069A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
WO2009135073A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
US20100000727A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for inflow control |
HUE028944T2 (en) | 2008-07-07 | 2017-01-30 | Altarock Energy Inc | Artificial Earth Systems and Reservoir Optimization |
US7644761B1 (en) | 2008-07-14 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing method for subterranean reservoirs |
AU2009279407A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Altarock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
WO2010022283A1 (en) | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Altarock Energy, Inc. | A well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US8439116B2 (en) * | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
US20100084137A1 (en) * | 2008-10-02 | 2010-04-08 | Surjaatmadja Jim B | Methods and Equipment to Improve Reliability of Pinpoint Stimulation Operations |
US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
GB0823194D0 (en) * | 2008-12-19 | 2009-01-28 | Tunget Bruce A | Controlled Circulation work string for well construction |
US8496055B2 (en) * | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
US8672031B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating with wired drill pipe |
CA2697424A1 (en) * | 2009-03-20 | 2010-09-20 | Integrated Production Services Ltd. | Method and apparatus for perforating multiple wellbore intervals |
US8191623B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed shifting tool system |
US8905139B2 (en) | 2009-04-24 | 2014-12-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Blapper valve tools and related methods |
EP2440744A1 (en) * | 2009-06-12 | 2012-04-18 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
US20100314102A1 (en) * | 2009-06-15 | 2010-12-16 | David Yerusalimsky | Method of investigation of oil and gas-producing wells |
US8555764B2 (en) * | 2009-07-01 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun assembly and method for controlling wellbore pressure regimes during perforating |
US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8276675B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8783361B2 (en) * | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted blowout preventer and methods of use |
US8720584B2 (en) * | 2011-02-24 | 2014-05-13 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted system for controlling deep water drilling emergency situations |
US9845652B2 (en) * | 2011-02-24 | 2017-12-19 | Foro Energy, Inc. | Reduced mechanical energy well control systems and methods of use |
US8783360B2 (en) * | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted riser disconnect and method of use |
US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
US8365825B1 (en) | 2009-11-06 | 2013-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suppressing voltage transients in perforation operations |
US8272443B2 (en) * | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US8151886B2 (en) * | 2009-11-13 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Open hole stimulation with jet tool |
US20110155392A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-06-30 | Frazier W Lynn | Hydrostatic Flapper Stimulation Valve and Method |
US8739881B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
US8469089B2 (en) * | 2010-01-04 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process and apparatus to improve reliability of pinpoint stimulation operations |
CA3077883C (en) | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8381652B2 (en) | 2010-03-09 | 2013-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shaped charge liner comprised of reactive materials |
US10989011B2 (en) | 2010-03-12 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well intervention method using a chemical barrier |
US9920609B2 (en) | 2010-03-12 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
WO2011146866A2 (en) | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
WO2011149597A1 (en) | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir using autonomous tubular units |
WO2011159305A1 (en) | 2010-06-17 | 2011-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | High density powdered material liner |
US8734960B1 (en) | 2010-06-17 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | High density powdered material liner |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US9068447B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US9187977B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for stimulating a multi-zone well |
US20120018148A1 (en) * | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time field friction reduction meter and method of use |
CA2713611C (en) | 2010-09-03 | 2011-12-06 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Multi-function isolation tool and method of use |
US9133689B2 (en) | 2010-10-15 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sleeve valve |
US9638003B2 (en) | 2010-10-15 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sleeve valve |
CA2738907C (en) | 2010-10-18 | 2012-04-24 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
WO2012074614A1 (en) | 2010-12-03 | 2012-06-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Double hydraulic fracturing methods |
US8397800B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating string with longitudinal shock de-coupler |
MY165078A (en) | 2010-12-17 | 2018-02-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Autonomous downhole conveyance system |
WO2012082144A1 (en) | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well perforating with determination of well characteristics |
US8393393B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coupler compliance tuning for mitigating shock produced by well perforating |
US8985200B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensing shock during well perforating |
US8397814B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Serivces, Inc. | Perforating string with bending shock de-coupler |
AU2011341560B2 (en) | 2010-12-17 | 2016-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
US8955603B2 (en) * | 2010-12-27 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well |
US9382790B2 (en) | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US9168612B2 (en) * | 2011-01-28 | 2015-10-27 | Gas Technology Institute | Laser material processing tool |
US20120241169A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-09-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool assemblies with quick connectors and shock mitigating capabilities |
US9689223B2 (en) | 2011-04-01 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectable, internally oriented and/or integrally transportable explosive assemblies |
US8881816B2 (en) | 2011-04-29 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock load mitigation in a downhole perforation tool assembly |
US10808497B2 (en) | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
US8905133B2 (en) | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
WO2012161854A2 (en) | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8944171B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US9027641B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well using propellant pre-fracturing |
US9121272B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fracturing multiple zones within a well |
US8820415B2 (en) | 2011-08-17 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | System for enabling selective opening of ports |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9091152B2 (en) | 2011-08-31 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun with internal shock mitigation |
US9033041B2 (en) | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
US8955585B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9534471B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9394752B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9133671B2 (en) | 2011-11-14 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Wireline supported bi-directional shifting tool with pumpdown feature |
US9587474B2 (en) * | 2011-12-13 | 2017-03-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completing a well in a reservoir |
US8689878B2 (en) | 2012-01-03 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
US8844637B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment system for multiple zones |
US9279306B2 (en) | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
US8789596B2 (en) * | 2012-01-27 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation |
CN104136710B (zh) * | 2012-02-22 | 2017-04-05 | 国际壳牌研究有限公司 | 立管切削工具 |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US8931559B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-01-13 | Ncs Oilfield Services Canada, Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
US9297228B2 (en) | 2012-04-03 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shock attenuator for gun system |
US9080401B2 (en) | 2012-04-25 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Fluid driven pump for removing debris from a wellbore and methods of using same |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9850748B2 (en) | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
WO2013184238A1 (en) | 2012-06-06 | 2013-12-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for secondary sealing of a perforation within a wellbore casing |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
RU2500881C1 (ru) * | 2012-06-20 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по использованию энергии взрыва в геофизике" (ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика") | Способ инициирования перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах |
US8973662B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool capable of providing a hydraulic barrier and methods of using same |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
CN103573230B (zh) * | 2012-07-24 | 2017-03-08 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 一种选择性开采工艺及其设备 |
WO2014036742A1 (en) | 2012-09-10 | 2014-03-13 | Schlumberger Canada Limited | Method for transverse fracturing of a subterranean formation |
US8978749B2 (en) | 2012-09-19 | 2015-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management with tuned mass damper |
US9598940B2 (en) | 2012-09-19 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforation gun string energy propagation management system and methods |
GB2522145A (en) * | 2012-10-04 | 2015-07-15 | Nexen Energy Ulc | Improved hydraulic fracturing process for deviated wellbores |
WO2014077948A1 (en) | 2012-11-13 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
US10138707B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
WO2014077949A1 (en) * | 2012-11-15 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore flow-control assemblies for hydrocarbon wells, and systems and methods including the same |
EP2735695A1 (en) * | 2012-11-22 | 2014-05-28 | Welltec A/S | Downhole tool |
WO2014084868A1 (en) | 2012-12-01 | 2014-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection of electronic devices used with perforating guns |
US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
US9284808B2 (en) | 2012-12-05 | 2016-03-15 | David Wright | Chemical deepwater stimulation systems and methods |
WO2014099206A1 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods inclucding the same |
WO2014099306A2 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
CA2892997C (en) | 2012-12-21 | 2017-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for stimulating a multi-zone subterranean formation |
WO2014099207A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid plugs as downhole sealing devices and systems and methods including the same |
RU2517250C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Игорь Михайлович Глазков | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин |
US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
AR095671A1 (es) * | 2013-03-18 | 2015-11-04 | Schlumberger Technology Bv | Válvula de manga |
CN103306656B (zh) * | 2013-06-05 | 2015-12-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种油气井单翼裂缝压裂工艺 |
US9228414B2 (en) | 2013-06-07 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
US9416626B2 (en) | 2013-06-21 | 2016-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool and methods of using same |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
US9388674B2 (en) * | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Bruce Mitchell | Casing perforating and erosion system for cavern erosion in a heavy oil formation and method of use |
US9546534B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier |
CN103470240A (zh) * | 2013-08-20 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分簇射孔与前置投球相结合的水力压裂方法 |
US9631468B2 (en) * | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
US9677379B2 (en) * | 2013-12-11 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Completion, method of completing a well, and a one trip completion arrangement |
US9410394B2 (en) | 2013-12-11 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments |
WO2015089458A1 (en) | 2013-12-13 | 2015-06-18 | Schlumberger Canada Limited | Creating radial slots in a wellbore |
US10221667B2 (en) | 2013-12-13 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Laser cutting with convex deflector |
US20150176388A1 (en) * | 2013-12-23 | 2015-06-25 | Randy C. Tolman | Systems and Methods for Stimulating a Subterranean Formation |
US9790762B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same |
RU2571790C1 (ru) * | 2014-04-18 | 2015-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "ФХС-ПНГ" | Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты) |
US9670769B2 (en) * | 2014-05-02 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Computational model for tracking ball sealers in a wellbore |
WO2016011327A2 (en) * | 2014-07-17 | 2016-01-21 | Schlumberger Canada Limited | Heel to toe fracturing and re-fracturing method |
US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US20160024914A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring matrix acidizing operations |
WO2016022252A1 (en) | 2014-08-08 | 2016-02-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for multi-zone fracture stimulation of a well |
US9856720B2 (en) | 2014-08-21 | 2018-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation |
EP3191683A1 (en) | 2014-09-12 | 2017-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
GB2530551B (en) * | 2014-09-26 | 2016-09-21 | Delphian Ballistics Ltd | Perforating gun assembly and method of use in hydraulic fracturing applications |
CA2963397C (en) * | 2014-10-03 | 2019-04-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
WO2016069977A1 (en) | 2014-10-30 | 2016-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Creating radial slots in a subterranean formation |
US9810051B2 (en) * | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
SG11201705959UA (en) * | 2015-02-06 | 2017-08-30 | Halliburton Energy Services Inc | Multi-zone fracturing with full wellbore access |
CA2968679C (en) * | 2015-02-06 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone fracturing with full wellbore access |
CN105986799B (zh) * | 2015-02-28 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 球座封隔多簇射孔压裂管柱及施工方法 |
US9976390B2 (en) | 2015-03-30 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling fluids with leakoff control and drill cuttings removal sweeps |
US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US9828843B2 (en) * | 2015-04-09 | 2017-11-28 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10012064B2 (en) * | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US9759053B2 (en) | 2015-04-09 | 2017-09-12 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
US10082012B2 (en) * | 2015-04-10 | 2018-09-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Refracturing method using spaced shaped charges straddled with isolators on a liner string |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
WO2016182784A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
CN104912535B (zh) * | 2015-05-29 | 2017-09-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种段内多簇压裂滑套 |
AU2016297438B2 (en) | 2015-07-21 | 2020-08-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
CN106468165A (zh) * | 2015-08-19 | 2017-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝性砂岩分层压裂酸化方法 |
NO20210532A1 (en) * | 2015-10-19 | 2018-04-03 | Thru Tubing Solutions Inc | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US10196886B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Select-fire, downhole shockwave generation devices, hydrocarbon wells that include the shockwave generation devices, and methods of utilizing the same |
US10221669B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including a plurality of selective stimulation ports and methods of utilizing the same |
US10309195B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Selective stimulation ports including sealing device retainers and methods of utilizing the same |
US11795377B2 (en) | 2015-12-21 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof |
RU172681U1 (ru) * | 2016-01-27 | 2017-07-19 | Общество с ограниченной ответственностью "СтС ГеоСервис" | Устройство для обработки прискважинной зоны пласта |
US10508527B2 (en) | 2016-02-16 | 2019-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for creating multi-directional Bernoulli-induced fractures with vertical mini-holes in deviated wellbores |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
MX2018013201A (es) * | 2016-04-27 | 2019-02-21 | Highlands Natural Resources Plc | Desviador de gas para estimulacion de pozos y yacimientos. |
US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
WO2017189200A1 (en) | 2016-04-29 | 2017-11-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for autonomous tools |
US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
CN107542423A (zh) * | 2016-06-24 | 2018-01-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种筛管完井水平井膨胀套管堵水方法 |
US10563489B2 (en) * | 2016-06-27 | 2020-02-18 | Pcs Ferguson, Inc. | Downhole oil well jet pump device with memory production logging tool and related methods of use |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
WO2018048415A1 (en) * | 2016-09-09 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time diversion control for stimulation treatments using tortuosity and step-down analysis |
US11767745B2 (en) * | 2016-09-29 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Use of energetic events and fluids to fracture near wellbore regions |
US11142977B2 (en) | 2016-10-27 | 2021-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically controlled propellant in subterranean operations and equipment |
CA3040881A1 (en) | 2016-11-15 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including selective stimulation ports sealed with sealing devices and methods of operating the same |
CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10677008B2 (en) * | 2017-03-01 | 2020-06-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools and methods of controllably disintegrating the tools |
WO2018200698A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
CA3058511C (en) | 2017-04-25 | 2022-08-23 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
RU2715090C2 (ru) * | 2017-05-22 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Геофизмаш" | Локатор перфорационных отверстий и соединительных муфт обсадных ферромагнитных труб и способ его использования |
US10378311B2 (en) | 2017-07-18 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Hydraulically opened and ball on seat closed sliding sleeve assembly |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
US10771326B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
MX2020003297A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones con comunicaciones. |
AU2018347876B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
US20190120004A1 (en) * | 2017-10-24 | 2019-04-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Borehole Alteration of Tubular String to Create and Close Off Openings |
CA3081792C (en) | 2017-11-17 | 2022-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
US11384625B2 (en) * | 2017-11-21 | 2022-07-12 | Geodynamics, Inc. | Device and method for angularly orientating wellbore perforating guns |
RU2667171C1 (ru) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) |
CA2988409A1 (en) | 2017-12-20 | 2019-06-20 | Lee Energy Systems Inc. | Wireline deployed multi-stage stimulation and fracturing system |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
CN109958423A (zh) * | 2017-12-22 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改善多层压裂裂缝支撑剖面的强制闭合方法 |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
CN111542679A (zh) | 2017-12-29 | 2020-08-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于监视和优化储层增产操作的方法和*** |
CN109989737B (zh) * | 2018-01-03 | 2021-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种实现岩石自支撑裂缝的方法 |
CA3090799C (en) | 2018-02-08 | 2023-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US10364659B1 (en) | 2018-09-27 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and devices for restimulating a well completion |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
CN109973067B (zh) * | 2019-03-04 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井裂缝封堵井筒再造重复压裂方法 |
RU2708745C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта |
RU2708747C1 (ru) * | 2019-03-26 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
US10961797B2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-03-30 | Workover Solutions, Inc. | Integrated milling and production device |
US11255172B2 (en) | 2019-06-12 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Hybrid photonic-pulsed fracturing tool and related methods |
US11994009B2 (en) * | 2020-03-31 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Non-explosive CO2-based perforation tool for oil and gas downhole operations |
US11519245B2 (en) * | 2020-05-07 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well intervention-less control of perforation formation and isolation |
US11512572B2 (en) * | 2020-05-28 | 2022-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of stimulating a hydrocarbon well |
US11125076B1 (en) | 2020-07-21 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Accelerometer based casing collar locator |
US11448027B2 (en) * | 2020-08-14 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Acid wash system for wireline and slickline |
CN112253001B (zh) * | 2020-09-04 | 2022-05-17 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种海底钻机钻具强制分离装置 |
US11773707B2 (en) * | 2020-09-10 | 2023-10-03 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Methods and systems of creating fractures in a subsurface formation |
CN114427374B (zh) * | 2020-09-21 | 2024-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于断溶体油藏的井组协同控水方法 |
US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
US11649702B2 (en) | 2020-12-03 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore shaped perforation assembly |
US11859483B2 (en) * | 2021-04-30 | 2024-01-02 | Matthew Brooks | Selective overbalanced perforation and injection |
US11619127B1 (en) | 2021-12-06 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead acoustic insulation to monitor hydraulic fracturing |
US11851960B2 (en) * | 2022-05-09 | 2023-12-26 | Disruptive Downhole Technologies, Llc | Method for isolation of borehole pressure while performing a borehole operation in a pressure isolated borehole zone |
Family Cites Families (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US411314A (en) * | 1889-09-17 | Overhead frog for electric railways | ||
US2067408A (en) | 1935-03-15 | 1937-01-12 | Paul R Robb | Apparatus for cleaning wells |
US2925775A (en) | 1955-12-13 | 1960-02-23 | Borg Warner | Well casing perforator |
US2968243A (en) | 1956-07-09 | 1961-01-17 | Tubing gun | |
US2986214A (en) | 1956-12-26 | 1961-05-30 | Jr Ben W Wiseman | Apparatus for perforating and treating zones of production in a well |
US3028914A (en) | 1958-09-29 | 1962-04-10 | Pan American Petroleum Corp | Producing multiple fractures in a cased well |
US3111988A (en) | 1959-03-04 | 1963-11-26 | Pan American Petroleum Corp | Method for treating selected formations penetrated by a well |
US3118501A (en) | 1960-05-02 | 1964-01-21 | Brents E Kenley | Means for perforating and fracturing earth formations |
US3427652A (en) | 1965-01-29 | 1969-02-11 | Halliburton Co | Techniques for determining characteristics of subterranean formations |
US3366188A (en) | 1965-06-28 | 1968-01-30 | Dresser Ind | Burr-free shaped charge perforating |
US3429384A (en) | 1967-10-09 | 1969-02-25 | Schlumberger Technology Corp | Perforating apparatus |
US3547198A (en) | 1969-07-03 | 1970-12-15 | Mobil Oil Corp | Method of forming two vertically disposed fractures from a well penetrating a subterranean earth formation |
US3662833A (en) | 1970-06-03 | 1972-05-16 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for completing production wells |
US3712379A (en) | 1970-12-28 | 1973-01-23 | Sun Oil Co | Multiple fracturing process |
US3739723A (en) | 1971-08-23 | 1973-06-19 | Harrison Jet Guns Inc | Perforating gun |
US3874461A (en) | 1973-08-16 | 1975-04-01 | Western Co Of North America | Perforating apparatus |
US4101425A (en) * | 1975-04-21 | 1978-07-18 | Union Oil Company Of California | Non-aqueous acid emulsion composition and method for acid-treating siliceous geological formations |
US4111314A (en) | 1977-05-18 | 1978-09-05 | Walnut Sand & Gravel Co. | Transportable silo |
US4137182A (en) | 1977-06-20 | 1979-01-30 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for fracturing well formations using aqueous gels |
US4113314A (en) * | 1977-06-24 | 1978-09-12 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Well perforating method for solution well mining |
US4102401A (en) | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
US4139060A (en) | 1977-11-14 | 1979-02-13 | Exxon Production Research Company | Selective wellbore isolation using buoyant ball sealers |
US4244425A (en) | 1979-05-03 | 1981-01-13 | Exxon Production Research Company | Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions |
US4415035A (en) | 1982-03-18 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Method for fracturing a plurality of subterranean formations |
US4637468A (en) | 1985-09-03 | 1987-01-20 | Derrick John M | Method and apparatus for multizone oil and gas production |
US4702316A (en) | 1986-01-03 | 1987-10-27 | Mobil Oil Corporation | Injectivity profile in steam injection wells via ball sealers |
US4671352A (en) | 1986-08-25 | 1987-06-09 | Arlington Automatics Inc. | Apparatus for selectively injecting treating fluids into earth formations |
US4867241A (en) | 1986-11-12 | 1989-09-19 | Mobil Oil Corporation | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores |
US4776393A (en) | 1987-02-06 | 1988-10-11 | Dresser Industries, Inc. | Perforating gun automatic release mechanism |
US4809781A (en) | 1988-03-21 | 1989-03-07 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging highly permeable zones in a subterranean formation |
US5025861A (en) | 1989-12-15 | 1991-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Tubing and wireline conveyed perforating method and apparatus |
DE4206331A1 (de) | 1991-03-05 | 1992-09-10 | Exxon Production Research Co | Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung |
US5131472A (en) | 1991-05-13 | 1992-07-21 | Oryx Energy Company | Overbalance perforating and stimulation method for wells |
US5161618A (en) | 1991-08-16 | 1992-11-10 | Mobil Oil Corporation | Multiple fractures from a single workstring |
US5205360A (en) * | 1991-08-30 | 1993-04-27 | Price Compressor Company, Inc. | Pneumatic well tool for stimulation of petroleum formations |
US5314019A (en) | 1992-08-06 | 1994-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method for treating formations |
US5287741A (en) | 1992-08-31 | 1994-02-22 | Halliburton Company | Methods of perforating and testing wells using coiled tubing |
US5413173A (en) | 1993-12-08 | 1995-05-09 | Ava International Corporation | Well apparatus including a tool for use in shifting a sleeve within a well conduit |
US5390741A (en) | 1993-12-21 | 1995-02-21 | Halliburton Company | Remedial treatment methods for coal bed methane wells |
US5598891A (en) | 1994-08-04 | 1997-02-04 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for perforating and fracturing |
US5485882A (en) | 1994-10-27 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells |
US5579844A (en) | 1995-02-13 | 1996-12-03 | Osca, Inc. | Single trip open hole well completion system and method |
US5669448A (en) | 1995-12-08 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Overbalance perforating and stimulation method for wells |
US5722490A (en) | 1995-12-20 | 1998-03-03 | Ely And Associates, Inc. | Method of completing and hydraulic fracturing of a well |
US5704426A (en) | 1996-03-20 | 1998-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation method and apparatus |
US5954133A (en) | 1996-09-12 | 1999-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells utilizing wellbore equipment positioning apparatus |
US5803178A (en) | 1996-09-13 | 1998-09-08 | Union Oil Company Of California | Downwell isolator |
US5865252A (en) | 1997-02-03 | 1999-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods |
US5934377A (en) | 1997-06-03 | 1999-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for isolating hydrocarbon-containing formations intersected by a well drilled for the purpose of producing hydrocarbons therethrough |
AU8070798A (en) | 1997-07-24 | 1999-02-16 | Camco International, Inc. | Full bore variable flow control device |
CA2300395A1 (en) | 1997-08-26 | 1999-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stimulation of lenticular natural gas formations |
US5947200A (en) | 1997-09-25 | 1999-09-07 | Atlantic Richfield Company | Method for fracturing different zones from a single wellbore |
US6296066B1 (en) | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
US6186230B1 (en) | 1999-01-20 | 2001-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completion method for one perforated interval per fracture stage during multi-stage fracturing |
US6189621B1 (en) | 1999-08-16 | 2001-02-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Smart shuttles to complete oil and gas wells |
US6257332B1 (en) | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
-
2000
- 2000-07-16 DZ DZ003387A patent/DZ3387A1/xx active
-
2001
- 2001-06-25 US US09/891,673 patent/US6543538B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-16 EP EP01954698A patent/EP1305501B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-16 BR BRPI0112616-4A patent/BR0112616B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-07-16 DE DE60122532T patent/DE60122532T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-16 AU AU2001276926A patent/AU2001276926B2/en not_active Expired
- 2001-07-16 OA OA1200300007A patent/OA12336A/en unknown
- 2001-07-16 WO PCT/US2001/022284 patent/WO2002006629A1/en active IP Right Grant
- 2001-07-16 CA CA002416040A patent/CA2416040C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-16 PE PE2001000707A patent/PE20020198A1/es active IP Right Grant
- 2001-07-16 CN CNB018129536A patent/CN1298961C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2001-07-16 TW TW090117376A patent/TW499538B/zh not_active IP Right Cessation
- 2001-07-16 EA EA200300159A patent/EA004186B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-07-16 AU AU7692601A patent/AU7692601A/xx active Pending
- 2001-07-16 MX MXPA03000422A patent/MXPA03000422A/es active IP Right Grant
- 2001-07-17 TN TNTNSN01107A patent/TNSN01107A1/fr unknown
- 2001-07-17 MY MYPI20013382A patent/MY121476A/en unknown
- 2001-07-17 EG EG20010785A patent/EG23200A/xx active
- 2001-07-17 AR ARP010103424A patent/AR029844A1/es active IP Right Grant
-
2003
- 2003-01-17 NO NO20030241A patent/NO324164B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1305501A1 (en) | 2003-05-02 |
AU7692601A (en) | 2002-01-30 |
CN1298961C (zh) | 2007-02-07 |
WO2002006629A1 (en) | 2002-01-24 |
PE20020198A1 (es) | 2002-04-25 |
CA2416040C (en) | 2008-09-30 |
BR0112616B1 (pt) | 2010-09-08 |
MXPA03000422A (es) | 2003-10-14 |
DE60122532T2 (de) | 2007-03-01 |
OA12336A (en) | 2006-05-15 |
DE60122532D1 (de) | 2006-10-05 |
BR0112616A (pt) | 2003-04-29 |
EG23200A (en) | 2001-07-31 |
CN1443268A (zh) | 2003-09-17 |
EP1305501B1 (en) | 2006-08-23 |
TW499538B (en) | 2002-08-21 |
NO20030241D0 (no) | 2003-01-17 |
MY121476A (en) | 2006-01-28 |
DZ3387A1 (fr) | 2002-01-24 |
AR029844A1 (es) | 2003-07-16 |
EA004186B1 (ru) | 2004-02-26 |
EA200300159A1 (ru) | 2003-06-26 |
EP1305501A4 (en) | 2005-04-06 |
AU2001276926B2 (en) | 2006-04-27 |
NO20030241L (no) | 2003-03-18 |
TNSN01107A1 (fr) | 2003-04-03 |
US6543538B2 (en) | 2003-04-08 |
CA2416040A1 (en) | 2002-01-24 |
US20020007949A1 (en) | 2002-01-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324164B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av multiple bronnintervaller | |
US6394184B2 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
EP1264075B1 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
AU2001276926A1 (en) | Method for treating multiple wellbore intervals | |
AU2001236978A1 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
NO309910B1 (no) | Lateral konnektormottager til bruk ved komplettering av en forgreningsbrønn | |
NO309909B1 (no) | Forlengelsesrørtilknytningshylse | |
NO332985B1 (no) | Fremgangsmater for behandling av ±n eller flere soner av en bronnboring og et rorfort fraktureringsverktoy for bronner. | |
NO310436B1 (no) | Parallell tetningssammenstilling | |
US10954744B2 (en) | Plug and abandonment system for forming an upper plug when abandoning an oil and gas well | |
NO337054B1 (no) | Fremgangsmåte for konstruksjon og komplettering av injiseringsbrønner | |
Afghoul et al. | Coiled tubing: the next generation | |
RU2664989C1 (ru) | Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины | |
NO335718B1 (no) | Metode og apparat for behandling av en brønn | |
Kusaka et al. | Underbalance Perforation in Long Horizontal Wells in the Andrew Field | |
NO20140569A1 (no) | System, brønnoperasjonsverktøy og fremgangsmåte for brønnoperasjon | |
UA74818C2 (en) | Method and apparatus for intensification of multiple intervals of formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |