RU2008107995A - Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины - Google Patents
Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008107995A RU2008107995A RU2008107995/03A RU2008107995A RU2008107995A RU 2008107995 A RU2008107995 A RU 2008107995A RU 2008107995/03 A RU2008107995/03 A RU 2008107995/03A RU 2008107995 A RU2008107995 A RU 2008107995A RU 2008107995 A RU2008107995 A RU 2008107995A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- plug
- packing
- perforation
- forming
- Prior art date
Links
- 238000012856 packing Methods 0.000 title claims abstract 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 48
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract 26
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 17
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 claims 9
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims 6
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims 3
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 3
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 claims 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 claims 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 claims 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 claims 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
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)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Packages (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Cartons (AREA)
- Wrappers (AREA)
- General Preparation And Processing Of Foods (AREA)
Abstract
1. Способ формирования набивки во множестве перфорационных каналов в стволе скважины, содержащий следующие этапы: ! (а) формирование пробки из закупоривающего материала из твердых частиц в обсадной колонне в стволе скважины, причем пробка закрывает, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне; ! (б) формирование набивки из первого набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, расположенном над пробкой в обсадной колонне; ! (в) удаление, по меньшей мере, верхнего участка пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, верхним участком пробки; и ! (г) формирование набивки из второго набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки, причем второй набивочный материал из твердых частиц может быть одинаковым с первым набивочным материалом из твердых частиц или отличным от него. ! 2. Способ по п.1, который дополнительно содержит следующие этапы: ! (а) удаление, по меньшей мере, следующего верхнего участка пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, следующим верхним участком пробки; ! (б) формирование набивки из следующего материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, следующего верхнего участка пакера, следующий материал набивки из твердых частиц может быть одинаковым с первым материалом набивки из твердых частиц, или отличным от нег
Claims (24)
1. Способ формирования набивки во множестве перфорационных каналов в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
(а) формирование пробки из закупоривающего материала из твердых частиц в обсадной колонне в стволе скважины, причем пробка закрывает, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне;
(б) формирование набивки из первого набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, расположенном над пробкой в обсадной колонне;
(в) удаление, по меньшей мере, верхнего участка пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, верхним участком пробки; и
(г) формирование набивки из второго набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки, причем второй набивочный материал из твердых частиц может быть одинаковым с первым набивочным материалом из твердых частиц или отличным от него.
2. Способ по п.1, который дополнительно содержит следующие этапы:
(а) удаление, по меньшей мере, следующего верхнего участка пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, следующим верхним участком пробки;
(б) формирование набивки из следующего материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, следующего верхнего участка пакера, следующий материал набивки из твердых частиц может быть одинаковым с первым материалом набивки из твердых частиц, или отличным от него.
3. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, расположенный над пробкой, и, по меньшей мере, один перфорационный канал, открытый в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки, находятся в различных продуктивных интервалах.
4. Способ по п.1, в котором этап формирования пробки дополнительно содержит оставление открытым, по меньшей мере, одного перфорационного канала над верхним участком пробки.
5. Способ по п.1, в котором этап формирования пробки содержит вставление трубы через обсадную колонну в ствол скважины и закачивание закупоривающего материала из твердых частиц через трубу в ствол скважины.
6. Способ по п.1, в котором закупоривающий материала из твердых частиц выбран из группы, состоящей из: песка, карбонатного ракушечника и их смесей в любых пропорциях.
7. Способ по п.1, в котором этап удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки содержит следующее: опускание трубы в ствол скважины; прокачивание промывочной текучей среды через трубу для удаления, по меньшей мере, верхнего участка закупоривающего материала из твердых частиц.
8. Способ по п.2, в котором:
а) этап формирования набивки из первого набивочного материала из твердых частиц содержит введение первой текучей среды-носителя с первым набивочным материалом из твердых частиц в ствол скважины при условиях для формирования набивки из первого набивочного материала, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, расположенном над пробкой в обсадной колонне;
б) этап формирования набивки из второго набивочного материала из твердых частиц содержит введение второй текучей среды-носителя со вторым набивочным материалом из твердых частиц в ствол скважины при условиях для формирования набивки из второго набивочного материала, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки; и
в) этап формирования набивки из следующего набивочного материала из твердых частиц содержит введение следующей текучей среды-носителя со следующим набивочным материалом из твердых частиц в ствол скважины при условиях для формирования набивки из следующего набивочного материала, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, следующего верхнего участка пробки.
9. Способ по п.8, в котором первая текучая среда-носитель, вторая текучая среда-носитель и следующая текучая среда-носитель независимо выбираются из группы, состоящей из: незагущенной водосодержащей текучей среды, водосодержащего геля, геля на углеводородной основе, пены, вязкоэластичного геля с поверхностно-активным веществом.
10. Способ по п.8, в котором первый набивочный материал из твердых частиц, второй набивочный материал из твердых частиц и следующий набивочный материал из твердых частиц независимо выбираются из группы, содержащей: песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы; тефлоновые(материалы; ореховую скорлупу, куски шелухи семян, отвержденные частицы смолы, куски сердцевины плодов, отвержденные частицы смолы, содержащие куски сердцевины плодов, отвержденные частицы смолы, содержащие куски шелухи семян, дерево, композитные частицы и любые их смеси в любых пропорциях.
11. Способ по п.8, в котором первый набивочный материал из твердых частиц, второй набивочный материал из твердых частиц и следующий набивочный материал из твердых частиц выбираются, чтобы иметь размер, подходящий для набивки перфорационных каналов в обсадной колонне.
12. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап заполнения, по меньшей мере, некоторых поровых пространств, по меньшей мере, в одной из ранее сформированных набивок.
13. Способ по п.12, в котором этап заполнения содержит: контактирование, по меньшей мере, одной ранее сформированной набивки с материалом заполнения из твердых частиц, причем материал заполнения из твердых частиц выбирается, чтобы иметь размер для заполнения поровых пространств, по меньшей мере, в одной, ранее сформированной набивке.
14. Способ по п.1, дополнительно содержащий перфорирование обсадной колонны для формирования перфорационных каналов в обсадной колонне, до или после любого этапа способа.
15. Способ по п.14, в котором этап перфорирования выполняется после формирования набивки из первого материала набивки, по меньшей мере, в одном перфорационном канале в обсадной колонне, расположенном над пробкой.
16. Способ по п.15, в котором этап перфорирования для формирования, по меньшей мере, одного перфорационного канала в обсадной колонне, выполняется в месте обсадной колонны, которое ранее закрывалось пробкой.
17. Способ по п.14, в котором этап перфорирования для формирования, по меньшей мере, одного перфорационного канала, содержит размещение в колонне инструмента гидропескоструйного перфорирования, примыкающего к обсадной колонне, и выброс струи текучей среды из гидропескоструйного инструмента на обсадную колонну.
18. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап интенсификации притока в подземном пласте, по меньшей мере, через один перфорационный канал в обсадной колонне.
19. Способ по п.16, дополнительно содержащий этап интенсификации притока в подземном пласте, по меньшей мере, через один перфорационный канал в обсадной колонне.
20. Способ по п.19, в котором этап интенсификации притока содержит введение интенсифицирующей текучей среды в кольцевое пространство, задаваемое между рабочей колонной и обсадной колонной, для контактирования интенсифицирующей текучей среды, по меньшей мере, с одним перфорационным каналом.
21. Способ по п.19, в котором этап интенсификации притока содержит выброс пескоструйной текучей среды, по меньшей мере, через одно сопло гидропескоструйного инструмента в, по меньшей мере, один перфорационный канал.
22. Способ по п.21, в котором интенсификация притока дополнительно содержит следующие этапы:
а) введение интенсифицирующей текучей среды в кольцевое пространство, задаваемое между рабочей колонной и обсадной колонной для контактирования интенсифицирующей текучей среды, по меньшей мере, с одним перфорационным каналом; и
б) одновременный выброс пескоструйной текучей среды, по меньшей мере, через одно сопло гидропескоструйного инструмента, по меньшей мере, в один перфорационный канал.
23. Способ формирования набивки во множестве перфорационных каналов в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
а) формирование пробки из закупоривающего материала из твердых частиц в обсадной колонне в стволе скважины, причем пробка закрывает, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, и при этом, по меньшей мере, один перфорационный канал над верхней частью пробки остается открытым;
б) формирование набивки из первого набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, расположенном над пробкой в обсадной колонне;
в) удаление, по меньшей мере, верхний участок пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, верхним участком пробки;
(г) формирование набивки из второго набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки, причем второй набивочный материал из твердых частиц может быть одинаковым с первым набивочным материалом из твердых частиц или отличным от него;
д) выполнение перфорирования обсадной колонны для формирования, по меньшей мере, одного перфорационного канала в обсадной колонне; и
е) интенсификация притока через, по меньшей мере, один перфорационный канал.
24. Способ формирования набивки во множестве перфорационных каналов в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
а) формирования пробки из закупоривающего материала из твердых частиц в обсадной колонне в стволе скважины, причем пробка закрывает, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, и при этом, по меньшей мере, один перфорационный канал над верхней частью пробки остается открытым;
б) формирование набивки из первого набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, расположенном над пробкой в обсадной колонне;
в) удаление, по меньшей мере, верхнего участка пробки, чтобы открыть, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной колонне, который ранее был закрыт, по меньшей мере, верхним участком пробки; и
г) формирование набивки из второго набивочного материала из твердых частиц, по меньшей мере, в одном перфорационном канале, открытом в результате удаления, по меньшей мере, верхнего участка пробки, причем второй набивочный материал из твердых частиц может быть одинаковым с первым набивочным материалом из твердых частиц или отличным от него;
д) выполнение перфорирования обсадной колонны для формирования, по меньшей мере, одного перфорационного канала в обсадной колонне, посредством установки инструмента гидропескоструйного перфорирования, примыкающего к обсадной колонне, и выброса струи текучей среды из гидропескоструйного инструмента на обсадную колонну; и
е) интенсификация притока через, по меньшей мере, через один перфорационный канал, посредством выброса струи текучей среды, по меньшей мере, из одного сопла гидропескоструйного инструмента, по меньшей мере, в один перфорационный канал.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/195,162 | 2005-08-02 | ||
| US11/195,162 US7296625B2 (en) | 2005-08-02 | 2005-08-02 | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008107995A true RU2008107995A (ru) | 2009-09-10 |
| RU2405920C2 RU2405920C2 (ru) | 2010-12-10 |
Family
ID=37061707
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008107995/03A RU2405920C2 (ru) | 2005-08-02 | 2006-07-20 | Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7296625B2 (ru) |
| EP (1) | EP1910643A1 (ru) |
| AR (1) | AR056006A1 (ru) |
| AU (1) | AU2006274729B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0614528A2 (ru) |
| CA (1) | CA2617279C (ru) |
| MX (1) | MX2008001734A (ru) |
| NO (1) | NO20080577L (ru) |
| RU (1) | RU2405920C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007015060A1 (ru) |
Families Citing this family (72)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7552770B2 (en) * | 2005-10-13 | 2009-06-30 | Conocophillips Company | Heavy wax stimulation diverting agent |
| WO2009005387A1 (en) * | 2007-07-03 | 2009-01-08 | Schlumberger Canada Limited | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydralic fracturing |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and 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 |
| US7677312B2 (en) * | 2007-07-30 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable cement compositions containing degrading materials and methods of cementing in wellbores |
| US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
| US7690431B2 (en) * | 2007-11-14 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| 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 |
| US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
| NZ590312A (en) | 2008-07-07 | 2012-09-28 | Altarock Energy Inc | Method for stimulating a fracture in a subterranean formation to increase the energy gained from it |
| AU2009279407A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Altarock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
| US8091639B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-01-10 | University Of Utah Research Foundation | Geothermal 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 |
| US7775285B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
| US9080431B2 (en) * | 2008-12-01 | 2015-07-14 | Geodynamics, Inc. | Method for perforating a wellbore in low underbalance systems |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| 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 |
| US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US8162049B2 (en) * | 2009-06-12 | 2012-04-24 | University Of Utah Research Foundation | Injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
| US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
| US8853137B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8697612B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
| US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| 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 |
| WO2011047096A1 (en) * | 2009-10-14 | 2011-04-21 | Altarock Energy, Inc. | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
| US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US20120073809A1 (en) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Eric Clum | Diversion pill and methods of using the same |
| 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 |
| US8905133B2 (en) * | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US10808497B2 (en) * | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| 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 |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9068441B2 (en) | 2011-09-02 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Perforating stimulating bullet |
| BR112014006550A2 (pt) * | 2011-09-20 | 2017-06-13 | Saudi Arabian Oil Co | método e sistema para otimização de operações em poços com zona de perda de circulação |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| CA2851349C (en) | 2011-10-07 | 2020-01-21 | Russell L. Hill | Inorganic polymer/organic polymer composites and methods of making same |
| US8931554B2 (en) * | 2011-10-27 | 2015-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for enhancing fracture conductivity |
| US8864901B2 (en) | 2011-11-30 | 2014-10-21 | Boral Ip Holdings (Australia) Pty Limited | Calcium sulfoaluminate cement-containing inorganic polymer compositions and methods of making same |
| 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 |
| RU2496970C1 (ru) * | 2012-04-20 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
| US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
| US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9546534B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier |
| US10301523B2 (en) * | 2013-10-18 | 2019-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface treated lost circulation material |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| RU2548271C1 (ru) * | 2014-07-30 | 2015-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины |
| US20160281470A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Don L. Sheets, Jr. | Apparatus and method for maintaining a gas or oil well |
| WO2017082916A1 (en) | 2015-11-12 | 2017-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for fracturing a formation |
| US20170159402A1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing circulation during drill-out of a wellbore barrier using dissovable solid particulates |
| CA3094334C (en) * | 2018-05-14 | 2023-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pelletized diverting agents using degradable polymers |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2054353A (en) * | 1936-04-20 | 1936-09-15 | O P Yowell Service Company | Method and apparatus for shutting off water intrusion through perforated casings |
| US2749989A (en) * | 1951-10-31 | 1956-06-12 | Exxon Research Engineering Co | Method and means of completing a well |
| US2837165A (en) | 1954-10-04 | 1958-06-03 | Exxon Research Engineering Co | Permanent well completion apparatus |
| US2911048A (en) * | 1954-10-07 | 1959-11-03 | Jersey Prod Res Co | Apparatus for working over and servicing wells |
| US2785754A (en) * | 1954-10-27 | 1957-03-19 | Exxon Research Engineering Co | Permanent well completion |
| US2844205A (en) * | 1955-12-20 | 1958-07-22 | Exxon Research Engineering Co | Method for completing and servicing a well |
| US3161235A (en) | 1960-10-14 | 1964-12-15 | Charles E Carr | Method for preventing channeling in hydraulic fracturing of oil wells |
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| SU1625979A1 (ru) * | 1984-11-05 | 1991-02-07 | Л.А.Лившиц | Устройство дл эксплуатации нескольких пластов через одну скважину |
| US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5839510A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| RU2161698C2 (ru) * | 1998-09-15 | 2001-01-10 | АО Центральный научно-исследовательский технологический институт | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и приемный клапан для периодического перекрывания потока из пластов |
| US6446727B1 (en) | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| US6491098B1 (en) * | 2000-11-07 | 2002-12-10 | L. Murray Dallas | Method and apparatus for perforating and stimulating oil wells |
| US6439309B1 (en) | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
| US7066265B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
| US7273099B2 (en) * | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
-
2005
- 2005-08-02 US US11/195,162 patent/US7296625B2/en active Active
-
2006
- 2006-07-20 EP EP06765055A patent/EP1910643A1/en not_active Withdrawn
- 2006-07-20 AU AU2006274729A patent/AU2006274729B2/en not_active Ceased
- 2006-07-20 RU RU2008107995/03A patent/RU2405920C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-20 MX MX2008001734A patent/MX2008001734A/es active IP Right Grant
- 2006-07-20 CA CA2617279A patent/CA2617279C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-20 WO PCT/GB2006/002726 patent/WO2007015060A1/en active Application Filing
- 2006-07-20 BR BRPI0614528-0A patent/BRPI0614528A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-07-27 AR ARP060103259A patent/AR056006A1/es not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-01-31 NO NO20080577A patent/NO20080577L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1910643A1 (en) | 2008-04-16 |
| US20070029086A1 (en) | 2007-02-08 |
| CA2617279C (en) | 2010-10-19 |
| WO2007015060A1 (en) | 2007-02-08 |
| AR056006A1 (es) | 2007-09-12 |
| US7296625B2 (en) | 2007-11-20 |
| NO20080577L (no) | 2008-05-02 |
| BRPI0614528A2 (pt) | 2012-11-27 |
| CA2617279A1 (en) | 2007-02-08 |
| RU2405920C2 (ru) | 2010-12-10 |
| AU2006274729A1 (en) | 2007-02-08 |
| MX2008001734A (es) | 2008-04-07 |
| AU2006274729B2 (en) | 2010-09-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008107995A (ru) | Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины | |
| RU2398959C2 (ru) | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) | |
| CN101566053B (zh) | 便于井眼处理和开采的系统和方法 | |
| US9970257B2 (en) | One-trip method of plugging a borehole for well abandonment | |
| CA2512480C (en) | Controlling transient pressure conditions in a wellbore | |
| RU2375561C2 (ru) | Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) | |
| CA1081608A (en) | Selective wellbore isolation using buoyant ball sealers | |
| RU2004123638A (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| US20070256826A1 (en) | Multi-zone frac-packing using screen-conveyed linear charges | |
| GB2406114A (en) | Improving reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| EP3698015B1 (en) | A system and method of cleaning an annular area in a well | |
| CN106761612A (zh) | 拉链式布缝的双压裂水平井异井异步注水采油方法 | |
| RU2656255C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2667240C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2374437C1 (ru) | Способ проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта без подъема внутрискважинной компоновки | |
| RU2005110919A (ru) | Способ извлечения скважинного фильтра из гравийной обсыпки | |
| RU2123106C1 (ru) | Способ создания трещины гидроразрыва в заданном интервале пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2278243C2 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2041347C1 (ru) | Способ воздействия на угольный пласт | |
| RU2272890C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160721 |