RU2833269C1 - Method for staged operation of wellbore and rubber plug for said method - Google Patents
Method for staged operation of wellbore and rubber plug for said method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2833269C1 RU2833269C1 RU2022133413A RU2022133413A RU2833269C1 RU 2833269 C1 RU2833269 C1 RU 2833269C1 RU 2022133413 A RU2022133413 A RU 2022133413A RU 2022133413 A RU2022133413 A RU 2022133413A RU 2833269 C1 RU2833269 C1 RU 2833269C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plug
- sliding sleeve
- pipe string
- wellbore
- section
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на связанные заявкиCross reference to related applications
Настоящая заявка заявляет приоритеты согласно китайской патентной заявки № 202010534849.2, озаглавленной «Staged stimulation pipe string for well cementation and method» и поданной 12 июня 2020 г., китайской патентной заявки № 202010534828.0, озаглавленной «Wellbore operation preparation method for single channel well construction», поданной 12 июня 2020 г., и китайской патентной заявки № 202010596721.9, озаглавленной «Rubber plug and bumping tool for tubing cementation including the same», поданной 28 июня 2020 г., полное содержание которых включено в настоящий документ посредством ссылки.This application claims priority under Chinese Patent Application No. 202010534849.2, entitled “Staged stimulation pipe string for well cementation and method” and filed on June 12, 2020, Chinese Patent Application No. 202010534828.0, entitled “Wellbore operation preparation method for single channel well construction” and filed on June 12, 2020, and Chinese Patent Application No. 202010596721.9, entitled “Rubber plug and bumping tool for tubing cementation including the same” and filed on June 28, 2020, the entire contents of which are incorporated herein by reference.
Область техникиField of technology
Настоящее изобретение относится к технической области разработки месторождений нефти/газа и, в частности, к способу поэтапной эксплуатации ствола скважины и резиновой пробке, используемой для способа поэтапной эксплуатации ствола скважины.The present invention relates to the technical field of oil/gas field development and, in particular, to a method for staged operation of a wellbore and a rubber plug used for the method for staged operation of a wellbore.
Уровень техникиState of the art
Для существующих залежей нефти/газа, особенно плотных залежей нефти/газа, при строительстве скважин обычно применяется технология поэтапного воздействия, включающая операционные этапы цементирования скважин, заканчивания скважин, гидроразрыва пласта и т. д. Обычным способом гидроразрыва пласта является поэтапный гидроразрыв пласта для длинного горизонтального участка, и соответствующие ему способы заканчивания скважины в основном включают поэтапное заканчивание с перфорацией обсадной колонны и поэтапное заканчивание в необсаженном стволе.For existing oil/gas reservoirs, especially tight oil/gas reservoirs, well construction generally adopts staged stimulation technology, including the operational steps of well cementing, well completion, hydraulic fracturing, etc. The common hydraulic fracturing method is staged hydraulic fracturing for a long horizontal section, and the corresponding well completion methods mainly include staged completion with casing perforation and staged completion in open hole.
Поэтапное заканчивание с перфорацией обсадной колонны и поэтапное заканчивание с необсаженным стволом включают довольно много соответствующих процессов, поэтому для выполнения различных операций в скважину необходимо спускать различное оборудование. Например, поэтапное заканчивание с перфорацией обсадной колонны включает этапы проходки после бурения, цементирования обсадной колонны, измерения звука, проходки, перфорации, очистки трубы, спуска колонны труб с поэтапной заканчиванием, вытеснения бурового раствора и т. д. Поэтапное заканчивание необсаженного ствола включает этапы имитации проходки в горизонтальном участке после бурения, продавливания-освобождения колонны ступенчатых труб необсаженного ствола через бурильную штангу, вытеснение бурового раствора в горизонтальном участке, герметизацию пакера через шароотвод, сброс, перемещение бурового раствора в вертикальном участке, протягивание-проталкивание-освобождение колонны труб, спуск натяжной колонны и т. д.The staged completion with casing perforation and the staged completion with open hole involve quite a lot of corresponding processes, so different equipment must be lowered into the well to perform different operations. For example, the staged completion with casing perforation includes the steps of drilling after drilling, cementing the casing, measuring the sound, drilling, perforating, cleaning the pipe, running the pipe string with staged completion, displacing the drilling mud, etc. The staged completion with open hole includes the steps of simulating drilling in the horizontal section after drilling, pushing and releasing the open hole step pipe string through the drill rod, displacing the drilling mud in the horizontal section, sealing the packer through the ball joint, dumping, moving the drilling mud in the vertical section, pulling-pushing-releasing the pipe string, running the tension string, etc.
Так, в документе CN 105134154A раскрыта колонна труб для поэтапного выполнения гидроразрыва и способ поэтапного выполнения гидроразрыва с ее использованием. Согласно раскрытому способу поэтапного выполнения гидроразрыва колонну обсадных труб опускают в ствол скважины и выполняют операцию цементирования. Затем внутреннюю колонну труб опускают в обсадную колонну труб так, чтобы пакер достиг положення ниже, чем самая нижняя скользящая муфта. После этого внутреннюю колонну труб поднимают так, чтобы пакер находился во внутренней трубке скользящей муфты. Пакер приводится в нисходящее движение гидравлическим давлением, тем самым толкая внутреннюю трубку скользящей муфты для перемещения, так что открывается направляющее поток отверстие, соединяющее внутреннюю и внешнюю части устройства. В этом случае операция гидроразрыва может быть выполнена на этом этапе. Недостатком раскрытой технологии является невозможность обеспечения герметичности между различными этапами.Традиционный процесс поэтапного заканчивания скважины, как упоминалось выше, требует довольно много этапов, длительного операционного периода и разнообразного оборудования. Это приводит к высоким затратам на строительство скважин и низким выгодам от разработки плотных залежей нефти/газа. Следовательно, традиционная технология заканчивания скважины не может удовлетворить производственные потребности.Thus, in document CN 105134154A, a tubing string for staged hydraulic fracturing and a method for staged hydraulic fracturing using the same are disclosed. According to the disclosed method for staged hydraulic fracturing, a casing string is lowered into a wellbore and a cementing operation is performed. Then, an inner string of tubing is lowered into the casing string of tubing so that the packer reaches a position lower than the lowest sliding sleeve. After that, the inner string of tubing is raised so that the packer is in the inner tube of the sliding sleeve. The packer is driven downward by hydraulic pressure, thereby pushing the inner tube of the sliding sleeve to move, so that a flow guiding hole is opened, connecting the inner and outer parts of the device. In this case, the hydraulic fracturing operation can be performed at this stage. The disadvantage of the disclosed technology is the inability to ensure tightness between the different stages. The traditional staged well completion process, as mentioned above, requires quite a lot of stages, a long operating period and various equipment. This leads to high well construction costs and low benefits from developing tight oil/gas deposits. Therefore, the traditional well completion technology cannot meet production needs.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
С целью решения некоторых или всех вышеперечисленных технических проблем, существующих в предшествующем уровне техники, в настоящем изобретении предлагается способ поэтапной эксплуатации ствола скважины, посредством которого цементирование скважины, заканчивание скважины и операции гидроразрыва пласта могут быть реализованы одновременно. Способ требует всего несколько этапов и, таким образом, имеет короткий операционный период и может широко использоваться в различных типах залежей нефти/газа. В настоящем изобретении дополнительно предлагается резиновая пробка для такого способа поэтапной эксплуатации ствола скважины.In order to solve some or all of the above technical problems existing in the prior art, the present invention provides a method for staged wellbore operation, by which well cementing, well completion and hydraulic fracturing operations can be implemented simultaneously. The method requires only a few steps and thus has a short operating period and can be widely used in various types of oil/gas reservoirs. The present invention further provides a rubber plug for such a method for staged wellbore operation.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения предложен способ поэтапной эксплуатации ствола скважины, включающий следующие этапы: спуск, после выполнения операции первой проходки скважины в стволе скважины, колонны труб в стволе скважины, при этом колонна труб содержит, вдоль направления снизу вверх, плавающий обруч, седло пробки, скользящую муфту забойного конца и скользящую муфту для гидроразрыва пласта; выполнение операции цементирования, при которой цементный раствор, закачиваемый во внутреннюю полость колонны труб, поступает в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающий обруч с образованием цементной оболочки, при этом цементная оболочка изолирует скользящую муфту забойного конца от скользящей муфты для гидроразрыва пласта; выполнение операции второй проходки для обеспечения открытия скользящей муфты забойного конца колонны труб; выполнение опрессовки для колонны труб; и выполнение поэтапного проведения гидроразрыва пласта.According to a first aspect of the present invention, a method for staged operation of a wellbore is proposed, comprising the following stages: lowering, after performing a first well penetration operation in the wellbore, a pipe string in the wellbore, wherein the pipe string comprises, along the bottom-up direction, a floating hoop, a plug seat, a bottom-end sliding sleeve and a sliding sleeve for hydraulic fracturing; performing a cementing operation, in which the cement slurry pumped into the internal cavity of the pipe string enters the annular space between the pipe string and the wellbore through the plug seat and the floating hoop to form a cement shell, wherein the cement shell isolates the bottom-end sliding sleeve from the sliding sleeve for hydraulic fracturing; performing a second penetration operation to ensure opening of the bottom-end sliding sleeve of the pipe string; performing pressure testing for the pipe string; and performing staged hydraulic fracturing of the formation.
В предпочтительном варианте осуществления этап выполнения операции цементирования включает: закачку предварительно подготовленной жидкости в колонну труб, при этом предварительно подготовленная жидкость поступает в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающий обруч для очистки; закачивание цементного раствора для поступления в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающий обруч; введение резиновой пробки в ствол скважины и закачивание вытесняющего флюида для приведения в движение резиновой пробки для перемещения вниз до тех пор, пока она не соприкоснется с седлом пробки; и закрытие скважины для повышения давления и ожидание затвердевания цемента.In a preferred embodiment, the step of performing the cementing operation includes: pumping a pre-prepared fluid into a pipe string, wherein the pre-prepared fluid enters the annular space between the pipe string and the wellbore through a plug seat and a floating hoop for cleaning; pumping a cement slurry to enter the annular space between the pipe string and the wellbore through the plug seat and the floating hoop; introducing a rubber plug into the wellbore and pumping a displacement fluid to drive the rubber plug to move downward until it contacts the plug seat; and shutting in the well to increase pressure and wait for the cement to harden.
В конкретном варианте осуществления закачивается предварительно подготовленная жидкость с объемом, подобранным таким образом, чтобы в кольцевом пространстве образовался участок жидкости протяженностью 200-300 м.In a specific embodiment, a pre-prepared liquid is pumped in a volume selected in such a way that a section of liquid 200-300 m long is formed in the annular space.
В конкретном варианте осуществления цементный раствор закачивается в объеме, выбранном таким образом, чтобы высота возврата цементного раствора составляла по меньшей мере 200 м над скользящей муфтой для гидроразрыва пласта.In a particular embodiment, the cement slurry is pumped in a volume selected such that the return height of the cement slurry is at least 200 m above the sliding fracturing sleeve.
В конкретном варианте осуществления повышение давления выполняют до давления на 3-5 МПа выше перепада давления столба жидкости.In a specific embodiment, the pressure increase is performed to a pressure of 3-5 MPa above the pressure drop of the liquid column.
В предпочтительном варианте осуществления этап выполнения операции второй проходки включает: выполнение операции установки пробки для определения положения резиновой пробки; и оценку того, находится ли положение резиновой пробки над скользящей муфтой забойного конца, и, если да, то дополнительное выполнение операции удаления пробки.In a preferred embodiment, the step of performing the second penetration operation includes: performing a plug installation operation to determine the position of the rubber plug; and assessing whether the position of the rubber plug is above the sliding sleeve of the downhole end, and, if so, further performing a plug removal operation.
В конкретном варианте осуществления операцию установки пробки выполняют с помощью гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, соединенных с колонной для установки пробки, при этом наружный диаметр гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра составляет на 20-30 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб, а максимальный наружный диаметр колонны для установки пробки составляет на 3-5 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб, причем гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра имеют скорость спуска 10-20 м/мин.In a specific embodiment, the plug installation operation is performed using small diameter flexible tubing connected to a plug installation column, wherein the outer diameter of the small diameter flexible tubing is 20-30 mm smaller than the inner diameter of the pipe column, and the maximum outer diameter of the pipe column for installing the plug is 3-5 mm smaller than the inner diameter of the pipe column, wherein the small diameter flexible tubing has a descent speed of 10-20 m/min.
В предпочтительном варианте осуществления нагнетание давления повторяют несколько раз, если гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра заторможены в каком-либо положении во время спуска, и указанное положение является положением резиновой пробки, если положение, в котором гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра заторможены, остается неизменным.In a preferred embodiment, the pressurization is repeated several times if the small diameter flexible tubing is jammed in any position during the descent, and said position is the position of the rubber plug if the position in which the small diameter flexible tubing is jammed remains unchanged.
В конкретном варианте осуществления операцию удаления пробки выполняют с помощью гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, соединенных с колонной для удаления пробки, при этом максимальный наружный диаметр колонны для удаления пробки на 6-8 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб.In a specific embodiment, the plug removal operation is performed using small diameter flexible tubing connected to a plug removal column, wherein the maximum outer diameter of the plug removal column is 6-8 mm less than the inner diameter of the pipe column.
В конкретном варианте осуществления резиновая пробка выбуривается для положения на 10-20 м ниже нижней поверхности скользящей муфты забойного конца.In a specific embodiment, the rubber plug is drilled to a position 10-20 m below the lower surface of the sliding sleeve of the downhole end.
В конкретном варианте осуществления резиновую пробку выбуривают путем закачки рабочего флюида для удаления пробки для приведения в движение бурового долота через колонну для удаления пробки, причем рабочий флюид для удаления пробки закачивают с расходом 300-500 л/мин.In a specific embodiment, the rubber plug is drilled out by pumping a plug removal fluid to drive the drill bit through the plug removal string, wherein the plug removal fluid is pumped at a rate of 300-500 l/min.
В предпочтительном варианте осуществления операцию вытеснения рабочего флюида для удаления пробки в колонне труб выполняют после операции удаления пробки.In a preferred embodiment, the operation of displacing the working fluid to remove the plug in the pipe string is performed after the operation of removing the plug.
В предпочтительном варианте осуществления гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра поднимаются после контакта с резиновой пробкой в колонне труб, и рабочий флюид для строительства скважины закачивают для вытеснения рабочего флюида для удаления пробки в колонне труб.In a preferred embodiment, the small diameter flexible tubing is raised after contacting the rubber plug in the tubing string, and well construction fluid is pumped to displace the well construction fluid to remove the plug in the tubing string.
В предпочтительном варианте осуществления величина давления закачки рабочего флюида для строительства скважины снижается ступенчато.In a preferred embodiment, the injection pressure of the working fluid for well construction is reduced in stages.
В предпочтительном варианте осуществления рабочий флюид для строительства скважины представляет собой реакционный флюид, воздействующий на скользящие муфты колонны труб, при этом перед рабочим флюидом для строительства скважины закачивается буферная жидкость.In a preferred embodiment, the working fluid for well construction is a reactive fluid acting on the sliding sleeves of the pipe string, and a spacer fluid is pumped in front of the working fluid for well construction.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения предоставляется резиновая пробка, используемая в упомянутом выше способе поэтапной эксплуатации ствола скважины, содержащая: сердцевину пробки, содержащую вставную головку, основной корпус и соединительный хвостовик, при этом на наружной стенке вставной головки расположена кольцевая монтажная канавка; чашку, расположенную на наружной стенке соединительного хвостовика; и фиксирующий элемент, расположенный в монтажной канавке.According to the second aspect of the present invention, a rubber plug is provided, used in the above-mentioned method of staged operation of a wellbore, comprising: a plug core, comprising an insert head, a main body and a connecting shank, wherein an annular mounting groove is located on the outer wall of the insert head; a cup located on the outer wall of the connecting shank; and a locking element located in the mounting groove.
В предпочтительном варианте осуществления монтажная канавка содержит первый прямой участок, примыкающий к основному корпусу сердцевины пробки, и первый наклонный участок, примыкающий к первому прямому участку, при этом первый наклонный участок выполнен таким образом, что наружный диаметр вставной головки резиновой пробки постепенно увеличивается. Фиксирующий элемент выполнен в виде С-образного храпового кольца, внутренняя поверхность стенки которого содержит первый прямой ответный участок в его верхней части, находящийся в зацеплении с первым прямым участком, и первый наклонный ответный участок в его нижней части, находящийся в зацеплении с первым наклонным участком. Верхняя торцевая поверхность С-образного храпового кольца упирается в нижнюю торцевую поверхность основного корпуса сердцевины пробки.In a preferred embodiment, the mounting groove comprises a first straight section adjacent to the main body of the plug core, and a first inclined section adjacent to the first straight section, wherein the first inclined section is made in such a way that the outer diameter of the insert head of the rubber plug gradually increases. The locking element is made in the form of a C-shaped ratchet ring, the inner surface of the wall of which comprises a first straight mating section in its upper part, engaged with the first straight section, and a first inclined mating section in its lower part, engaged with the first inclined section. The upper end surface of the C-shaped ratchet ring rests against the lower end surface of the main body of the plug core.
В предпочтительном варианте осуществления вставная головка сердцевины пробки содержит второй прямой участок, соединенный с первым наклонным участком, второй наклонный участок, соединенный со вторым прямым участком, и направляющий участок, соединенный со вторым наклонным участком. Второй наклонный участок выполнен таким образом, что наружный диаметр вставной головки постепенно уменьшается сверху вниз, а направляющий участок выполнен в виде сферической поверхности.In a preferred embodiment, the insert head of the cork core comprises a second straight section connected to the first inclined section, a second inclined section connected to the second straight section, and a guide section connected to the second inclined section. The second inclined section is designed in such a way that the outer diameter of the insert head gradually decreases from top to bottom, and the guide section is designed as a spherical surface.
В предпочтительном варианте осуществления на наружной стенке основного корпуса сердцевины пробки образованы первая ступенчатая поверхность, обращенная вверх, вторая ступенчатая поверхность, обращенная вниз, и уплотнительная канавка для приема уплотнительного кольца, при этом вторая ступенчатая поверхность расположена ниже первой ступенчатой поверхности, а уплотнительная канавка расположена между первой ступенчатой поверхностью и второй ступенчатой поверхностью.In a preferred embodiment, a first stepped surface facing upward, a second stepped surface facing downward, and a sealing groove for receiving a sealing ring are formed on the outer wall of the main body of the plug core, wherein the second stepped surface is located below the first stepped surface, and the sealing groove is located between the first stepped surface and the second stepped surface.
В предпочтительном варианте осуществления на верхнем торце основного корпуса сердцевины пробки обеспечен переходной участок с относительно увеличенным наружным диаметром, при этом наружный диаметр основного корпуса чашки является таким же, как у переходного участка.In a preferred embodiment, a transition section with a relatively increased outer diameter is provided at the upper end of the main body of the plug core, wherein the outer diameter of the main body of the cup is the same as that of the transition section.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
Далее предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения будут подробно описаны со ссылкой на сопроводительные графические материалы. На графических материалах:Preferred embodiments of the present invention will now be described in detail with reference to the accompanying drawings. In the drawings:
фиг. 1 показывает колонну труб согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; Fig. 1 shows a pipe column according to one embodiment of the present invention;
фиг. 2 показывает колонну труб согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения;Fig. 2 shows a pipe column according to another embodiment of the present invention;
фиг. 3 представляет собой блок-схему способа поэтапной эксплуатации ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением;Fig. 3 is a block diagram of a method for staged operation of a wellbore in accordance with the present invention;
фиг. 4 представляет собой блок-схему подэтапов этапа S320 на фиг. 3;Fig. 4 is a flow chart of the sub-steps of step S320 in Fig. 3;
фиг. 5 представляет собой блок-схему подэтапов этапа S330 на фиг. 3;Fig. 5 is a flow chart of the sub-steps of step S330 in Fig. 3;
фиг. 6 показывает резиновую пробку согласно варианту осуществления настоящего изобретения;Fig. 6 shows a rubber stopper according to an embodiment of the present invention;
фиг. 7 показывает сердцевину пробки резиновой пробки в соответствии с фиг. 6; иFig. 7 shows the core of the rubber stopper according to Fig. 6; and
фиг. 8 показывает фиксирующий элемент резиновой пробки в соответствии с фиг. 6.Fig. 8 shows the fixing element of the rubber stopper according to Fig. 6.
На графических материалах одни и те же ссылочные позиции используются для обозначения одних и тех же компонентов. Графические материалы выполнены не в реальном масштабе.In the graphic materials, the same reference numbers are used to designate the same components. The graphic materials are not drawn to scale.
Подробное описание вариантов осуществленияDetailed description of embodiments
Настоящее изобретение будет дополнительно описано ниже со ссылкой на прилагаемые графические материалы. В контексте настоящего изобретения термины направления «верхний», «вверх по течению», «вверх» и т. п. относятся к направлению к устью скважины, в то время как термины направления «нижний», «вниз по течению», «вниз» и т. п. относятся к направлению от устья скважины. Кроме того, радиальное направление к пласту указано как «радиально наружу», а направление от пласта указано как «радиально внутрь».The present invention will be further described below with reference to the accompanying drawings. In the context of the present invention, the terms "upper", "upstream", "upwards", etc. refer to the direction toward the wellhead, while the terms "lower", "downstream", "downwards", etc. refer to the direction away from the wellhead. In addition, the radial direction toward the formation is indicated as "radially outwards", and the direction away from the formation is indicated as "radially inwards".
На фиг. 1 показана колонна труб 100 согласно варианту осуществления настоящего изобретения, которая подходит для наклонного участка скважины. Как показано на фиг. 1, колонна труб 100 в основном содержит плавающий башмак 1, плавающий обруч 2, седло пробки 7, скользящую муфту забойного конца 3, скользящую муфту для гидроразрыва пласта 4, насосно-компрессорную трубу 5 и центратор 6. Плавающий башмак 1 расположен на конце колонны труб 100 для облегчения плавного опускания колонны труб 100 в ствол скважины.Fig. 1 shows a tubing string 100 according to an embodiment of the present invention, which is suitable for a deviated section of a well. As shown in Fig. 1, the tubing string 100 mainly comprises a floating shoe 1, a floating hoop 2, a plug seat 7, a bottomhole sliding sleeve 3, a fracturing sliding sleeve 4, a tubing pipe 5 and a centralizer 6. The floating shoe 1 is located at the end of the tubing string 100 to facilitate smooth lowering of the tubing string 100 into the wellbore.
Плавающий обруч 2 расположен на верхнем конце плавающего башмака 1 для обеспечения плавного опускания колонны труб 100. При этом плавающий обруч 2 используется в качестве прохода, сообщающего внутреннюю полость колонны труб 100 со стволом скважины при цементировании скважины, а также используется для приема резиновой пробки, опускаемой во внутреннюю полость колонны труб 100 позже, о чем будет подробно рассказано ниже. В непоказанном варианте осуществления настоящего изобретения колонна труб 100 содержит два плавающих обруча 2, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль осевого направления колонны труб, чтобы повысить безопасность операции и обеспечить плавные операции, такие как цементирование скважины или подобное.The floating hoop 2 is arranged at the upper end of the floating shoe 1 to ensure smooth lowering of the pipe string 100. In this case, the floating hoop 2 is used as a passage communicating the inner cavity of the pipe string 100 with the wellbore during well cementing, and is also used to receive a rubber plug lowered into the inner cavity of the pipe string 100 later, which will be described in detail below. In an embodiment of the present invention that is not shown, the pipe string 100 comprises two floating hoops 2 arranged at a distance from each other along the axial direction of the pipe string to improve the safety of the operation and ensure smooth operations such as well cementing or the like.
На верхнем конце плавающего обруча 2 расположена скользящая муфта забойного конца 3 для выполнения первой стадии операции гидроразрыва пласта после завершения цементирования скважины. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения скользящая муфта забойного конца 3 представляет собой скользящую муфту перепада давления, которая может открываться за счет перепада давления. В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, вдоль осевого направления колонны труб 100 обеспечены две скользящие муфты забойного конца 3, расположенные на расстоянии друг от друга. В качестве неограничивающего примера, скользящая муфта забойного конца 3 может быть такой, как раскрыто в CN110374571A или CN209261535U.At the upper end of the floating hoop 2, a sliding sleeve of the bottom end 3 is arranged for performing the first stage of the hydraulic fracturing operation after completion of the well cementing. In a preferred embodiment of the present invention, the sliding sleeve of the bottom end 3 is a differential pressure sliding sleeve, which can be opened due to a differential pressure. In the embodiment shown in Fig. 1, two sliding sleeves of the bottom end 3 are provided along the axial direction of the pipe string 100, located at a distance from each other. As a non-limiting example, the sliding sleeve of the bottom end 3 can be as disclosed in CN110374571A or CN209261535U.
На верхнем конце скользящей муфты забойного конца 3 расположена скользящая муфта для гидроразрыва пласта 4 для выполнения операций гидроразрыва пласта на других стадиях после завершения цементирования. Хотя на фиг. 1 схематично показаны только две скользящие муфты для гидроразрыва пласта 4 можно понять, что колонна труб 100 согласно настоящему изобретению может содержать множество скользящих муфт для гидроразрыва пласта 4, разнесенных друг от друга вдоль осевого направления колонны труб. Предпочтительно, скользящая муфта для гидроразрыва пласта 4 представляет собой полнопроходную скользящую втулку для реализации бесступенчатой операции. В качестве неограничивающего примера, скользящая муфта для гидроразрыва пласта 4 может быть такой, как раскрыто в CN203603846U.At the upper end of the sliding sleeve of the bottomhole end 3, a sliding sleeve for hydraulic fracturing 4 is arranged for performing hydraulic fracturing operations at other stages after the completion of cementing. Although only two sliding sleeves for hydraulic fracturing 4 are schematically shown in Fig. 1, it can be understood that the pipe string 100 according to the present invention may comprise a plurality of sliding sleeves for hydraulic fracturing 4 spaced apart from each other along the axial direction of the pipe string. Preferably, the sliding sleeve for hydraulic fracturing 4 is a full-bore sliding sleeve for realizing a stepless operation. As a non-limiting example, the sliding sleeve for hydraulic fracturing 4 may be as disclosed in CN203603846U.
Предпочтительно, чтобы скользящая муфта забойного конца 3 и скользящая муфта для гидроразрыва пласта 4 имели одинаковый внутренний диаметр, равный диаметру насосно-компрессорной трубы 5 колонны труб 100, для обеспечения плавного прохода последующих резиновых пробок.It is preferable that the sliding sleeve of the downhole end 3 and the sliding sleeve for hydraulic fracturing 4 have the same internal diameter, equal to the diameter of the tubing pipe 5 of the pipe string 100, to ensure smooth passage of subsequent rubber plugs.
В соответствии с настоящим изобретением колонна труб 100 может также содержать центратор 6. Центратор 6 может играть центрирующую роль, а также уменьшать силу трения, возникающую при спуске колонны труб 100 в стволе скважины, чтобы гарантировать плавное опускание колонны труб 100. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения множество центраторов 6 могут быть расположены последовательно в осевом направлении колонны труб 100. Самый нижний центратор 6 расположен между плавающим башмаком 1 и плавающим обручем 2. Расстояние между двумя соседними центраторами 6 предпочтительно может находиться в диапазоне от 20 до 40 м.According to the present invention, the pipe string 100 may also comprise a centralizer 6. The centralizer 6 may play a centralizing role and also reduce the friction force that occurs when the pipe string 100 is lowered into the wellbore to ensure a smooth lowering of the pipe string 100. In a preferred embodiment of the present invention, a plurality of centralizers 6 may be arranged in series in the axial direction of the pipe string 100. The lowest centralizer 6 is located between the floating shoe 1 and the floating hoop 2. The distance between two adjacent centralizers 6 may preferably be in the range of 20 to 40 m.
На фиг. 2 показана колонна труб 100 согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения, которая подходит для горизонтального участка скважины. Конструкция колонны труб 100, показанная на фиг. 2, по существу такая же, как у колонны труб, показанной на фиг. 1, поэтому ее подробное описание в данном случае не приводится. В частности, на фиг. 2 показано множество скользящих муфт для гидроразрыва пласта 4, расположенных с интервалами вдоль осевого направления колонны труб.Fig. 2 shows a tubular string 100 according to another embodiment of the present invention, which is suitable for a horizontal section of a well. The structure of the tubular string 100 shown in Fig. 2 is essentially the same as that of the tubular string shown in Fig. 1, so a detailed description thereof will not be given here. In particular, Fig. 2 shows a plurality of sliding sleeves for hydraulic fracturing 4 arranged at intervals along the axial direction of the tubular string.
На фиг. 3 показана блок-схема способа поэтапной эксплуатации ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением, который предпочтительно реализуется с использованием вышеупомянутой колонны труб 100.Fig. 3 shows a block diagram of a method for staged operation of a wellbore in accordance with the present invention, which is preferably implemented using the above-mentioned pipe string 100.
Во-первых, способ начинается с этапа S310, на котором операция первой проходки выполняется после завершения операции бурения, а затем колонна труб спускается в ствол скважины. Операция первой проходки может быть выполнена с помощью проходной колонны до забоя ствола скважины, чтобы ствол скважины соответствовал требованиям для спуска колонны труб. При спуске верхний конец колонны труб неподвижно соединен с устьевым устройством.First, the method starts from step S310, in which the first penetration operation is performed after the drilling operation is completed, and then the pipe string is lowered into the wellbore. The first penetration operation can be performed by using a run-through string to the bottom of the wellbore so that the wellbore meets the requirements for lowering the pipe string. When lowering, the upper end of the pipe string is fixedly connected to the wellhead device.
На этапе S320 выполняется операция цементирования, при которой цементный раствор, закачиваемый во внутреннюю полость колонны труб, поступает в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающим обручем, образуя цементную оболочку, которая отделяет скользящую муфту забойного конца от скользящей муфты для гидроразрыва пласта.In step S320, a cementing operation is performed in which the cement slurry pumped into the inner cavity of the tubing string enters the annular space between the tubing string and the wellbore through the plug seat and the floating hoop, forming a cement sheath that separates the bottomhole sliding sleeve from the fracturing sliding sleeve.
Согласно конкретному варианту осуществления настоящего изобретения этап S320 может включать подготовительный этап и четыре подэтапа. На подготовительном этапе к устьевому устройству присоединяют цементный резервуар и закачивают подходящие жидкости в колонну труб после опрессовки в соответствии с предварительно заданной процедурой цементирования. Этот подготовительный этап хорошо известен специалистам в данной области.According to a specific embodiment of the present invention, step S320 may include a preparatory step and four sub-steps. In the preparatory step, a cement tank is connected to the wellhead device and suitable fluids are pumped into the tubular string after pressure testing in accordance with a predetermined cementing procedure. This preparatory step is well known to those skilled in the art.
На подэтапе S3201 предварительно подготовленная жидкость сначала закачивается в колонну труб, так что предварительно подготовленная жидкость может поступать в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающим обручем для очистки. Например, предварительно подготовленный флюид может содержать промывочный флюид и буферный флюид. Промывочный флюид закачивается для вымывания глинистой корки, образовавшейся на стенке скважины, чтобы буровой флюид мог легко течь. Буферный флюид закачивают для того, чтобы изолировать друг от друга промывочный флюид, закачиваемый первым, и цементный раствор, закачиваемый позже. Таким образом, цементный раствор не будет смешиваться с буровым раствором, образованным промывочной жидкостью, закачиваемой первой, и глинистыми корками, что повлияет на качество цементирования. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения закачиваемая предварительно подготовленная жидкость предпочтительно может образовывать участок жидкости длиной 200-300 м в стволе скважины.In the sub-step S3201, the pre-treated fluid is first pumped into the tubing string, so that the pre-treated fluid can enter the annular space between the tubing string and the wellbore through the plug seat and the floating cleaning hoop. For example, the pre-treated fluid may contain a flushing fluid and a spacer fluid. The flushing fluid is pumped to wash away the mud cake formed on the wellbore wall so that the drilling fluid can flow easily. The spacer fluid is pumped to isolate the flushing fluid pumped first and the cement slurry pumped later from each other. In this way, the cement slurry will not mix with the drilling mud formed by the flushing fluid pumped first and the mud cakes, which will affect the cementing quality. According to a preferred embodiment of the present invention, the injected pre-treated fluid may preferably form a 200-300 m long section of fluid in the wellbore.
На подэтапе S3202 закачивают цементный раствор. Закачиваемый цементный раствор представляет собой, например, жидкий флюид, образованный цементом, водой и добавками. Во время процедуры закачки цементный раствор будет поступать в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины через седло пробки и плавающий обруч, тем самым образуя цементную оболочку, которая позволяет скользящей втулке забойного конца и скользящей муфте для гидроразрыва пласта (самая нижняя при наличии нескольких скользящих муфт для гидроразрыва пласта) разнесены друг от друга. После закачки достаточного количества цементного раствора подэтап S3202 завершается.In sub-step S3202, the cement slurry is pumped. The injected cement slurry is, for example, a liquid fluid formed by cement, water and additives. During the pumping procedure, the cement slurry will flow into the annular space between the pipe string and the wellbore through the plug seat and the floating hoop, thereby forming a cement sheath that allows the bottomhole sliding sleeve and the fracturing sliding sleeve (the lowest one if there are several fracturing sliding sleeves) to be spaced apart. After a sufficient amount of cement slurry has been pumped, sub-step S3202 is completed.
На подэтапе S3203 резиновая пробка (которая будет описана ниже со ссылкой на фиг. 6-8) вводится в колонну труб 100, а затем закачивается вытесняющий флюид, чтобы приводить в движение резиновую пробку для перемещения вниз до тех пор, пока она не соприкоснется с седлом пробки. Вытесняющий флюид закачивается для полного продавливания цементного раствора во внутренней полости колонны труб в кольцевое пространство между колонной труб и стволом скважины.In sub-step S3203, a rubber plug (which will be described below with reference to Fig. 6-8) is introduced into the tubing string 100, and then a displacement fluid is pumped to drive the rubber plug to move downward until it contacts the plug seat. The displacement fluid is pumped to completely squeeze the cement slurry in the interior of the tubing string into the annular space between the tubing string and the wellbore.
На подэтапе S3204 скважина останавливается для ожидания цемента. В это время резиновая пробка соприкоснется с седлом пробки и, таким образом, сядет на него. В предпочтительном варианте осуществления давление, повышаемое при остановке скважины, выбирается в соответствии с перепадом давления столба жидкости, то есть оно должно быть на 3-5 МПа больше, чем перепад давления столба жидкости, чтобы эффективно предотвратить обратное течение цементного раствора. Во время ожидания затвердевания цемента цементный раствор снаружи колонны труб постепенно затвердевает, так что образуется цементная оболочка между наружной стенкой колонны труб 100 и стенкой скважины пласта. Цементная оболочка расположена между скользящей муфтой забойного конца и скользящей муфтой для гидроразрыва пласта (самая нижняя при наличии нескольких скользящих муфт для гидроразрыва пласта), благодаря чему достигается эффект поэтапной изоляции.In sub-step S3204, the well is stopped to wait for cement. At this time, the rubber plug will contact the plug seat and thus sit on it. In a preferred embodiment, the pressure increased when the well is stopped is selected in accordance with the pressure difference of the liquid column, that is, it should be 3 to 5 MPa greater than the pressure difference of the liquid column in order to effectively prevent the backflow of the cement slurry. While waiting for the cement to harden, the cement slurry on the outside of the pipe string gradually hardens, so that a cement sheath is formed between the outer wall of the pipe string 100 and the wall of the formation well. The cement sheath is located between the sliding sleeve of the downhole end and the sliding sleeve for hydraulic fracturing (the lowest one in the case of several sliding sleeves for hydraulic fracturing), thereby achieving the effect of staged isolation.
В предпочтительном варианте осуществления при процедуре цементирования высота возврата цементного раствора рассчитывается в соответствии с конкретными условиями скважины, но должна быть по меньшей мере на 200 м выше самой верхней скользящей муфты для гидроразрыва пласта.In a preferred embodiment, during the cementing procedure, the return height of the cement slurry is calculated according to the specific well conditions, but should be at least 200 m above the uppermost fracturing sliding sleeve.
На этапе S330 выполняется операция второй проходки, чтобы гарантировать, что открыта по меньшей мере одна скользящая муфта забойного конца колонны труб. Согласно конкретному варианту осуществления настоящего изобретения этап S330 может включать следующие подэтапы.In step S330, a second penetration operation is performed to ensure that at least one sliding sleeve of the bottomhole end of the pipe string is open. According to a specific embodiment of the present invention, step S330 may include the following sub-steps.
В операции второй проходки сначала выполняется операция установки пробки на подэтапе S3301. В предпочтительном варианте осуществления операция установки пробки может быть выполнена с помощью гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, соединенных с колонной для установки пробки. Наружный диаметр гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра может быть на 20-30 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб, а максимальный наружный диаметр колонны для установки пробки может быть на 3-5 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб. Скорость опускания гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра предпочтительно составляет 10-20 м/мин. При торможении гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра в определенном положении при спуске операцию установки пробки можно повторять несколько раз за счет нагнетания давления, составляющего 3-6 тонн. Если положение торможения остается неизменным, можно сделать вывод, что положение торможения является положением резиновой пробки.In the second pass operation, the plug setting operation is first performed in the sub-step S3301. In a preferred embodiment, the plug setting operation can be performed using small diameter flexible tubing connected to the plug setting column. The outer diameter of the small diameter flexible tubing may be 20 to 30 mm smaller than the inner diameter of the pipe string, and the maximum outer diameter of the plug setting column may be 3 to 5 mm smaller than the inner diameter of the pipe string. The lowering speed of the small diameter flexible tubing is preferably 10 to 20 m/min. When braking the small diameter flexible tubing at a certain position during lowering, the plug setting operation can be repeated several times by pumping up a pressure of 3 to 6 tons. If the braking position remains unchanged, it can be concluded that the braking position is the position of the rubber plug.
Затем, на подэтапе S3302, оценивается, находится ли положение резиновой пробки ниже скользящей муфты забойного конца 3. Если да (т. е. положение резиновой пробки ниже скользящей муфты забойного конца 3), способ сразу переходит к следующему этапу S340. Если нет (т. е. положение резиновой пробки находится над скользящей муфтой забойного конца 3), что означает, что скользящая муфта забойного конца не может открываться плавно, требуется дополнительный подэтап S3303.Then, in sub-step S3302, it is judged whether the position of the rubber plug is below the sliding sleeve of the downhole end 3. If yes (i.e. the position of the rubber plug is below the sliding sleeve of the downhole end 3), the method immediately proceeds to the next step S340. If no (i.e. the position of the rubber plug is above the sliding sleeve of the downhole end 3), which means that the sliding sleeve of the downhole end cannot open smoothly, an additional sub-step S3303 is required.
На подэтапе S3303 выполняется операция удаления пробки, чтобы открыть скользящую муфту забойного конца 3. Таким образом, скользящая муфта забойного конца 3 может плавно открываться, что обеспечивает плавное проведение первой стадии гидроразрыва пласта. В предпочтительном варианте осуществления операция удаления пробки может быть выполнена с помощью вышеуказанных гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, соединенных с колонной для удаления пробки. Максимальный наружный диаметр колонны для удаления пробки может быть на 6-8 мм меньше внутреннего диаметра колонны труб. Такая компоновка может гарантировать, что обломки цемента, образующиеся при операции по удалению пробки, могут беспрепятственно проходить через область между колонной для удаления пробки и колонной труб, тем самым способствуя плавному обратному потоку обломков цемента. Вообще говоря, операция по удалению пробки представляет собой операцию выбуривания резиновой пробки, которая может быть выполнена для положения на 10-20 м ниже нижней поверхности скользящей муфты забойного конца 3. Эта операция может обеспечить плавное открытие скользящей муфты забойного конца 3, что выгодно для выполнения требований поэтапного гидроразрыва пласта и последующего газового испытания.In the sub-step S3303, a plug removal operation is performed to open the sliding sleeve of the bottomhole end 3. In this way, the sliding sleeve of the bottomhole end 3 can be smoothly opened, which ensures that the first stage of hydraulic fracturing can be carried out smoothly. In a preferred embodiment, the plug removal operation can be performed using the above-mentioned small-diameter flexible tubing connected to the plug removal string. The maximum outer diameter of the plug removal string can be 6 to 8 mm smaller than the inner diameter of the tubing string. Such an arrangement can ensure that the cement debris generated during the plug removal operation can pass smoothly through the area between the plug removal string and the tubing string, thereby promoting a smooth reverse flow of the cement debris. Generally speaking, the plug removal operation is a rubber plug drilling operation, which can be performed to a position 10-20m below the lower surface of the sliding sleeve of the bottomhole end 3. This operation can ensure the smooth opening of the sliding sleeve of the bottomhole end 3, which is beneficial to meet the requirements of staged hydraulic fracturing and subsequent gas testing.
В конкретном варианте осуществления внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы составляет 88,3 мм. В сборку гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра и колонны для удаления пробки входят сверху вниз гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра с диаметром 50,8 мм, заклепочное соединение диаметром 73 мм, обратный клапан диаметром 73 мм, высвобождающий инструмент диаметром 73 мм, винтовой вал диаметром 73 мм и буровое долото с диаметром 80 мм. Во время операции удаления пробки закачивающее устройство закачивает рабочий флюид из гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, что приводит в движение винтовой вал, приводящий во вращение буровое долото для выбуривания резиновой пробки. Закачиваемый рабочий флюид может быть возвращен в грунт через зазор между гибкими насосно-компрессорными трубами малого диаметра и колонной труб, а цементные обломки, образовавшиеся в результате операции удаления пробки, могут быть возвращены в грунт посредством рабочего флюида. Во время операции удаления пробки вытеснение рабочего флюида может составлять 300-500 л/мин, чтобы лучше управлять скоростью удаления пробки. Таким образом, можно обеспечить не только эффективное удаление пробки, но и не застревание обломков цемента в зазоре между гибкими насосно-компрессорными трубами малого диаметра и колонной труб.In a specific embodiment, the internal diameter of the tubing is 88.3 mm. The assembly of small diameter flexible tubing and the plug removal column includes, from top to bottom, small diameter flexible tubing with a diameter of 50.8 mm, a rivet joint with a diameter of 73 mm, a check valve with a diameter of 73 mm, a release tool with a diameter of 73 mm, a screw shaft with a diameter of 73 mm and a drill bit with a diameter of 80 mm. During the plug removal operation, the pumping device pumps the working fluid from the small diameter flexible tubing, which drives the screw shaft, which drives the drill bit to drill out the rubber plug. The injected working fluid can be returned to the ground through the gap between the small diameter flexible tubing and the tubing string, and the cement debris generated by the plug removal operation can be returned to the ground by the working fluid. During the plug removal operation, the displacement of the working fluid can be 300-500 L/min to better control the plug removal speed. In this way, it can ensure not only the effective removal of the plug but also prevent the cement debris from getting stuck in the gap between the small diameter flexible tubing and the tubing string.
На подэтапе S3304 рабочий флюид для удаления пробки в колонне труб вытесняют, чтобы предотвратить поступление загрязнённого рабочего флюида для удаления пробки и, таким образом, загрязнение пласта, чтобы обеспечить плавное выполнение последующих операций по добыче. В конкретном варианте осуществления гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра могут быть опущены в колонну труб, а затем подняты на определенное расстояние после касания поверхности резиновой пробки. После этого закачивают рабочий флюид для строительства скважины с определенным расходом для вытеснения рабочего флюида для удаления пробки в колонне труб. Указанную выше дальность подъема и расход закачки рабочего флюида для строительства скважины следует выбирать таким образом, чтобы при замене рабочего флюида для удаления пробки на рабочий флюид для строительства скважины рабочие флюиды не смешивались друг с другом. В конкретном примере дальность подъема составляет, например, 2 м, а расход закачки рабочего флюида для строительства скважины составляет, например, 250-350 л/мин.In the sub-step S3304, the working fluid for removing the plug in the tubing string is displaced to prevent the contaminated working fluid for removing the plug from entering and thus contaminating the formation, so as to ensure smooth execution of subsequent production operations. In a specific embodiment, flexible tubing of small diameter can be lowered into the tubing string and then raised a certain distance after touching the surface of the rubber plug. Then, the working fluid for well construction is pumped at a certain flow rate to displace the working fluid for removing the plug in the tubing string. The above-mentioned lifting distance and the pumping flow rate of the working fluid for well construction should be selected so that when the working fluid for removing the plug is replaced by the working fluid for well construction, the working fluids are not mixed with each other. In a specific example, the lifting distance is, for example, 2 m, and the pumping rate of the working fluid for well construction is, for example, 250-350 l/min.
Предпочтительно, чтобы давление закачки рабочего флюида для строительства скважины уменьшалось ступенчато, таким образом обеспечивая, чтобы рабочий флюид для строительства скважины в колонне труб мог осуществлять вытеснение рабочего флюида для удаления пробки нормальным образом, и чтобы мог быть достигнут плавный обратный поток флюидов. В этом случае следует отметить, что в соответствии с различными потребностями рабочий флюид для строительства скважины может представлять собой рабочий флюид с различными свойствами, например, чистую воду. В некоторых других случаях необходимо закачивать кислый реакционный флюид во внутреннюю полость колонны труб при гидроразрыве пласта, чтобы добиться растворения скользящей муфты или инструмента для открытия скользящей муфты, вводимого в ствол скважины. В этом случае необходимо закачать определенное количество буферной жидкости перед кислой реакционной жидкостью, чтобы предотвратить или уменьшить смешивание кислой реакционной жидкости с жидкостями, инжектируемыми в колонну труб. Соответственно, может быть обеспечена эффективность кислой реакционной жидкости, так что может быть гарантировано растворение скользящей втулки или вводимого инструмента для открытия скользящей муфты. Количество закачиваемого буферного флюида и кислого реакционного флюида можно регулировать в зависимости от различных скважин. В конкретном варианте осуществления внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы составляет 88,3 мм. Рабочий флюид для строительства скважины содержит буферный флюид, реакционный флюид и чистую воду, которые закачиваются последовательно. Реакционная жидкость содержит 2-7 % растворителя или 8-20 % соляной кислоты и 2-7 % растворителя. Закачивают 6 м3 реакционной жидкости после 1 м3 буферного флюида, а затем подают чистую воду до полного вытеснения рабочего флюида для удаления пробки в стволе скважины. Во время процесса закачки расход может составлять 0,33 м3/мин, а давление закачки постепенно падает с начального значения 36,0 МПа до 30,0 МПа.It is preferable that the injection pressure of the well construction working fluid is reduced stepwise, thereby ensuring that the well construction working fluid in the tubing string can realize the displacement of the working fluid for removing the plug in a normal manner, and that a smooth reverse flow of fluids can be achieved. In this case, it should be noted that, according to different needs, the well construction working fluid may be a working fluid with different properties, such as clean water. In some other cases, it is necessary to pump an acid reaction fluid into the inner cavity of the tubing string during hydraulic fracturing in order to achieve dissolution of the sliding sleeve or the tool for opening the sliding sleeve introduced into the wellbore. In this case, it is necessary to pump a certain amount of spacer fluid before the acid reaction fluid in order to prevent or reduce the mixing of the acid reaction fluid with the fluids injected into the tubing string. Accordingly, the efficiency of the acid reaction fluid can be ensured so that the dissolution of the sliding sleeve or the insertion tool for opening the sliding sleeve can be guaranteed. The amount of the injected spacer fluid and the acid reaction fluid can be adjusted depending on different wells. In a specific embodiment, the inner diameter of the tubing is 88.3 mm. The working fluid for constructing the well contains the spacer fluid, the reaction fluid and clean water, which are injected sequentially. The reaction fluid contains 2-7% of the solvent or 8-20% of hydrochloric acid and 2-7% of the solvent. 6 m 3 of the reaction fluid is injected after 1 m 3 of the spacer fluid, and then clean water is supplied until the working fluid is completely displaced to remove the plug in the wellbore. During the injection process, the flow rate can be 0.33 m3 /min, and the injection pressure gradually drops from the initial value of 36.0 MPa to 30.0 MPa.
На этапе S340 выполняется опрессовка всего ствола скважины. Например, чистая вода инжектируется в колонну труб 100 из газоотводного дерева на устье скважины с помощью автомобиля для закачки для выполнения полной опрессовки ствола скважины. Испытание можно проводить в форме ступенчатого нагнетания давления до тех пор, пока давление не достигнет заданного предела прочности. Например, колонна труб имеет значение прочности 100 МПа, а предварительно заданный предел прочности при эксплуатации расчетным путем составляет 80 МПа. Во время опрессовки первоначально закачивают рабочий флюид под давлением 30 МПа, давление которого ступенчато повышают, например, до 40 МПа, 50 МПа, 60 МПа, 70 МПа, 75 МПа, 78 МПа, 80 МПа.In step S340, the entire wellbore is pressure tested. For example, clean water is injected into the wellbore pipe string 100 from the gas outlet tree by means of an injection vehicle to perform a complete wellbore pressure test. The test can be carried out in the form of a stepwise pressure injection until the pressure reaches a predetermined tensile strength. For example, the pipe string has a tensile strength of 100 MPa, and the predetermined tensile strength during operation is calculated to be 80 MPa. During the pressure test, the working fluid is initially pumped under a pressure of 30 MPa, the pressure of which is increased stepwise, for example, to 40 MPa, 50 MPa, 60 MPa, 70 MPa, 75 MPa, 78 MPa, 80 MPa.
На этапе S350 выполняется поэтапное проведение гидроразрыва пласта. Во-первых, флюид под давлением закачивается во внутреннюю полость колонны труб под предварительно заданным значением давления, которое достигается автомобилем с насосом за счет нагнетания давления, чтобы открыть соответствующую скользящую муфту забойного конца. После того, как скользящая муфта забойного конца открыта, флюид под давлением будет оказывать воздействие на цементную оболочку, вызывая разрыв в этом месте, тем самым создавая канал для потока между колонной труб и пластом. Затем осуществляется проведение гидроразрыва пласта первой очереди согласно проекту гидроразрыва пласта. Затем, в соответствии с конструкцией скользящей муфты для гидроразрыва пласта, в колонну труб вводится инструмент для открытия скользящей муфты. После того, как инструмент для открытия скользящей муфты достигает места, самая нижняя скользящая муфта для гидроразрыва пласта открывается за счет накопления давления, чтобы раздавить там цементную оболочку. После этого можно осуществлять вторую стадию проведения гидроразрыва пласта. Проведение гидроразрыва пласта для всех последующих этапов можно осуществлять последовательно.In step S350, the hydraulic fracturing is carried out in stages. First, the pressurized fluid is pumped into the inner cavity of the pipe string at a predetermined pressure value, which is achieved by the pump truck by pressurizing to open the corresponding sliding sleeve of the bottom end. After the sliding sleeve of the bottom end is opened, the pressurized fluid will act on the cement sheath, causing a rupture at this location, thereby creating a flow channel between the pipe string and the formation. Then, the first stage of hydraulic fracturing is carried out according to the hydraulic fracturing design. Then, according to the design of the sliding sleeve for hydraulic fracturing, the sliding sleeve opening tool is inserted into the pipe string. After the sliding sleeve opening tool reaches the location, the lowest sliding sleeve for hydraulic fracturing is opened by accumulating pressure to crush the cement sheath there. After this, the second stage of hydraulic fracturing can be carried out. Hydraulic fracturing for all subsequent stages can be carried out sequentially.
После завершения операции гидроразрыва пласта оборудование для гидроразрыва пласта вывозится с буровой площадки. Затем скважина открывается для дренирования флюида и проводится испытание на добычу. Наконец, колонна труб может быть запущена для добычи непосредственно как эксплуатационная колонна. Это хорошо известно специалистам в данной области.After the fracturing operation is completed, the fracturing equipment is removed from the well site. The well is then opened to drain the fluid and a production test is performed. Finally, the tubing string can be run directly into production as a production string. This is well known to those skilled in the art.
Согласно способу поэтапной эксплуатации ствола скважины по настоящему изобретению цементирование скважины и операции заканчивания скважины могут быть выполнены путем спуска рабочей колонны 100 за один проход. В частности, согласно настоящему изобретению цементная оболочка, образующаяся при цементировании скважины, используется в качестве распорки, для осуществления поэтапного воздействия на последующее заканчивание скважины. В соответствии со способом поэтапной эксплуатации ствола скважины по настоящему изобретению поэтапное проведение гидроразрыва пласта может быть осуществлено сразу после цементирования скважины, что упрощает цементирование скважины и операции заканчивания скважины в предшествующем уровне техники и повышает эффективность работ. В то же время колонна труб 100 в соответствии с настоящим изобретением имеет простую конструкцию и может выполнять операции по цементированию скважины и заканчиванию скважины без таких устройств, как перфораторы, пакеры и т. п., что значительно экономит ресурсы оборудования и эффективно снижает затраты на строительство скважины.According to the method of staged wellbore operation according to the present invention, well cementing and well completion operations can be performed by lowering the working string 100 in one pass. In particular, according to the present invention, the cement shell formed during well cementing is used as a spacer to perform a staged effect on the subsequent well completion. According to the method of staged wellbore operation according to the present invention, staged hydraulic fracturing can be performed immediately after well cementing, which simplifies well cementing and well completion operations in the prior art and improves the efficiency of the work. At the same time, the pipe string 100 according to the present invention has a simple structure and can perform well cementing and well completion operations without devices such as perforators, packers, etc., which significantly saves equipment resources and effectively reduces well construction costs.
В способе поэтапной эксплуатации ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением этап опускания резиновой пробки для создания посадочного давления на седло пробки является одним из важных этапов. Если резиновая пробка не может создать эффективную посадку и фиксацию, это серьезно повлияет на последующие этапы. Таким образом, в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предоставлена резиновая пробка, подходящая для способа поэтапной эксплуатации ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением.In the method of staged wellbore operation according to the present invention, the step of lowering the rubber plug to create a landing pressure on the plug seat is one of the important steps. If the rubber plug cannot create an effective landing and fixation, it will seriously affect the subsequent steps. Therefore, according to another aspect of the present invention, a rubber plug suitable for the method of staged wellbore operation according to the present invention is provided.
Резиновая пробка 20 согласно настоящему изобретению будет подробно описана ниже со ссылкой на фиг. 6-8. Как показано на фиг. 6, резиновая пробка 20 в основном содержит сердцевину пробки 30, чашку 40 и фиксирующий элемент 50.The rubber stopper 20 according to the present invention will be described in detail below with reference to Fig. 6-8. As shown in Fig. 6, the rubber stopper 20 mainly comprises a stopper core 30, a cup 40 and a fixing member 50.
Как показано на фиг. 7, сердцевина пробки 30 имеет примерно стержнеобразную форму и функционирует как опорный каркас. В направлении снизу вверх сердцевина пробки 30 имеет вставную головку 32, основной корпус 35 и соединительный хвостовик 38, которые жестко соединены друг с другом последовательно. Кольцевая монтажная канавка 25 обеспечена на наружной стенке вставной головки 30 для монтажа в ней фиксирующего элемента 50. Чаша 40 расположена вокруг наружной стенки соединительного хвостовика 38 для соскабливания цементного раствора за счет контакта с внутренней стенкой насосно-компрессорной трубы во время процедуры вытеснения.As shown in Fig. 7, the core of the plug 30 has an approximately rod-shaped form and functions as a supporting frame. In the direction from bottom to top, the core of the plug 30 has an insert head 32, a main body 35 and a connecting shank 38, which are rigidly connected to each other in series. An annular mounting groove 25 is provided on the outer wall of the insert head 30 for mounting the locking element 50 therein. The cup 40 is located around the outer wall of the connecting shank 38 for scraping off the cement mortar by contact with the inner wall of the tubing during the displacement procedure.
Согласно настоящему изобретению монтажная канавка 25, в которой расположен фиксирующий элемент 50, обеспечена на наружной стенке вставной головки 32 сердцевины пробки 30. После инжектирования цементного раствора для цементирования в насосно-компрессорную трубу опускают резиновую пробку 20 согласно настоящему изобретению. Когда резиновая пробка 20 перемещается к седлу пробки 7, фиксирующий элемент 50 образует фиксирующую посадку с ответным фиксирующим элементом на седле пробки 7. Поскольку фиксирующий элемент 50 ограничивается монтажной канавкой 25, сердцевина пробки 30 будет зафиксирована относительно фиксирующего элемента 50, тем самым определяя положение резиновой пробки 20. Таким образом можно эффективно избежать обратного потока цементного раствора, тем самым улучшив качество цементирования насосно-компрессорной трубы. Таким образом, может быть гарантировано качество ствола скважины, в который опускаются последующие инструменты для заканчивания.According to the present invention, the mounting groove 25, in which the locking element 50 is located, is provided on the outer wall of the insert head 32 of the plug core 30. After injecting the cement slurry into the tubing, the rubber plug 20 according to the present invention is lowered. When the rubber plug 20 moves toward the plug seat 7, the locking element 50 forms a locking fit with the corresponding locking element on the plug seat 7. Since the locking element 50 is limited by the mounting groove 25, the plug core 30 will be fixed relative to the locking element 50, thereby determining the position of the rubber plug 20. In this way, the backflow of the cement slurry can be effectively avoided, thereby improving the cementing quality of the tubing. In this way, the quality of the wellbore into which subsequent completion tools are lowered can be guaranteed.
В одном варианте осуществления, как показано на фиг. 7, монтажная канавка 25 содержит первый прямой участок 26, примыкающий к основному корпусу 35 сердцевины пробки 30, и первый наклонный участок 21, примыкающий к первому прямому участку 26. В направлении сверху вниз первый наклонный участок 21 выполнен таким образом, что наружный диаметр вставной головки 32 постепенно увеличивается.In one embodiment, as shown in Fig. 7, the mounting groove 25 comprises a first straight section 26 adjacent to the main body 35 of the core of the plug 30, and a first inclined section 21 adjacent to the first straight section 26. In the direction from top to bottom, the first inclined section 21 is designed in such a way that the outer diameter of the insert head 32 gradually increases.
В одном варианте осуществления, как показано на фиг. 8, фиксирующий элемент 50 выполнен в виде С-образного храпового кольца. Поверхность внутренней стенки С-образного храпового кольца содержит первый прямой ответный участок 51 в его верхней части для взаимодействия с первым прямым участком 26. Кроме того, поверхность внутренней стенки С-образного храпового кольца дополнительно содержит наклонный ответный участок 52 в его нижней части для взаимодействия с первым наклонным участком 21. После установки, верхняя торцевая поверхность С-образного храпового кольца упирается в нижнюю торцевую поверхность основного корпуса 35 сердцевины пробки 30. Таким образом, после того, как фиксирующий элемент 50 образует фиксирующую посадку с ответным фиксирующим элементом на седле пробки 7, можно эффективно предотвратить выпадение С-образного храпового кольца из-за ограничения нижней торцевой поверхности основного корпуса 35 на верхней торцевой поверхности С-образного храпового кольца и взаимодействия между первым наклонным ответным участком 52 и первым наклонным участком 21, даже если сердцевина пробки 30 подвергается направленной вверх силе со стороны цементного раствора. Соответственно, могут быть обеспечены безопасность и стабильность фиксации резиновой пробки 20.In one embodiment, as shown in Fig. 8, the locking element 50 is formed as a C-shaped ratchet ring. The inner wall surface of the C-shaped ratchet ring comprises a first straight counter portion 51 in its upper portion for interacting with the first straight portion 26. In addition, the inner wall surface of the C-shaped ratchet ring further comprises an inclined counter portion 52 in its lower portion for interacting with the first inclined portion 21. After installation, the upper end surface of the C-shaped ratchet ring abuts the lower end surface of the main body 35 of the core of the plug 30. Thus, after the locking element 50 forms a locking fit with the counter locking element on the seat of the plug 7, it is possible to effectively prevent the C-shaped ratchet ring from falling out due to the limitation of the lower end surface of the main body 35 on the upper end surface of the C-shaped ratchet ring and the interaction between the first inclined counter portion 52 and the first inclined portion 21, even if the core of the plug 30 is subjected to upward force from the cement mortar. Accordingly, the safety and stability of the rubber plug 20 can be ensured.
Как показано на фиг. 7, вставная головка 32 сердцевины пробки 30 содержит второй прямой участок 23, соединенный с первым наклонным участком 21. Под вторым прямым участком 23 последовательно расположены второй наклонный участок 27 и направляющий участок 29. Второй наклонный участок 27 выполнен таким образом, что наружный диаметр вставной головки 32 постепенно уменьшается в направлении сверху вниз. Направляющий участок 29 предпочтительно выполнен как часть сферической поверхности. При описанной выше конструкции вставная головка 32 имеет наибольший наружный диаметр в области, где расположен второй прямой участок 23. То есть вставная головка 32 выполнена с большим наружным диаметром в середине и малым наружным диаметром на обоих концах, образуя форму финиковой косточки. Помимо обеспечения стабильности фиксирующего зацепления, эта конструкция дополнительно обеспечивает хорошую направляющую, обеспечивает плавное опускание резиновой пробки 20 и предотвращает заклинивание на любой ступенчатой поверхности колонны труб.As shown in Fig. 7, the insertion head 32 of the core of the plug 30 comprises a second straight section 23 connected to the first inclined section 21. Under the second straight section 23, a second inclined section 27 and a guide section 29 are arranged in series. The second inclined section 27 is designed in such a way that the outer diameter of the insertion head 32 gradually decreases in the direction from top to bottom. The guide section 29 is preferably designed as part of a spherical surface. With the above-described design, the insertion head 32 has the largest outer diameter in the region where the second straight section 23 is located. That is, the insertion head 32 is designed with a large outer diameter in the middle and a small outer diameter at both ends, forming a date stone shape. In addition to ensuring the stability of the locking engagement, this design additionally provides a good guide, ensures a smooth lowering of the rubber plug 20 and prevents jamming on any stepped surface of the pipe column.
В соответствии с настоящим изобретением на наружной стенке основного корпуса 35 образована по меньшей мере одна уплотнительная канавка 33 для монтажа в ней уплотнительного кольца 22 для реализации уплотняющего эффекта цементирования. При такой конструкции уплотнительное кольцо 22 расположено над фиксирующим элементом 50, так что фиксирующий элемент 50 не проходит через уплотнительную канавку 33 во время сборки. Соответственно, фиксирующий элемент 50 не будет контактировать с уплотнительным кольцом 22, чтобы повредить уплотняющую поверхность. Предпочтительно, первая ступенчатая поверхность 34, обращенная вверх, сформирована на наружной стенке основного корпуса 35, а вторая ступенчатая поверхность 36, обращенная вниз и отстоящая в осевом направлении от первой ступенчатой поверхности 34, также сформирована на наружной стенке основного корпуса 35, при этом вторая ступенчатая поверхность 36 расположена ниже первой ступенчатой поверхности 34. При таком расположении выступающая часть, выступающая радиально наружу, образована на наружной стенке основного корпуса 35. According to the present invention, at least one sealing groove 33 is formed on the outer wall of the main body 35 for mounting the sealing ring 22 therein to realize the sealing effect of cementation. With this structure, the sealing ring 22 is located above the fixing member 50, so that the fixing member 50 does not pass through the sealing groove 33 during assembly. Accordingly, the fixing member 50 will not contact the sealing ring 22 to damage the sealing surface. Preferably, the first stepped surface 34 facing upward is formed on the outer wall of the main body 35, and the second stepped surface 36 facing downward and spaced axially from the first stepped surface 34 is also formed on the outer wall of the main body 35, wherein the second stepped surface 36 is located below the first stepped surface 34. With such an arrangement, a protruding portion protruding radially outward is formed on the outer wall of the main body 35.
В одном варианте осуществления уплотнительная канавка 33 расположена между первой ступенчатой поверхностью 34 и второй ступенчатой поверхностью 36. Поэтому уплотнительная канавка 33 расположена на выступающей части основного корпуса 35. С одной стороны, такое расположение предполагает, что наружный диаметр основного корпуса 35 ниже второй ступенчатой поверхности 36 относительно меньше, что удобно для опускания. С другой стороны, осевой размер основного корпуса 35 между первой ступенчатой поверхностью 34 и второй ступенчатой поверхностью 36 относительно мал, что позволяет избежать чрезмерного износа уплотнительного кольца 22. Предпочтительно угол между первой ступенчатой поверхностью 34 и осевым направлением сердцевины пробки 30 составляет 130-140 градусов, например 135 градусов, в то время как угол между второй ступенчатой поверхностью 36 и осевым направлением сердцевины пробки 30 составляет 145-155 градусов, например, 150 градусов.In one embodiment, the sealing groove 33 is located between the first stepped surface 34 and the second stepped surface 36. Therefore, the sealing groove 33 is located on the protruding portion of the main body 35. On the one hand, such an arrangement assumes that the outer diameter of the main body 35 below the second stepped surface 36 is relatively smaller, which is convenient for lowering. On the other hand, the axial size of the main body 35 between the first stepped surface 34 and the second stepped surface 36 is relatively small, which makes it possible to avoid excessive wear of the sealing ring 22. Preferably, the angle between the first stepped surface 34 and the axial direction of the core of the plug 30 is 130-140 degrees, for example 135 degrees, while the angle between the second stepped surface 36 and the axial direction of the core of the plug 30 is 145-155 degrees, for example 150 degrees.
Предпочтительно на верхнем торце основного корпуса 35 обеспечен переходной участок 37 с увеличенным наружным диаметром. После установки чашки 40 на соединительный хвостовик 38 сердцевины пробки 30 наружный диаметр основного корпуса чашки 40 становится таким же, как у переходного участка 37. Кроме того, сердцевина пробки 30 сформирована как единое целое, при этом резиновая чашка 40 расположена на наружной стенке соединительного хвостовика 38 сердцевины пробки 30 путем вулканизации. Такое расположение может обеспечить общую прочность сердцевины пробки 30, так что во всей резиновой пробке 20 не будет слабых частей, что полезно для повышения безопасности. В то же время указанная конструкция обеспечивает стабильное соединение между чашкой 40 и сердцевиной пробки 30, что обеспечивает качество вытеснения.Preferably, a transition section 37 with an increased outer diameter is provided at the upper end of the main body 35. After installing the cup 40 on the connecting tail 38 of the plug core 30, the outer diameter of the main body of the cup 40 becomes the same as that of the transition section 37. In addition, the plug core 30 is formed as a single piece, and the rubber cup 40 is located on the outer wall of the connecting tail 38 of the plug core 30 by vulcanization. Such an arrangement can ensure the overall strength of the plug core 30, so that there are no weak parts in the entire rubber plug 20, which is useful for improving safety. At the same time, this design ensures a stable connection between the cup 40 and the plug core 30, which ensures the quality of extrusion.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления С-образное храповое кольцо изготовлено из легированной стали 42CrMo, что повышает устойчивость С-образного храпового кольца к перепаду давления. Таким образом, такое С-образное храповое кольцо можно использовать в скважинах с более жесткими условиями и большим перепадом давления при цементировании скважины (например, перепад давления составляет 60-70 МПа). Для обеспечения износостойкости и термостойкости чашки 40 она может быть изготовлена из таких соединений, как нитрильный каучук, фторкаучук, натуральный каучук и т. п. Конечно, пропорции компонентов чашки 40 также могут быть должным образом отрегулированы в соответствии с фактическими условиями, чтобы соответствовать соответствующим требованиям.According to a preferred embodiment, the C-shaped ratchet ring is made of 42CrMo alloy steel, which improves the resistance of the C-shaped ratchet ring to pressure drop. Thus, such a C-shaped ratchet ring can be used in wells with more severe conditions and a large pressure drop when cementing a well (for example, the pressure drop is 60-70 MPa). In order to ensure the wear resistance and heat resistance of the cup 40, it can be made of compounds such as nitrile rubber, fluororubber, natural rubber, etc. Of course, the proportions of the components of the cup 40 can also be properly adjusted according to the actual conditions to meet the relevant requirements.
Хотя настоящее изобретение было описано выше со ссылкой на представленные в качестве примера варианты осуществления, могут быть сделаны различные модификации, и компоненты могут быть заменены их эквивалентами, не выходя за рамки объема настоящего изобретения. В частности, пока нет конструктивного конфликта, каждый технический признак, упомянутый в каждом варианте осуществления, может комбинироваться любым образом. Настоящее изобретение не ограничивается раскрытыми в настоящем документе конкретными вариантами осуществления, но включает в себя все технические решения, подпадающие под объем формулы изобретения.Although the present invention has been described above with reference to exemplary embodiments, various modifications may be made and components may be replaced with equivalents without departing from the scope of the present invention. In particular, as long as there is no structural conflict, each technical feature mentioned in each embodiment may be combined in any manner. The present invention is not limited to the specific embodiments disclosed herein, but includes all technical solutions falling within the scope of the claims.
Claims (38)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010534828.0 | 2020-06-12 | ||
| CN202010534849.2 | 2020-06-12 | ||
| CN202010596721.9 | 2020-06-28 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2833269C1 true RU2833269C1 (en) | 2025-01-16 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102733789A (en) * | 2012-07-06 | 2012-10-17 | 崔彦立 | Staged fracturing construction yield increment method for waterpower in deep thickened oil deposit thick-bedded sandstone storage layer |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
| CN105134154A (en) * | 2015-07-28 | 2015-12-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Continuous oil pipe unlatching slide sleeve staged fracturing completion pipe string and fracturing completion method |
| RU2571460C2 (en) * | 2010-05-26 | 2015-12-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Assembly and method for flow intensification by hydraulic fracturing in several zones using independent units in pipe systems |
| RU2601641C2 (en) * | 2011-08-29 | 2016-11-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Multi-zone completion with formation hydraulic fracturing |
| CN106285556A (en) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | Cementing plug and cementing method and the segmented fracturing device of applying it |
| WO2020117814A1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | Abd Technologies Llc | Flow transported obturating tool and method |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2571460C2 (en) * | 2010-05-26 | 2015-12-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Assembly and method for flow intensification by hydraulic fracturing in several zones using independent units in pipe systems |
| RU2601641C2 (en) * | 2011-08-29 | 2016-11-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Multi-zone completion with formation hydraulic fracturing |
| CN102733789A (en) * | 2012-07-06 | 2012-10-17 | 崔彦立 | Staged fracturing construction yield increment method for waterpower in deep thickened oil deposit thick-bedded sandstone storage layer |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
| CN106285556A (en) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | Cementing plug and cementing method and the segmented fracturing device of applying it |
| CN105134154A (en) * | 2015-07-28 | 2015-12-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Continuous oil pipe unlatching slide sleeve staged fracturing completion pipe string and fracturing completion method |
| WO2020117814A1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | Abd Technologies Llc | Flow transported obturating tool and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101122220A (en) | Swelling type screen pipe suspension method and swelling type screen pipe hanger | |
| WO2021249499A1 (en) | Wellbore segmented operation method and rubber plug for said method | |
| RU2547863C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2833269C1 (en) | Method for staged operation of wellbore and rubber plug for said method | |
| RU2736742C1 (en) | Method of isolating an absorption zone in a constructed well and a device for carrying out insulation | |
| RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| CN116066000B (en) | Casing sand blasting, slotting and cavity making tubular column and shaping operation method thereof | |
| RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
| RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
| CN107676046B (en) | Side drilling well completion process pipe string | |
| RU2626108C2 (en) | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen | |
| RU2725398C1 (en) | Method of shank installation in well | |
| RU2164587C2 (en) | Gear to shut off tubing string | |
| CN114810021A (en) | Gas well full life cycle coiled tubing completion pipe string and process method thereof | |
| RU2307232C1 (en) | Device for casing pipe cementing inside well | |
| CN113803016A (en) | Well cementation segmented reconstruction pipe column and method | |
| RU2541981C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| CN113803019A (en) | Well cementing and completion method and pipe string for horizontal well | |
| RU72715U1 (en) | DEVICE FOR CEMENTING A TAIL IN A WELL | |
| RU2165516C1 (en) | Process of termination of construction of wells and gear for its implementation | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| CN113863860A (en) | Horizontal well casing pipe column combined structure and using method thereof | |
| RU62651U1 (en) | DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL | |
| RU2626495C1 (en) | Method of proppant washing from pipe string and bottom-hole zone after reservoir fracture |