RU2679403C1 - Управляемая в режиме реального времени система кислотной проходки туннелей - Google Patents
Управляемая в режиме реального времени система кислотной проходки туннелей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679403C1 RU2679403C1 RU2017139572A RU2017139572A RU2679403C1 RU 2679403 C1 RU2679403 C1 RU 2679403C1 RU 2017139572 A RU2017139572 A RU 2017139572A RU 2017139572 A RU2017139572 A RU 2017139572A RU 2679403 C1 RU2679403 C1 RU 2679403C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- tool
- tunneling
- wellbore
- acid tunneling
- Prior art date
Links
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 title claims abstract description 114
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
-
- 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
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/065—Deflecting the direction of boreholes using oriented fluid jets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/18—Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Fertilizing (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе и способу управляемого создания боковых подземных тоннелей и мониторинга с поверхности их формирования в режиме реального времени. Управляемая система кислотной проходки туннелей для создания боковых туннелей в подземном пласте, окружающем ствол скважины, содержит инструмент для кислотной проходки туннелей, имеющий пруток с соплом для подачи кислоты в пласт и по меньшей мере одно шарнирно-шаровое соединение для отклонения прутка в стволе скважины на определенный угол, по меньшей мере один датчик для определения по меньшей мере одного параметра в скважине и передачи сигнала, отражающего по меньшей мере один параметр в скважине, на поверхность. Управление инструментом для кислотной проходки туннелей осуществляется посредством пульсирующего инструмента в оборудовании низа бурильной колонны, обеспечивающего импульсы давления, передаваемые инструменту для кислотной проходки туннелей, приводя к сгибу прутка посредством по меньшей мере одного шарнирно-шарового соединения в режиме реального времени на основании по меньшей мере одного параметра в скважине, определенного для подачи кислоты в конкретном направлении. Обеспечивается увеличение площади поверхности пласта, на которую подается кислота, что приводит к увеличению бокового туннеля, способствуя уменьшению трения между оборудованием низа бурильной колонны и пластом. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0001] Изобретение относится в целом к системам и способам управляемого создания боковых подземных туннелей и мониторинга с поверхности формирования туннелей в режиме реального времени.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] При выполнении операций по уходу в сторону из главного ствола создают боковые туннели, проходящие наружу от центрального ствола скважины, который, как правило, имеет по существу вертикальную ориентацию, но также может быть горизонтально ориентированным или наклонным. Для создания боковых туннелей возможно использование различных инструментов и технологий. К этим инструментам и технологиям относятся устройства, которые вводят кислоту в ствол скважины и окружающий пласт, чтобы растворить породу. Устройства такого типа используются, например, в системе нацеленной подачи кислоты StimTunnel™, коммерчески доступной от Baker Hughes Incorporated, Хьюстон, Техас. Эти устройства для кислотной стимуляции обычно используют оборудование низа бурильной колонны (ВНА) с поворотным прутком и соплом, через которое под высоким давлением подается кислота. Кислота помогает растворить части пласта вокруг сопла. Пруток обычно оснащен одним или большим количеством шарнирно-шаровых соединений, которые позволяют поворачивать сопло в нужном направлении. Свойства этого типа инструментов описаны в публикации патента США № 2008/0271925 (“Acid Tunneling Bottom Hole Assembly”) by Misselbrook et al. [далее — ’925]. Документ ’925 включен в данное описание посредством ссылки.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Настоящее изобретение относится к устройствам и способам формирования боковых туннелей из подземной скважины с использованием впрыска кислоты. Устройства и способы настоящего изобретения обеспечивают больший контроль за направлением и длиной создаваемых боковых туннелей, чем это было возможно при использовании обычных систем. Устройства и способы согласно настоящему изобретению позволяют создавать многочисленные боковые туннели, проходящие в разных направлениях от центрального, по существу вертикального ствола скважины на одной глубине или в одном месте по длине ствола скважины. Устройства и способы настоящего изобретения позволяют осуществлять в режиме реального времени с поверхности мониторинг параметров, относящихся к созданию боковых туннелей.
[0004] В соответствии с конкретными вариантами реализации изобретения система кислотной проходки туннелей содержит кислотоподающее оборудование низа бурильной колонны, прикрепленное к рабочим компонентам для работы в стволе скважины. Оборудование низа бурильной колонны содержит инструмент для проходки туннелей, имеющий пруток с соплом для впрыска кислоты в требуемых местоположениях для создания боковых туннелей.
[0005] В предпочтительных вариантах реализации изобретения оборудование низа бурильной колонны снабжено одним или большим количеством датчиков для измерений параметров в скважине. Датчики могут определять параметры в скважине, включая давление и температуру. В некоторых вариантах реализации изобретения датчики могут определять параметры потока жидкости, такие как плотность и вязкость. В описанном варианте реализации изобретения датчики находятся в модуле датчиков, включенном в состав оборудования низа бурильной колонны.
[0006] В соответствии с конкретными вариантами реализации изобретения кабель передачи данных/питания используется для обеспечения электропитания скважинных компонентов, а также системы передачи данных в реальном времени. Определенные датчиками параметры в скважине направляются по стволу скважины вверх, к контроллеру. В соответствии с предпочтительными вариантами реализации изобретения кабель передачи данных/питания расположен внутри центрального проточного канала спускной колонны и может представлять собой кабель трубчато-проводного типа.
[0007] В описанном варианте реализации изобретения система кислотной проходки туннелей содержит локатор муфтовых соединений обсадной колонны (casing collar locator, CCL), который может использоваться для определения положения оборудования низа бурильной колонны в обсаженном стволе скважины. При опускании системы кислотной проходки туннелей в ствол скважины, имеющей участки, на которых обсадная колонна имеет муфтовые соединения, локатор муфтовых соединений обсадной колонны обеспечивает указание глубины или местоположения оборудования низа бурильной колонны в стволе скважины. Данные локатора муфтовых соединений обсадной колонны передаются по кабелю передачи данных/питания контроллеру на поверхности.
[0008] В конкретных вариантах реализации изобретения система кислотной проходки туннелей содержит инклинометр, который может определять угловое отклонение от вертикали оборудования низа бурильной колонны в любой заданной точке в стволе скважины. Эти данные передаются расположенному на поверхности контроллеру. Вместе с данными от локатора муфтовых соединений обсадной колонны, если он используется, инклинометр может использоваться для размещения оборудования низа бурильной колонны в определенном месте в стволе скважины.
[0009] В соответствии с конкретными вариантами реализации изобретения в состав оборудования низа бурильной колонны включен индексатор, который может использоваться для поворота части инструмента для проходки туннелей оборудования низа бурильной колонны в стволе скважины. Предпочтительно, индексатор может поворачивать инструмент для проходки туннелей на угол до 180 градусов в любом радиальном направлении, позволяя инструменту для проходки туннелей выполнять боковые туннели в любом радиальном направлении наружу от центрального ствола скважины.
[0010] В некоторых вариантах реализации изобретения между инструментом для проходки туннелей и верхними частями оборудования низа бурильной колонны подключен пульсирующий инструмент, такой как низкочастотный инструмент EasyReach с расширенным охватом. Пульсирующий инструмент создает волны давления, которые передаются в инструмент для проходки туннелей, и, в ответ на каждый импульс, пруток и сопло инструмента для проходки туннелей сгибаются радиально наружу, позволяя подать кислоту к окружающему пласту.
[0011] В соответствии с конкретными вариантами реализации изобретения пульсирующий инструмент предназначен для обеспечения волн давления, имеющих предварительно заданный профиль давления, для изгиба инструмента для проходки туннелей определенным образом с образованием боковых туннелей с увеличенным диаметром. Пульсирующий инструмент предназначен для обеспечения импульсов или волн давления, которые периодически активируют сгибание или изгибание инструмента для проходки туннелей. В конкретном варианте реализации изобретения радиальное сгибание инструмента для проходки туннелей возникает при подаче импульса (увеличении волны давления), а разгибание — при отсутствии импульса (уменьшении волны давления). Это сгибание и разгибание обеспечивает поочередное изгибание и распрямление инструмента для проходки туннелей для создания более широких туннелей. Авторы определили, что создание более широких туннелей преимущественно уменьшает трение между оборудованием низа бурильной колонны и пластовой породой.
[0012] В процессе работы система кислотной проходки туннелей согласно настоящему изобретению может формировать боковые туннели, проходящие наружу от центрального ствола скважины, в который помещается система кислотной проходки туннелей. В соответствии с иллюстративным способом эксплуатации систему кислотной проходки туннелей помещают в ствол скважины и перемещают вниз до пласта, в котором требуется создать боковые туннели. Примерное расположение оборудования низа бурильной колонны в стволе скважины определяется с использованием данных от локатора муфтовых соединений обсадной колонны, инклинометра, датчиков и/или другими способами, известными в данной области техники. Кислота течет вниз по проточному каналу спускной колонны, и давление ее жидкости приводит в действие пульсирующий инструмент. Пульсирующий инструмент, в свою очередь, приводит в действие инструмент для проходки туннелей, который сгибается и разгибается при подаче кислоты в ствол скважины, создавая боковые туннели. Пульсирующий инструмент также способствует созданию боковых туннелей с бóльшими диаметрами, которые обеспечивают меньшее сопротивление трения с инструментом для проходки туннелей, тем самым облегчая процесс создания туннелей.
[0013] Система кислотной проходки туннелей по настоящему изобретению является управляемой, и ее можно использовать для создания туннелей в определенных направлениях, на определенных глубинах или в местах в стволе скважины. В некоторых вариантах реализации изобретения управление системой кислотной проходки туннелей осуществляется путем подъема и опускания спускной колонны в стволе скважины на основе данных, предоставленных локатором муфтовых соединений обсадной колонны или датчиками. Кроме того, инструмент для проходки туннелей может ориентироваться в радиальном направлении индексатором для направления сопла инструмента для проходки туннелей в определенном радиальном направлении.
[0014] В еще одном описанном варианте реализации изобретения управляемая система кислотной проходки туннелей используется в сочетании с фрезерным инструментом для формирования одного или большего количества боковых туннелей из обсаженного ствола скважины. В этом варианте реализации изобретения вначале в ствол скважины опускают фрезерный инструмент и выполняют им одно или большее количество окон в обсадной колонне в местах, где требуется создать боковые туннели с использованием кислотной проходки туннелей. После этого в ствол скважины помещают систему кислотной проходки туннелей и управляют инструментом для кислотной проходки туннелей для формирования одного или большего количества боковых туннелей через одно или большее количество боковых окон.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0015] Для полного понимания настоящего изобретения далее приведено подробное описание предпочтительных вариантов реализации изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые номера позиций соответствуют одинаковым или аналогичным элементам на нескольких чертежах, и при этом:
[0016] На Фиг. 1 приведен вид сбоку в поперечном сечении иллюстративного ствола скважины, содержащего систему кислотной проходки туннелей в соответствии с настоящим изобретением.
[0017] На Фиг. 2 приведен вид сбоку в поперечном сечении участка спускной колонны, используемой с системой кислотной проходки туннелей согласно Фиг. 1.
[0018] На Фиг. 3 приведен вид сбоку в поперечном сечении ствола скважины и системы кислотной проходки туннелей согласно Фиг. 1, причем инструмент для кислотной проходки туннелей согнут для взаимодействия со стволом скважины.
[0019] На Фиг. 4 приведен вид сбоку в поперечном сечении ствола скважины и системы кислотной проходки туннелей согласно Фиг. 1 и 3, причем инструмент для кислотной проходки туннелей создает боковой туннель в стенке ствола скважины.
[0020] На Фиг. 5 приведен вид сбоку в поперечном сечении ствола скважины и системы кислотной проходки туннелей согласно Фиг. 1, 3 и 4, причем инструмент для кислотной проходки туннелей повернут для создания второго бокового туннеля.
[0021] На Фиг. 6 приведен вид сбоку в поперечном сечении системы кислотной проходки туннелей, образующей боковой туннель с увеличенным диаметром.
[0022] На Фиг. 7 приведена блок-схема, иллюстрирующая этапы управления работой системы кислотной проходки туннелей.
[0023] На Фиг. 8 приведен вид сбоку в поперечном сечении иллюстративного ствола скважины, изображающий фрезерный инструмент, вырезающий окно в обсаженном стволе скважины.
[0024] На Фиг. 9 приведен вид сбоку в поперечном сечении ствола скважины, показанного на Фиг. 8, с системой кислотной проходки туннелей, расположенной в стволе скважины для создания бокового туннеля.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0025] На Фиг. 1 приведен иллюстративный ствол скважины 10, пробуренный в земле 12 от поверхности 14 до углеводородсодержащего пласта 16, в котором требуется создать боковые туннели. Скважина 10 имеет участок, окруженный металлической обсадной колонной 17, известного в данной области техники типа. В стволе скважины 10 с поверхности 14 расположена система кислотной проходки туннелей, в целом обозначенная позицией 18. Система кислотной проходки туннелей 18 содержит спускную колонну 20, которая предпочтительно представляет собой гибкую трубу типа, известного в данной области техники.
[0026] Как показано на Фиг. 2, центральный осевой проточный канал 22 выполнен по длине спускной колонны 20. Кабель 24 для подачи электропитания и/или передачи данных проходит по длине проточного канала 22. В соответствии с предпочтительными вариантами реализации изобретения, кабель 24 представляет собой трубчатый провод. Трубчатый провод представляет собой трубку, содержащую изолированный кабель, который используется для подачи электропитания и/или передачи данных оборудованию низа бурильной колонны, или передачи данных от оборудования низа бурильной колонны на поверхность 14. Трубчатый провод коммерчески доступен от таких производителей, как Canada Tech Corporation, Калгари, Канада. Telecoil — это намотанная на катушку трубка, содержащая трубчатый провод, по которому может подаваться электропитание и передаваться данные.
[0027] На поверхности 14 контроллер 26 получает данные по кабелю 24. Контроллер 26 предпочтительно представляет собой программируемый процессор данных, имеющий подходящие объемы памяти для обработки данных, полученных от оборудования низа бурильной колонны, а также средство для отображения таких данных. В предпочтительных в настоящее время вариантах реализации изобретения контроллер 26 содержит компьютер. В предпочтительных вариантах реализации изобретения контроллер 26 запрограммирован с использованием подходящего программного обеспечения для геонавигации, выполненного с возможностью использования данных, полученных от скважинных датчиков, и обеспечения руководства для оператора в реальном времени, позволяя по ходу работы изменять положение и ориентацию инструмента для проходки туннелей 40. Подходящее для использования контроллером 26 программное обеспечение включает программное обеспечение Reservoir Navigation Services (RNS), коммерчески доступное от Baker Hughes Incorporated, Хьюстон, Техас.
[0028] Система кислотной проходки туннелей 18 содержит оборудование низа бурильной колонны 28, прикрепленное к спускной колонне 20 посредством соединителя гибкой трубы 30. Оборудование низа бурильной колонны 28 предназначено для впрыска кислоты и предпочтительно содержит модуль датчиков 32 и локатор муфтовых соединений обсадной колонны 34. В описанном варианте реализации изобретения оборудование низа бурильной колонны 28 также содержит индексатор 36 и пульсирующий инструмент 38. Кроме того, оборудование низа бурильной колонны 28 содержит инструмент для кислотной проходки туннелей 40.
[0029] Во многих отношениях инструмент для кислотной проходки туннелей 40 сконструирован и работает таким же образом, как и оборудование для кислотной проходки туннелей низа бурильной колонны, описанное в патентной публикации США № 2008/0271925 by Misselbrook et al. Инструмент для кислотной проходки туннелей 40 содержит пруток 42 и промежуточный компонент 44, прикрепленный к пульсирующему инструменту 38 с помощью шарнирно-шарового соединения 46. Второе шарнирно-шаровое соединение 48 соединяет пруток 42 с промежуточным компонентом 44. Пруток 42 имеет сопло 50 на своем дистальном конце. Подходящим устройством для использования в качестве инструмента для кислотной проходки туннелей 40 является инструмент для нацеленной подачи кислоты StimTunnel™, коммерчески доступный от Baker Hughes Incorporated, Хьюстон, Техас.
[0030] Индексатор 36 расположен в осевом направлении между гидравлическим разъединителем 34 и пульсирующим инструментом 38. Подходящим устройством для использования в качестве индексатора 36 является индексатор гибких труб с высоким крутящим моментом (Hi-Torque Indexing Tool), коммерчески доступный от National Oilwell Varco. Индексатор 36 способен вращать пульсирующий инструмент 38 и инструмент для кислотной проходки туннелей 40 относительно спускной колонны 20 в стволе скважины 10.
[0031] Оборудование низа бурильной колонны 28 также содержит пульсирующий инструмент 38. Подходящим устройством для использования в качестве пульсирующего инструмента 38 является гидравлический молот EasyReach™, коммерчески доступный от Baker Hughes Incorporated, Хьюстон, Техас. Флюидный пульсирующий инструмент такого типа описан более подробно в патентной публикации США № 2012/0312156 by Standen et al., озаглавленной «Fluidic Impulse Generator». В процессе работы текучая среда, такая как кислота, течет вниз по проточному каналу 22 спускной колонны через пульсирующий инструмент 38 к инструменту для кислотной проходки туннелей 40. Пульсирующий инструмент 38 создает импульсы давления внутри текучей среды, протекающей к инструменту для кислотной проходки туннелей 40, и эти импульсы вызывают сгиб или изгиб прутка 42 и промежуточного компонента 44 в первом и втором шарнирно-шаровых соединениях 46, 48. В предпочтительных в настоящее время вариантах реализации изобретения инструмент для проходки туннелей 40 сгибается (изогнутое положение, показанное на Фиг. 3) при получении импульса и разгибается (ровное положение, показанное на Фиг. 1). Сгиб инструмента для проходки туннелей 40 позволяет подавать кислоту под углом к стенке ствола скважины 10, как показано на Фиг. 3–4. Проиллюстрированный на Фиг. 4 боковой туннель 52 создается путем подачи кислоты из сопла 50.
[0032] На Фиг. 6 проиллюстрировано использование пульсирующего инструмента 38 для создания бокового туннеля 52 увеличенного диаметра. В процессе работы пульсирующий инструмент 38 генерирует ряд импульсов текучей среды, передаваемых инструменту для проходки туннелей 40. При подаче каждого импульса пруток 42 и промежуточной компонент 44 сгибаются в первое положение, показанное на Фиг. 6 сплошными линиями. После завершения импульса пруток 42 и промежуточный компонент 44 разгибаются, занимая второе положение, показанное на Фиг. 6 пунктирными линиями. В результате этого увеличивается площадь поверхности пласта 16, на которую подается кислота, что приводит к увеличению бокового туннеля. В частности, в боковом туннеле 52 кислота будет подаваться на верхнюю 54 и нижнюю 56 части. Периодическое сгибание и разгибание, сопровождающееся подачей кислоты, обеспечивает создание бокового туннеля 52 с увеличенным диаметром или более широкими участками по сравнению с инструментами для кислотной проходки туннелей без использования пульсирующего инструмента. Кроме того, увеличение бокового туннеля приводит к уменьшению трения между инструментом для проходки туннелей 40 и пластом 16, что способствует процессу формирования бокового туннеля 52.
[0033] В некоторых вариантах реализации изобретения в состав инструмента для проходки туннелей 40 входит инклинометр 58. Инклинометр 58 способен определять угловой наклон инструмента для проходки туннелей 40 или его частей относительно вертикальной оси или относительно наклона или угла ствола скважины 10. Инклинометр 58 электрически соединен с кабелем передачи данных/питания 24, так что данные инклинометра направляются в контроллер 26 на поверхности 14 в режиме реального времени. Кроме того, модуль датчиков 32 и локатор муфтовых соединений обсадной колонны 34 электрически соединены с кабелем передачи данных/питания 24, так что полученные ими данные предоставляются контроллеру 26 в реальном времени.
[0034] Модуль датчиков 32 содержит датчики, выполненные с возможностью определения по меньшей мере одного параметра в скважине. Предпочтительно модуль датчиков 32 содержит датчики, выполненные с возможностью определения множества параметров в скважине. Иллюстративные параметры в скважине, определяемые модулем датчиков 32, включают: температуру, давление, гамма-излучение, акустические показатели и рН (кислотность/щелочность). Эти параметры могут использоваться контроллером 26 или пользователем для определения в реальном времени местоположения и ориентации оборудования низа бурильной колонны 28 в стволе скважины 10. Например, определенное значение давления или температуры в стволе скважины может коррелировать с определенной глубиной в стволе скважины 10. В конкретных вариантах реализации изобретения данные объемной и азимутальной гаммаметрии в реальном времени, предоставляемые контроллеру 26 модулем датчиков 32, используются контроллером 26 аналогично методам направленного бурения, для определения в реальном времени того, проходит ли создаваемый боковой туннель 52 в нужном направлении от ствола скважины 10. В некоторых вариантах реализации изобретения, полученные акустические данные, передаваемые контроллеру 26 от модуля датчиков 32, используются контроллером 26 для этой же цели. Датчик pH может использоваться для предоставления контроллеру 26 информации, позволяющей определить, эффективно ли осуществляется подача кислоты (т.е. происходит ли реакция с породой пласта) при формировании бокового туннеля 52. В соответствии с этим пользователь может регулировать объем кислоты, скорость подачи, температуру и/или давление.
[0035] Контроллер 26 предоставляет пользователю информацию, необходимую для управления инструментом для проходки туннелей 40 в реальном времени, в ответ на информацию, предоставленную контроллеру 26 модулем датчиков 32, инклинометром 58 и локатором муфтовых соединений обсадной колонны 34, используемым с оборудованием низа бурильной колонны 28. Локатор муфтовых соединений обсадной колонны 34 способен предоставлять данные о местоположении в результате обнаружения осевого расстояния от муфты обсадной колонны (т.е. соединительных муфт, используемых на обсаженной части 17 ствола скважины 10). В системе кислотной проходки туннелей 18 настоящего изобретения данные от локатора муфтовых соединений обсадной колонны 34 подаются в контроллер в режиме реального времени по кабелю передачи данных/питания 24.
[0036] На основании информации, собранной контроллером 26, пользователь может управлять оборудованием низа бурильной колонны 28, чтобы создавать боковые туннели в требуемых местоположениях и в требуемых направлениях. Как показано на Фиг. 5, инструмент для проходки туннелей 40 был повернут в стволе скважины 10 от места создания первого бокового туннеля 52, и теперь путем подачи кислоты из сопла 50 создается второй боковой туннель 60. Инструмент для проходки туннелей 40 был повернут с помощью индексатора 36 в стволе скважины 10. В некоторых вариантах реализации изобретения индексатор 36 выполнен с возможностью поворота инструмента для проходки туннелей 40 на угол до 180 градусов в любом радиальном направлении в стволе скважины 10, тем самым обеспечивая возможность ориентации сопла 50 инструмента для проходки туннелей 40 в любом радиальном направлении в стволе скважины 10. Такое управление инструментом для проходки туннелей 40 в режиме реального времени также может использоваться для первоначального направления и ориентации сопла 50 инструмента для проходки туннелей 40 для создания бокового туннеля 52.
[0037] Изобретение обеспечивает системы и способы управления инструментом для проходки туннелей 40 для создания боковых туннелей, таких как туннели 52, 60. В соответствии с конкретными вариантами реализации изобретения, данные от скважинных датчиков и устройств передаются на поверхность в реальном времени, и на их основании инструмент для проходки туннелей 40 перемещается в осевом направлении в стволе скважины 10 и/или поворачивается на определенный угол в стволе скважины 10 для управления и ориентации сопла 50, из которого в требуемом направлении подается кислота для создания одного или большего количества боковых туннелей. На Фиг. 7 приведена иллюстративная блок-схема, показывающая этапы управления инструментом для проходки туннелей 40 для создания боковых туннелей. На этапе 70 оборудование низа бурильной колонны 28 перемещается в ствол скважины 10 на спускной колонне 20 в первое требуемое местоположение в стволе скважины 10. На этапе 72 кислота поступает в оборудование низа бурильной колонны 28, где активируется пульсирующий инструмент 38 для сгибания и разгибания инструмента для проходки туннелей 40, как описано выше. Кислота создает первый боковой туннель в первом месте в стволе скважины 10.
[0038] На этапе 74 данные от модуля датчиков 32, инклинометра 58 и локатора муфтовых соединений обсадной колонны 34 передаются в контроллер 26. Следует отметить, что этап 74 происходит во время каждого из этапов 70 и 72. На этапе 76 осуществляется управление инструментом для проходки туннелей 40, чтобы сориентировать сопло 50 для создания второго бокового туннеля во втором местоположении. Пользователь направляет инструмент для проходки туннелей 40 в ответ и на основании получаемых в реальном времени данных параметров в скважине, собранных контроллером 26. При управлении инструментом для проходки туннелей 40 оборудование низа бурильной колонны 28 может перемещаться в осевом направлении в стволе скважины 10. Кроме того, индексатор 36 может направлять инструмент для проходки туннелей 40, поворачивая его в стволе скважины 10. На этапе 78 инструмент для проходки туннелей 40 создает второй боковой туннель во втором местоположении в стволе скважины 10. На этапе 80 кислота поступает в оборудование низа бурильной колонны 28. Пульсирующий инструмент 38 сгибает инструмент для проходки туннелей 40 и направляет сопло 50 радиально наружу, обеспечивая возможность формирования второго бокового туннеля.
[0039] На Фиг. 8–9 проиллюстрирован вариант реализации изобретения, в котором используется система кислотной проходки туннелей для создания одного или большего количества боковых туннелей от ствола скважины 90, окруженного металлической обсадной колонной 92. На Фиг. 8 проиллюстрирован фрезер для прорезания окна в обсадной колонне 94, помещенный в ствол скважины 90 на спускной колонне 96. Отклонитель 98, помещенный в ствол скважины 90, отклоняет фрезер 94 таким образом, что он вырезает окно 100 в обсадной колонне 92. Окно 100 вырезают в том месте в стволе скважины 90, где требуется создать боковой туннель. Хотя показано только одно вырезаемое окно 100, следует понимать, что возможно выполнение нескольких окон для создания боковых туннелей в нескольких местах ствола скважины 90.
[0040] После вырезания окна 100 (или нескольких окон, если это необходимо) фрезер 94 и отклонитель 98 удаляются из ствола скважины 90. После этого систему кислотной проходки туннелей 18 располагают в стволе скважины 90 (Фиг. 9). Затем осуществляется управление инструментом для проходки туннелей 40 системы кислотной проходки туннелей 18 с использованием описанных ранее способов для направления сопла 50 инструмента для проходки туннелей 40 в направлении окна 100 и окружающего пласта 16. В этом случае управление предпочтительно будет использовать по меньшей мере данные, предоставленные контроллеру 26 локатором муфтовых соединений обсадной колонны 34, чтобы обеспечить правильное расположение инструмента для проходки туннелей 40 на той же глубине или в том же месте в стволе скважины 90, что и окно 100. Данные инклинометра 58 могут использоваться для направления сопла 50 через окно 100. Если имеется несколько окон, вырезанных в обсадной колонне, инструмент для проходки туннелей 40 направляют в каждое из них с использованием описанных ранее методов. В каждом местоположении инструмент для кислотной проходки туннелей используется для создания бокового туннеля через окно, например, окно 100.
[0041] Специалистам в данной области техники будут понятны многочисленные модификации и изменения, которые можно внести в описанные здесь иллюстративные конструкции и варианты реализации изобретения, а также то, что настоящее изобретение ограничено только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.
Claims (26)
1. Управляемая система кислотной проходки туннелей для создания боковых туннелей (52, 60) в подземном пласте (16), окружающем ствол скважины (10), при этом управляемая система кислотной проходки туннелей характеризуется:
инструментом для кислотной проходки туннелей (40), имеющим пруток (42) с соплом (50) для подачи кислоты в пласт и по меньшей мере одно шарнирно-шаровое соединение (46, 48) для отклонения на определенный угол прутка (42) в стволе скважины;
одним или большим количеством датчиков для определения по меньшей мере одного параметра в скважине и передачи сигнала, отражающего по меньшей мере один параметр в скважине, на поверхность; и
при этом управление инструментом для кислотной проходки туннелей осуществляется посредством пульсирующего инструмента в оборудовании низа бурильной колонны, обеспечивающего импульсы давления, передаваемые инструменту для кислотной проходки туннелей, приводя к сгибу прутка посредством по меньшей мере одного шарнирно-шарового соединения в режиме реального времени на основании по меньшей мере одного параметра в скважине, определенного для подачи кислоты в конкретном направлении.
2. Управляемая система кислотной проходки туннелей по п. 1, дополнительно характеризуемая:
индексатором (36), функционально связанным с инструментом для кислотной проходки туннелей и выполненным с возможностью поворота инструмента для кислотной проходки туннелей (40) в стволе скважины; и
при этом управление инструментом для кислотной проходки туннелей также осуществляется путем поворота инструмента для кислотной проходки туннелей в стволе скважины с помощью индексатора.
3. Управляемая система кислотной проходки туннелей по п. 1, в которой по меньшей мере один параметр в скважине представляет собой по меньшей мере один параметр из группы, состоящей из: давления, температуры, наклона инструмента, осевого расстояния от обсадной колонны, щелочности/кислотности, гамма-излучения и акустических показателей.
4. Управляемая система кислотной проходки туннелей по п. 1, в которой:
по меньшей мере один из упомянутых датчиков содержит инклинометр (58), функционально связанный с инструментом для кислотной проходки туннелей (40); и
при этом инклинометр обеспечивает передачу сигнала, характеризующего угол наклона инструмента для проходки туннелей в стволе скважины.
5. Управляемая система кислотной проходки туннелей по п. 1, дополнительно содержащая контроллер (26) для приема упомянутого сигнала.
6. Управляемая система кислотной проходки туннелей по п. 1, дополнительно содержащая:
спускную колонну (20) для эксплуатации оборудования низа бурильной колонны, содержащего инструмент для кислотной проходки туннелей, и один или большее количество датчиков в стволе скважины, при этом спускная колонна содержит осевой проточный канал (22) для подачи кислоты; и
кабель питания/передачи данных (24), расположенный в проточном канале, для передачи упомянутого сигнала.
7. Способ управления системой кислотной проходки туннелей в реальном времени в стволе скважины (10) для создания бокового туннеля (52, 60) из ствола скважины, характеризуемый следующими этапами:
размещение в стволе скважины (10) системы кислотной проходки туннелей (18), содержащей инструмент для кислотной проходки туннелей (40) с прутком (42), имеющим сопло (50) для подачи кислоты в пласт (16), и по меньшей мере одним шарнирно-шаровым соединением (46,48) для изгиба прутка на определенный угол в стволе скважины;
определение по меньшей мере одного параметра в скважине одним или большим количеством датчиков и передача сигнала, отражающего по меньшей мере один параметр в скважине, в режиме реального времени на поверхность;
направление инструмента для кислотной проходки туннелей в нужное место для формирования бокового туннеля (52, 60) путем передачи импульсов давления от пульсирующего инструмента к инструменту для кислотной проходки туннелей, приводя к сгибу прутка посредством по меньшей мере одного шарнирно-шарового соединения; и
подача кислоты в инструмент для кислотной проходки туннелей для впрыска кислоты в пласт в требуемом месте для образования бокового туннеля.
8. Способ по п. 7, в котором указанное множество импульсов текучей среды вызывает сгибание прутка вокруг шарнирно-шарового соединения между первым и вторым положениями таким образом, что сопло впрыскивает кислоту в первом и втором положениях и, тем самым, увеличивает формируемый боковой туннель.
9. Способ по п. 7, в котором этап направления инструмента для кислотной проходки туннелей в нужное место дополнительно включает поворот инструмента для кислотной проходки туннелей в стволе скважины.
10. Способ по п. 7, в котором этап направления инструмента для кислотной проходки туннелей в нужное место дополнительно включает осевое перемещение инструмента для кислотной проходки туннелей в стволе скважины.
11. Способ по п. 7, в котором:
ствол скважины облицован металлической обсадной колонной (17) и
перед размещением системы кислотной проходки туннелей в стволе скважины в металлической обсадной колонне вырезают окно, а затем инструмент для кислотной проходки туннелей направляют в стволе скважины в требуемое место.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/710,926 US9850714B2 (en) | 2015-05-13 | 2015-05-13 | Real time steerable acid tunneling system |
| US14/710,926 | 2015-05-13 | ||
| PCT/US2016/031778 WO2016183149A1 (en) | 2015-05-13 | 2016-05-11 | Real-time steerable acid tunneling system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2679403C1 true RU2679403C1 (ru) | 2019-02-08 |
Family
ID=57249482
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139572A RU2679403C1 (ru) | 2015-05-13 | 2016-05-11 | Управляемая в режиме реального времени система кислотной проходки туннелей |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9850714B2 (ru) |
| EP (1) | EP3294977B1 (ru) |
| CN (1) | CN107801408B (ru) |
| AU (1) | AU2016261760B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017024197B1 (ru) |
| CA (1) | CA2985349C (ru) |
| CO (1) | CO2017011816A2 (ru) |
| HU (1) | HUE049919T2 (ru) |
| MX (1) | MX389195B (ru) |
| NO (1) | NO20171867A1 (ru) |
| NZ (1) | NZ737693A (ru) |
| PL (1) | PL3294977T3 (ru) |
| RU (1) | RU2679403C1 (ru) |
| SA (1) | SA517390298B1 (ru) |
| WO (1) | WO2016183149A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20190120035A1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-04-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dual Tunneling and Fracturing Stimulation System |
| US10815774B2 (en) | 2018-01-02 | 2020-10-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Coiled tubing telemetry system and method for production logging and profiling |
| US20190242241A1 (en) * | 2018-02-08 | 2019-08-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Steerable Acid Tunneling System |
| GB2563550B (en) * | 2018-09-27 | 2019-08-28 | Arnautov Maksim | A mining machine |
| WO2020065262A2 (en) * | 2018-09-27 | 2020-04-02 | Arnautov Maksim | A subterranean excavation machine |
| GB2571631B (en) * | 2018-09-27 | 2020-04-22 | Arnautov Maksim | A subterranean excavation machine |
| CN112031653B (zh) * | 2019-06-06 | 2021-12-07 | 万晓跃 | 一种易造斜混合式旋转导向钻井系统 |
| US12044120B2 (en) | 2020-07-02 | 2024-07-23 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for downhole geometry reconstruction and feature detection and classification |
| US20250012178A1 (en) * | 2023-07-06 | 2025-01-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Customizable downhole mixing of lean gas streams with enhanced oil recovery chemicals |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020011357A1 (en) * | 1995-12-08 | 2002-01-31 | Robert Trueman | Fluid drilling system with drill string and retro jets |
| US6527067B1 (en) * | 1999-08-04 | 2003-03-04 | Bj Services Company | Lateral entry guidance system (LEGS) |
| RU2213199C2 (ru) * | 2001-12-27 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Скважинный гидромониторный расширитель |
| US20090114449A1 (en) * | 2007-05-03 | 2009-05-07 | Bj Services Company | Acid tunneling bottom hole assembly and method utilizing reversible knuckle joints |
| US20120138301A1 (en) * | 2010-08-04 | 2012-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Controllably Installed Multilateral Completions Assembly |
| RU132123U1 (ru) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | Установка для кислотоструйного бурения |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4462765A (en) | 1981-12-04 | 1984-07-31 | Rodkin Valentin V | Liquid-proofing system for an electric motor of a deep-well pumping unit |
| US4787465A (en) * | 1986-04-18 | 1988-11-29 | Ben Wade Oakes Dickinson Iii Et Al. | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4790394A (en) * | 1986-04-18 | 1988-12-13 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4714118A (en) * | 1986-05-22 | 1987-12-22 | Flowmole Corporation | Technique for steering and monitoring the orientation of a powered underground boring device |
| US4930586A (en) * | 1989-05-12 | 1990-06-05 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| EP0718641B1 (en) | 1994-12-12 | 2003-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple downhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto |
| GB2338801B (en) | 1995-08-30 | 2000-03-01 | Baker Hughes Inc | An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
| CA2246040A1 (en) * | 1998-08-28 | 2000-02-28 | Roderick D. Mcleod | Lateral jet drilling system |
| US6263984B1 (en) * | 1999-02-18 | 2001-07-24 | William G. Buckman, Sr. | Method and apparatus for jet drilling drainholes from wells |
| US6213205B1 (en) * | 1999-02-25 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure activated bendable tool |
| US6283230B1 (en) * | 1999-03-01 | 2001-09-04 | Jasper N. Peters | Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle |
| US6422822B1 (en) | 2000-06-15 | 2002-07-23 | Shell Oil Company | Pressurized seal for submersible pumps |
| US6938690B2 (en) | 2001-09-28 | 2005-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation |
| US7104331B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Optical position sensing for well control tools |
| GB0226725D0 (en) * | 2002-11-15 | 2002-12-24 | Bp Exploration Operating | method |
| US20060278393A1 (en) * | 2004-05-06 | 2006-12-14 | Horizontal Expansion Tech, Llc | Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well |
| US20060157240A1 (en) | 2004-10-14 | 2006-07-20 | Shaw Brian S | Methods and apparatus for monitoring components of downhole tools |
| US7624800B2 (en) | 2005-11-22 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sensing parameters in a wellbore |
| US7665975B2 (en) | 2005-12-20 | 2010-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Seal section oil seal for submersible pump assembly |
| US7828058B2 (en) | 2007-03-27 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system |
| US20080271925A1 (en) | 2007-05-03 | 2008-11-06 | Bj Services Company | Acid tunneling bottom hole assembly |
| US7909118B2 (en) * | 2008-02-01 | 2011-03-22 | Rudy Sanfelice | Apparatus and method for positioning extended lateral channel well stimulation equipment |
| US8196680B2 (en) | 2009-02-04 | 2012-06-12 | Buckman Jet Drilling | Perforating and jet drilling method and apparatus |
| US8322444B2 (en) | 2009-09-30 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Surface refillable protector |
| US8272404B2 (en) | 2009-10-29 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Fluidic impulse generator |
| US8430649B2 (en) | 2009-11-20 | 2013-04-30 | Flowserve Management Company | Compensator assembly for submersible pump system |
| US8061426B2 (en) * | 2009-12-16 | 2011-11-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for lateral wellbore entry, debris removal, and wellbore cleaning |
| US8651837B2 (en) | 2010-05-05 | 2014-02-18 | Baker Hughes Incorporated | Modular bellows with instrumentation umbilical conduit for electrical submersible pump system |
| MX2012013138A (es) * | 2010-05-11 | 2012-12-17 | Schlumberger Technology Bv | Metodo y sistema para tratar una formacion subterranea. |
| US8471551B2 (en) | 2010-08-26 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic position monitoring system and method |
| US20130272898A1 (en) | 2012-04-17 | 2013-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumenting High Reliability Electric Submersible Pumps |
| US9631474B2 (en) * | 2013-11-25 | 2017-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods for real-time evaluation of coiled tubing matrix acidizing |
-
2015
- 2015-05-13 US US14/710,926 patent/US9850714B2/en active Active
-
2016
- 2016-05-11 WO PCT/US2016/031778 patent/WO2016183149A1/en not_active Ceased
- 2016-05-11 EP EP16793410.8A patent/EP3294977B1/en active Active
- 2016-05-11 CN CN201680026406.4A patent/CN107801408B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2016-05-11 MX MX2017014268A patent/MX389195B/es unknown
- 2016-05-11 BR BR112017024197-8A patent/BR112017024197B1/pt active IP Right Grant
- 2016-05-11 RU RU2017139572A patent/RU2679403C1/ru active
- 2016-05-11 NZ NZ737693A patent/NZ737693A/en not_active IP Right Cessation
- 2016-05-11 AU AU2016261760A patent/AU2016261760B2/en not_active Ceased
- 2016-05-11 HU HUE16793410A patent/HUE049919T2/hu unknown
- 2016-05-11 CA CA2985349A patent/CA2985349C/en active Active
- 2016-05-11 PL PL16793410T patent/PL3294977T3/pl unknown
-
2017
- 2017-11-06 SA SA517390298A patent/SA517390298B1/ar unknown
- 2017-11-21 CO CONC2017/0011816A patent/CO2017011816A2/es unknown
- 2017-11-22 NO NO20171867A patent/NO20171867A1/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020011357A1 (en) * | 1995-12-08 | 2002-01-31 | Robert Trueman | Fluid drilling system with drill string and retro jets |
| US6527067B1 (en) * | 1999-08-04 | 2003-03-04 | Bj Services Company | Lateral entry guidance system (LEGS) |
| RU2213199C2 (ru) * | 2001-12-27 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Скважинный гидромониторный расширитель |
| US20090114449A1 (en) * | 2007-05-03 | 2009-05-07 | Bj Services Company | Acid tunneling bottom hole assembly and method utilizing reversible knuckle joints |
| US20120138301A1 (en) * | 2010-08-04 | 2012-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Controllably Installed Multilateral Completions Assembly |
| RU132123U1 (ru) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | Установка для кислотоструйного бурения |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3294977B1 (en) | 2020-04-29 |
| MX389195B (es) | 2025-03-20 |
| AU2016261760B2 (en) | 2019-01-17 |
| US9850714B2 (en) | 2017-12-26 |
| BR112017024197A2 (pt) | 2018-07-17 |
| BR112017024197B1 (pt) | 2022-08-23 |
| AU2016261760A1 (en) | 2017-12-14 |
| NZ737693A (en) | 2019-03-29 |
| CA2985349C (en) | 2020-09-15 |
| PL3294977T3 (pl) | 2020-10-19 |
| US20160333640A1 (en) | 2016-11-17 |
| CA2985349A1 (en) | 2016-11-17 |
| SA517390298B1 (ar) | 2021-09-16 |
| CN107801408B (zh) | 2020-07-14 |
| CN107801408A (zh) | 2018-03-13 |
| CO2017011816A2 (es) | 2018-02-09 |
| EP3294977A1 (en) | 2018-03-21 |
| MX2017014268A (es) | 2018-04-20 |
| NO20171867A1 (en) | 2017-11-22 |
| HUE049919T2 (hu) | 2020-11-30 |
| WO2016183149A1 (en) | 2016-11-17 |
| EP3294977A4 (en) | 2019-01-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2679403C1 (ru) | Управляемая в режиме реального времени система кислотной проходки туннелей | |
| US6041860A (en) | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores | |
| US10683740B2 (en) | Method of avoiding frac hits during formation stimulation | |
| US10954769B2 (en) | Ported casing collar for downhole operations, and method for accessing a formation | |
| US9441420B2 (en) | System and method for forming a lateral wellbore | |
| RU2682288C2 (ru) | Доступ в многоствольную скважину с передачей данных в режиме реального времени | |
| GB2353055A (en) | A downhole service tool | |
| US20120061141A1 (en) | Method for finding and re-entering a lateral bore in a multi-lateral well | |
| CA3088313C (en) | Tubing mass with holes for downhole operations, and method for accessing a formation | |
| OA10429A (en) | Steerable drilling with downhole motor | |
| DK202070297A8 (en) | Dual tunneling and fracturing stimulation system | |
| WO2019140287A2 (en) | Method of avoiding frac hits during formation stimulation | |
| EP4100614B1 (en) | A sensor integrated drill bit and method of drilling employing a sensor integrated drill bit | |
| US11371321B2 (en) | System and method for drilling lateral boreholes using articulated drill string components | |
| AU731454B2 (en) | System for cutting materials in wellbores | |
| US20190242241A1 (en) | Steerable Acid Tunneling System | |
| Winters et al. | Field tests of a low-cost lateral drilling tool | |
| AU1360102A (en) | Downhole service tool | |
| AU1824801A (en) | System for cutting materials in wellbores |