PL196155B1

Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals

Abstract

This record has no abstract on file.

PL196155B1, drawing sheet 1 — Sheet 1 of 18

Term

Term ended

Expired 14 February 2021, 5.6 years ago.

94 claims: 15 independent, 79 dependent

1
Sposób perforowania i obróbki licznych warstw jednej lub kilku podziemnych formacji przeciętych przez odwiert, znamienny tym, że opuszcza się do odwiertu zespół urządzeń wiertniczych składający się z urządzenia perforującego, mechanizmu uszczelniającego i przynajmniej jednego urządzenia do wyrównywania ciśnienia, po czym za pomocą urządzenia perforującego prowadzi się perforację warstwy jednej formacji lub kilku formacji podziemnych, a następnie włącza się mechanizm uszczelniający tworząc uszczelnienie hydrauliczne w odwiercie, po czym do odwiertu oraz do perforacji wykonanych przez urządzenie perforujące pompuje się płyn roboczy bez wyjmowania urządzenia perforującego z odwiertu, a za pomocą przynajmniej jednego urządzenia do wyrównywania ciśnień wyrównuje się ciśnienie między częściami odwiertu nad i pod mechanizmem uszczelniającym, a następnie zwalnia się mechanizm uszczelniający, po czym dla przynajmniej jednej dodatkowej warstwy powtarza się czynności począwszy od użycia urządzenia perforującego aż do zwolnienia mechanizmu uszczelniającego.
2
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że przed perforacją ustawia się zespół urządzeń wiertniczych wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość.
3
Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że zespół urządzeń wiertniczych ustawia się wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość, zwłaszcza za pomocą zestawu obejmującego lokalizator kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowy układ pomiarowy
4
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że do odwiertu opuszcza się zespół urządzeń wiertniczych przy użyciu środków opuszczających wybranych z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel.
5
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi się za pomocą urządzenia perforujące z selektywnym odpalaniem, zawierającym zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków kumulacyjnych, przy czym każdym z tych zestawów steruje się indywidualnie i uruchamia się za pomocą elektrycznego lub optycznego sygnału przesyłanego kablem opuszczonym do odwiertu.
6
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi się za pomocą urządzenia perforującego, które jest urządzeniem do cięcia strumieniem płynu roboczego pompowanego przez ciąg rur i tworzącym połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku formacji podziemnych.
7
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że płyn roboczy pompuje się przez pierścień między ciągiem rur a odwiertem. PL 196 155 B1
8
Sposób według zastrz. 7, znamienny tym, że płyn roboczy również pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
9
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że drugi płyn roboczy pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
10
Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że jako drugi płyn roboczy stosuje się azot.
11
Sposób według zastrz. 7, znamienny tym, że jako płyn roboczy stosuje się płyn wybrany z grupy obejmującej roztwór kwasu, rozpuszczalnik organiczny i zawiesinę złożoną z materiału wypełniacza i płynu nośnego.
12
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że przed zwolnieniem mechanizmu uszczelniającego do odwiertu wprowadza się przynajmniej jeden czynnik separujący, za pomocą którego blokuje się dalszy przepływ płynu roboczego do perforacji.
13
Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że jako czynnik separujący dostarczany do odwiertu stosuje się czynnik wybrany z grupy obejmującej stałe cząsteczki, żele, płyny o podwyższonej lepkości, pianki i uszczelniacze kulkowe.
14
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że mechanizm uszczelniający uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
15
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
16
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego z powierzchni przez odwiert.
17
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
18
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że przed uruchomieniem mechanizmu uszczelniającego przemieszcza się wewnątrz odwiertu zespół urządzeń wiertniczych.
19
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
20
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne powyżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
21
Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
22
Sposób perforowania i obróbki licznych warstw jednej lub wielu formacji podziemnych przeciętych przez odwiert, znamienny tym, że opuszcza się do odwiertu zespół urządzeń wiertniczych składający się z przynajmniej jednego urządzenia perforującego i przynajmniej jednego mechanizmu uszczelniającego, po czym za pomocą przynajmniej jednego urządzenia perforującego prowadzi się perforację warstwy, po czym włącza się przynajmniej jeden mechanizm uszczelniający tworząc uszczelnienie hydrauliczne we odwiercie, a następnie do odwiertu i do perforacji wykonanych przez urządzenie perforujące pompuje się płyn roboczy bez wyjmowania urządzenia perforującego z odwiertu, po czym zwalnia się mechanizm uszczelniający, a następnie dla przynajmniej jednej dodatkowej warstwy jednej lub wielu formacji podziemnych powtarza się czynności począwszy od użycia urządzenia perforującego aż do zwolnienia mechanizmu uszczelniającego.
23
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że przed perforacją ustawia się zespół urządzeń wiertniczych wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość.
24
Sposób według zastrz. 23, znamienny tym, że zespół urządzeń wiertniczych ustawia się wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość, zwłaszcza za pomocą zestawu obejmującego lokalizator kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowy układ pomiarowy
25
Sposób według zastrz. 22. znamienny tym, że do odwiertu opuszcza się zespół urządzeń wiertniczych przy użyciu środków opuszczających wybranych z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel.
26
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi się za pomocą urządzenia perforującego z selektywnym odpalaniem, zawierającym zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków kumulacyjnych, przy czym każdym z tych zestawów steruje się indywidualnie i uruchamia się za pomocą elektrycznego lub optycznego sygnału przesyłanego kablem opuszczonym do odwiertu.
27
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi się za pomocą urządzenia perforującego, które jest urządzeniem do cięcia strumieniem płynu roboczego pompowa34 PL 196 155 B1 nego przez ciąg rur i tworzącym połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku formacji podziemnych.
28
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że płyn roboczy pompuje się przez pierścień między ciągiem rur a odwiertem.
29
Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że płyn roboczy również pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
30
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że drugi płyn roboczy pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
31
Sposób według zastrz. 30, znamienny tym, że jako drugi płyn roboczy stosuje się azot.
32
Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że jako płyn roboczy stosuje się płyn wybrany z grupy obejmującej roztwór kwasu, rozpuszczalnik organiczny i zawiesinę złożoną z materiału wypełniacza i płynu nośnego.
33
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że przed zwolnieniem mechanizmu uszczelniającego do odwiertu wprowadza się przynajmniej jeden czynnik separujący, za pomocą którego blokuje się dalszy przepływ płynu roboczego do perforacji.
34
Sposób według zastrz. 33, znamienny tym, że jako czynnik separujący dostarczany do odwiertu stosuje się czynnik wybrany z grupy obejmującej stałe cząsteczki, żele, płyny o podwyższonej lepkości, pianki i uszczelniacze kulkowe.
35
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że mechanizm uszczelniający uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
36
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
37
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego z powierzchni przez odwiert.
38
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
39
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że przed uruchomieniem mechanizmu uszczelniającego przemieszcza się wewnątrz odwiertu zespół urządzeń wiertniczych.
40
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
41
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne powyżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
42
Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
43
Sposób perforowania i obróbki wielu warstw jednej lub wielu podziemnych formacji przeciętych przez odwiert, które to liczne warstwy obejmują najgłębszą warstwę i kolejne płytsze warstwy, znamienny tym, że do odwiertu opuszcza się zespół urządzeń wiertniczych składający się z urządzenia perforującego i mechanizmu uszczelniającego, po czym za pomocą urządzenia perforującego prowadzi się perforację najgłębszej warstwy jednej lub kilku podziemnych formacji, następnie do odwiertu i do perforacji wykonanych w tej najgłębszej warstwie pompuje się płyn roboczy bez wyjmowania urządzenia perforującego z odwiertu, po czym ustawia się zespół urządzeń wiertniczych w odwiercie i za pomocą urządzenia perforującego prowadzi się perforację kolejnej, płytszej warstwy, a następnie przemieszcza się zespół urządzeń wiertniczych w odwiercie i uruchamia się mechanizm uszczelniający hydraulicznie izolując perforacje powstałe w tej kolejnej, płytszej, warstwie od perforowanej najgłębszej warstwy, po czym do odwiertu i do perforacji wykonanych w tej warstwie pompuje się płyn roboczy bez wyjmowania urządzenia perforującego z odwiertu, a następnie zwalnia się mechanizm uszczelniający, po czym powtarza się czynności dla przynajmniej jednej, kolejnej, płytszej warstwy począwszy od ustawienia zespołu urządzeń wiertniczych w odwiercie i użycia urządzenia perforującego aż do zwolnienia mechanizmu uszczelniającego, przy czym perforacje wykonane w przynajmniej jednej kolejnej, płytszej warstwie izoluje się hydraulicznie od niższych perforowanych warstw.
44
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że przed perforacją ustawia się zespół urządzeń wiertniczych wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość.
45
Sposób według zastrz. 44, znamienny tym, że zespół urządzeń wiertniczych ustawia się wewnątrz odwiertu za pomocą urządzenia kontrolującego głębokość, zwłaszcza za pomocą zestawu obejmującego lokalizator kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowy układ pomiarowy. PL 196 155 B1
46
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że do odwiertu opuszcza się zespół urządzeń wiertniczych przy użyciu środków opuszczających wybranych z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel.
47
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi sięza pomocą urządzenia perforujące z selektywnym odpalaniem, zawierającym zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków kumulacyjnych, przy czym każdym z tych zestawów steruje się indywidualnie i uruchamia się za pomocą elektrycznego lub optycznego sygnału przesyłanego kablem opuszczonym do odwiertu.
48
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że perforacje warstw prowadzi się za pomocą urządzenia perforującego, które jest urządzeniem do cięcia strumieniem płynu roboczego pompowanego przez ciąg rur i tworzącym połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku formacji podziemnych.
49
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że płyn roboczy pompuje się przez pierścień między ciągiem rur a odwiertem.
50
Sposób według zastrz. 49, znamienny tym, że płyn roboczy również pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
51
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że drugi płyn roboczy pompuje się przez ciąg rur, przez przepusty w zespole urządzeń wiertniczych i do perforacji.
52
Sposób według zastrz. 51, znamienny tym, że jako drugi płyn roboczy stosuje się azot.
53
Sposób według zastrz. 49, znamienny tym, że jako płyn roboczy stosuje się płyn wybrany z grupy obejmującej roztwór kwasu, rozpuszczalnik organiczny i zawiesinę złożoną z materiału wypełniacza i płynu nośnego.
54
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że przed zwolnieniem mechanizmu uszczelniającego do odwiertu wprowadza się przynajmniej jeden czynnik separujący, za pomocą którego blokuje się dalszy przepływ płynu roboczego do perforacji.
55
Sposób według zastrz. 54, znamienny tym, że jako czynnik separujący dostarczany do odwiertu stosuje się czynnik wybrany z grupy obejmującej stałe cząsteczki, żele, płyny o podwyższonej lepkości, pianki i uszczelniacze kulkowe.
56
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że mechanizm uszczelniający uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
57
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego łącznikiem z powierzchni.
58
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego z powierzchni przez odwiert.
59
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że urządzenie perforujące uruchamia się za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
60
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że przed uruchomieniem mechanizmu uszczelniającego przemieszcza się wewnątrz odwiertu zespół urządzeń wiertniczych.
61
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
62
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne powyżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
63
Sposób według zastrz. 43, znamienny tym, że za pomocą mechanizmu uszczelniającego tworzy się uszczelnienie hydrauliczne poniżej perforowanej warstwy podziemnej formacji.
64
Urządzenie do perforowania i obróbki licznych warstw jednej lub kilku podziemnych formacji przeciętych przez odwiert, znamienne tym, że posiada opuszczany do odwiertu za pomocą środków opuszczających zespół urządzeń wiertniczych, który składa się z przynajmniej jednego urządzenia perforującego (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) do kolejnego perforowania wspomnianych warstw, przynajmniej jednego mechanizmu uszczelniającego (120;123, 125;316) i przynajmniej jednego urządzenia do wyrównywania ciśnień (116, 122).
65
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134,136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest umieszczone poniżej mechanizmu uszczelniającego (120;123, 125;316).
66
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że zespół urządzeń wiertniczych w odwiercie jest połączony z lokalizatorem (128, 318) kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowym układem pomiarowym. PL 196 155 B1
67
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że mechanizmem uszczelniającym (120, 316) jest nastawialny uszczelniacz.
68
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że urządzeniem perforującym jest działo perforujące z selektywnym odpalaniem (134, 144, 154), zawierające liczne zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków (136, 146, 156), przy czym każdy z tych zestawów jest indywidualnie sterowany i uruchamiany przez elektryczny sygnał przekazywany przez przewód opuszczony do odwiertu.
69
Urządzenie według zastrz. 68, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136, 142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego odwiertem z powierzchni.
70
Urządzenie według zastrz. 68, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
71
Urządzenie według zastrz. 69, znamienne tym, że urządzenie perforujące jest strumieniowym urządzeniem tnącym (310), które wykorzystuje płyn pompowany przez ciąg rur tworząc połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku podziemnych formacji.
72
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że środkami opuszczającymi jest ciąg rur.
73
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że ciąg rur jest wybrany z grupy obejmującej rozwijany przewód rurowy i ciąg połączonych rur.
74
Urządzenie według zastrz. 64, znamienne tym, że ciąg rur jest wybrany z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel.
75
Urządzenie do perforowania i obróbki licznych warstw jednej lub kilku podziemnych formacji przeciętych przez odwiert, znamienne tym, że posiada opuszczany do odwiertu za pomocą środków opuszczających zespół urządzeń wiertniczych, który składa się z przynajmniej jednego urządzenia perforującego (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) do kolejnego perforowania wspomnianych licznych warstw i przynajmniej jednego mechanizmu uszczelniającego (120;123, 125;316), przy czym urządzenie perforujące jest umieszczone pod mechanizmem uszczelniającym.
76
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest umieszczone poniżej mechanizmu uszczelniającego (120;123, 125;316).
77
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że zespół urządzeń wiertniczych w odwiercie jest połączony z lokalizatorem (128, 318) kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowy układ pomiarowy.
78
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że mechanizmem uszczelniającym (120, 316) jest nastawialny uszczelniacz.
79
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że urządzeniem perforującym jest działo perforujące z selektywnym odpalaniem (134, 144, 154), zawierające liczne zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków (136, 146, 156), przy czym każdy z tych zestawów jest indywidualnie sterowany i uruchamiany przez elektryczny sygnał przekazywany przez przewód opuszczony do odwiertu.
80
Urządzenie według zastrz. 79, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego odwiertem z powierzchni.
81
Urządzenie według zastrz. 79, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136, 142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
82
Urządzenie według zastrz. 80, znamienne tym, że urządzenie perforujące jest strumieniowym urządzeniem tnącym (310), które wykorzystuje płyn pompowany przez ciąg rur tworząc połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku podziemnych formacji.
83
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że środkami opuszczającymi jest ciąg rur.
84
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że ciąg rur jest wybrany z grupy obejmującej rozwijany przewód rurowy i ciąg połączonych rur.
85
Urządzenie według zastrz. 75, znamienne tym, że ciąg rur jest wybrany z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel.
86
Urządzenie do perforowania i obróbki licznych warstw jednej lub kilku podziemnych formacji przeciętych przez odwiert, znamienne tym, że zawiera zespół urządzeń wiertniczych połączony ze środkiem opuszczającym do odwiertu mający przynajmniej jedno urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) do kolejnego perforowania licznych warstw, przynajmniej jeden PL 196 155 B1 mechanizm uszczelniający (120) i przynajmniej jedno urządzenie traktorowe (131, 133), za pomocą którego zespół urządzeń wiertniczych (BHA) jest ustawiany w różnych miejscach w odwiercie, zaś mechanizm uszczelniający (120) tworzy uszczelnienie hydrauliczne w odwiercie i usuwa je umożliwiając przesunięcie zespołu urządzeń wiertniczych (BHA) do innego miejsca wewnątrz odwiertu.
87
Urządzenie według zastrz. 86, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest umieszczone poniżej mechanizmu uszczelniającego (120;123, 125, 316).
88
Urządzenie według zastrz. 86, znamienne tym, że zespół urządzeń wiertniczych w odwiercie jest połączony z lokalizatorem (128, 318) kołnierza rury okładzinowej i powierzchniowy układ pomiarowy.
89
Urządzenie według zastrz. 86, znamienne tym, że mechanizmem uszczelniającym (120, 316) jest nastawialny uszczelniacz.
90
Urządzenie według zastrz. 86, znamienne tym, że urządzeniem perforującym jest działo perforujące z selektywnym odpalaniem (134, 144, 154), zawierające liczne zestawy jednego lub więcej perforujących ładunków (136, 146, 156), przy czym każdy z tych zestawów jest indywidualnie sterowany i uruchamiany przez elektryczny sygnał przekazywany przez przewód opuszczony do odwiertu.
91
Urządzenie według zastrz. 90, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego odwiertem z powierzchni.
92
Urządzenie według zastrz. 90, znamienne tym, że urządzenie perforujące (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) jest uruchamiane za pomocą ciśnienia hydraulicznego przekazywanego ciągiem rur z powierzchni.
93
Urządzenie według zastrz. 91, znamienne tym, że urządzenie perforujące jest strumieniowym urządzeniem tnącym (310), które wykorzystuje płyn pompowany przez ciąg rur tworząc połączenie hydrauliczne między odwiertem a jedną lub kilkoma warstwami jednej lub kilku podziemnych formacji.
94
Układ stymulacyjny stosowany przy perforowaniu i obróbce licznych warstw jednej lub kilku podziemnych formacji, przeciętych przez odwiert, znamienny tym, że składa się z płynu roboczego, środków opuszczających wybranych z grupy obejmującej linę drucianą, linę wyciągową i kabel, opuszczonych do odwiertu, zespołu urządzeń wiertniczych opuszczanych do odwiertu za pomocą tych środków opuszczających, przy czym zespół urządzeń wiertniczych (BHA) ma przynajmniej jedno urządzenie perforujące (132, 134, 136, 142, 144, 146;152, 154, 156) do kolejnego perforowania licznych warstw i przynajmniej jeden mechanizm uszczelniający (120, 123, 125, 316), przy czym zespół urządzeń wiertniczych (BHA) jest umieszczony wewnątrz odwiertu umożliwiając uruchomienie urządzenia perforującego (132, 134, 136;142, 144, 146;152, 154, 156) i mechanizmu uszczelniającego (120, 123, 125, 316), przy czym ten ostatni tworzy uszczelnienie hydrauliczne i usuwa je przed przesunięciem zespołu urządzeń wiertniczych (BHA) do innej pozycji w odwiercie.

Independent claims94

289 paragraphs in 9 sections, as filed

Description of the invention

The present invention relates to a method and apparatus for perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut by a wellbore, and a stimulation system used in perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut through a wellbore.

The invention generally relates to the field of perforating and treating subterranean formations to enhance oil and gas recovery therefrom. In particular, the invention provides an apparatus and method for perforating and treating multiple layers without having to remove the devices from the wellbore between steps or steps.

When the hydrocarbon-containing subterranean reservoir formation does not have sufficient permeability or flow capacity for the hydrocarbons to flow to the surface in economical amounts or at optimal rates, hydraulic crushing or chemical stimulation (usually acid) is often used to increase flow efficiency. A well penetrating subterranean formations typically comprises a metal (casing) tube cemented with the original bore. Holes (perforations) are made through the casing and the concrete layer surrounding the casing to allow hydrocarbon flow to the wellbore and, if necessary, to allow the flow of working fluids from the well to the formation.

Hydraulic breaking involves injecting fluids (usually viscous, shear, diluting, non-Newtonian gels or emulsions) into the formation at such high pressures and flow rates that the reservoir rocks fracture and form flat, usually vertical fractures (or a network of fractures), resembling a fracture in the formation. a wooden clearing made as a result of driving a wedge into the log. A granular filler material, for example sand, ceramic spheres, or other material, is injected with the final amount of crushing fluid to keep the fracture open after the pressure is released. The increased efficiency of the outflow from the tank results from the easier flow path between the grains of the material filling the inside of the gap (slots). With chemical stimulation, the effluent efficiency is improved by dissolving materials in the formation or by otherwise changing the properties of the formation.

The application of the hydraulic crushing described above is a routine operation in the petrochemical industry applied to individual mining zones with a total vertical height of subterranean formations up to about 60 meters (200 feet). When multiple or stratified tanks need to be hydraulically crushed, or in the case of a very thick hydrocarbon-containing formation (more than 60 meters thick), alternative treatment techniques are needed to treat the entire mining zone. Means of increasing the extent of treatment are commonly known in petrochemical terminology as "separation" methods.

When multiple hydrocarbon-containing zones are stimulated by hydraulic breaking or are subjected to chemical stimulation, economic and technical gains are obtained by introducing multiple treatment steps that can be inverted (or separated) by various means, including mechanical devices such as bridge plugs, sealants, drill valves, sliding bushings and combinations of baffles and plugs, ball sealants; solid particles such as sand, ceramics, filler, salt, waxes, resins and other compounds, or by alternative fluid systems such as viscous fluids, gels, foams, or fluids otherwise chemically formed or by restricted penetration . These and all other methods and devices designed to temporarily block the flow of fluids into or out of a given group of perforations are hereinafter referred to as "separating agents".

For example, in the case of separation with a mechanical bridge plug, the innermost layer is first perforated and stimulated by crushing, then the layer is usually insulated by a wire rope-lined plug, and the process is repeated on the next higher layer. Given ten layers to be perforated, processing 300 meters (1000 ft) of formation in this manner typically requires ten jobs to be completed in ten days to two weeks, involving not only numerous crushing operations but also numerous perforations and staging plugs. At the end of the machining process, a well cleanup operation is required to remove bridge plugs and prepare the well for production. The main advantage of using bridge plugs or other mechanical separation media is the high probability that the entire mining zone will be treated. The main disadvantages are the high cost of treatment due to the numerous movements into and out of the well, and the risk of complications arising from so many operations in the wellbore. For example, a bridge plug can get wedged in the casing and has to be drilled out at great expense. Another disadvantage is that the required wellbore cleanup operation may damage some of the successfully crushed layers.

An alternative to using bridging plugs is to fill part of the wellbore associated with the just crumbled layer with sand, which is usually referred to as the Pine Island technique. The sand column in the wellbore essentially cuts off the crushed layer and allows the next layer to be perforated and crushed independently. The main advantage is the elimination of the problems and risks associated with bridging plugs. The disadvantage is that the sand plug does not provide a good hydraulic seal and it can be difficult to remove it from the borehole after all stimulations are complete. If the wellbore fluid flow is not strong enough to remove sand from the wellbore, the well may still need to be purged with a drilling rig or expanding tubing. As mentioned previously, additional wellbore operations increase costs, risk of mechanical failure, and risk of damage to the broken layers.

Another method of separation involves the use of solid particles, granules, which are placed in the working fluid to achieve the separation. When fluid is pumped and particles enter the perforation, a temporary blockage is created in the area treated by the fluid if the stream contains a sufficiently high concentration of particles. The flow restriction diverts the fluid to other zones. After treatment, the particles are removed by the fluids produced in the formation or by the injected rinsing fluid either by fluid transfer or by dissolution. Commonly available separating particulate materials are: benzoic acid, naphthalene, rock salt (sodium chloride), resin materials, waxes and polymers. Alternatively, sand, filler and ceramics can be used as particle separators. Other specialty particles can be developed to precipitate and form during processing.

Another method of separation involves the use of viscous fluids, viscous gels or foams as the separation agents. The method includes pumping separation fluid across and / or into the perforated layer. Such fluid systems are formed to temporarily stop flow into perforation due to the viscosity of the fluids, or to reduce the relative permeability of the formation, and are designed such that at a predetermined point in time the fluid system decomposes, degrades, or dissolves (with or without the addition of chemicals or other additives). to induce such decomposition or dissolution) so that flow can be resumed towards or from the perforation. Such fluid systems can be used to separate the chemically stimulated layers from the crushing stimulated layers. Particulate separators and / or ball seals are sometimes incorporated into such fluid systems to increase separation efficiency.

Another possible process is separation by limiting the extent of the perforation, in which the entire extraction zone of the formation being treated is perforated with a very small number of perforations, generally of small diameter, such that the pressure drop in these perforations during pumping favors high internal wellbore pressure. The internal pressure of the wellbore is high enough to cause all the perforated layers to crumble simultaneously. If the pressure is too low, only the weakest parts of the formation will be crushed. The main advantage of a limited reach separation is that there are no obstructions inside the casing, such as plugs or sand, which can later become problematic. The disadvantage is that limited extent crushing is often not effective for thick layers as the resulting deformations are often too narrow (the filler cannot be pumped into the narrow fracture and remains in the wellbore) and the initial high well pressure may decrease. When sandy material is pumped, the diameters of the perforations are often rapidly enlarged to a larger size which reduces the pressure within the wellbore. As a result, only part of the extraction zone may be stimulated. An additional problem is the possibility of limiting the flow capacity to the wellbore due to the small number of perforations.

Some problems arising from the lack of stimulation of the entire production zone or the use of mechanical methods that require multiple well operations and multiple well entrances, which increase the risk and cost as described above, can be reduced by using limited, concentrated perforated layers separated by seals ball bearings. The area to be treated can be divided into sub-zones by perforations made approximately in the middle of each sub-zone, or the sub-zone can be selected based on the analysis of the formation in order to

With an appropriate arrangement of the crushing points. Subsequently, in the crushing stages, fluid is pumped with the separation being performed by ball seals provided at the end of each stage. In particular, a formation with a total height of 300 meters (1000 feet) can be divided into ten subzones of approximately 30 meters (approximately 100 feet) each. Ten perforations with a concentration of three shots per meter (one shot per foot) of the casing may be shot through the center of each sub-zone 30 meters (100 feet) long. Thereafter, in the crushing step, the filled fluid is pumped, followed by ten or more ball seals, at least one for each open perforation in one group of perforations or in a layer. The process is repeated until all perforation groups have been processed. Such a system is described in more detail in U.S. Patent No. 5,890,536, filed on April 6, 1999.

All zones that need to be treated in a given operation using ball seals as a release medium are perforated before pumping working fluids and ball seals are used to move the working fluids away from the already treated areas or to otherwise direct the largest fluid stream to other zones, drawing in less or no fluid before releasing the ball seals. The treatment and sealing is theoretically continued zone by zone depending on relative crushing pressure or permeability, but there are often problems with balls prematurely settling in one or more open perforations beyond the intended layer and two or more zones are processed simultaneously. Moreover, this technique envisages that each perforated layer or sub-zone will break and crumble with a sufficient pressure difference such that each treatment step will only include one set of perforations.

The main advantages of separating with ball seals are low cost and low risk of mechanical problems. The costs are low as the process can usually be completed in one continuous operation, usually in just a few hours one day. Only the ball seals are left in the borehole to either flow with the extracted hydrocarbons or sink to the bottom of the well into an area known as a mouse mink or debris hole.

The main disadvantage is that it is not possible to be sure that only one set of perforations is crushed at a time and that the correct number of ball seals is recessed at the end of each processing step. In fact, the optimal course of the process is that at a given crushing step in the formation only one set of perforations is processed, while all other open perforations remain substantially intact during that step. Another disadvantage is that it is not possible to be sure that all the perforated layers have been processed and in what order the layers are processed during the process. When the sequence of the treated zones is unknown or controlled, it is not possible to ensure that each zone is modified or that a given treatment step has been optimally designed for the zone to be treated. In some cases, it may not be possible to control the treatment so that individual zones are treated in single steps.

In order to reduce some of the disadvantages that may occur during stimulation when multiple zones are perforated prior to pumping working fluids, an alternative mechanical separation method has been developed which includes the use of a pacing system with an expandable tubing to successively stimulate multiple layers in separate treatments. As with traditional ball seal separation, all modified layers are perforated prior to pumping stimulating fluid. The uncoil tubing is then introduced into the borehole with a mechanical separation tool in the form of a two-piece sealant attached at the end. Such a separating tool, when properly positioned and actuated in front of the perforations, makes it possible to obtain hydraulic insulation above and below the separating tool. After placing and activating the separating tool to isolate the deepest set of perforations, stimulation fluid is pumped into the retractable tubing and flows through the flow openings in the separation tool between the upper and lower sealing portions. Upon completion of the first processing step, the sealing portions positioned in the separating tool are turned off and retracted, and the unwound tubing is pulled up to position the separating tool in front of the second deepest set of perforations and the process continues until all provided layers have been stimulated or processed. will be interrupted due to equipment malfunction.

The retractable tubing stimulation device and method were used to hydraulically crush multiple zones in wells down to about 2,438.4 m (8,000 ft) deep. JedPL 196 155 B1 will cause various technical problems, including loss of pressure due to friction, damage to sealing portions, depth control, speed and potential erosion of the retractable tubing, currently limit the possibility of lowering the apparatus into deeper wells.

Excessive pressure drop due to friction arises when pumping stimulating fluids, especially those containing filler and / or high viscosity fluids, with high flow through longer lengths of the uncoil tubing. Depending on the length and diameter of the tube being developed, the viscosity of the fluid, and the maximum allowable working load for the surface equipment, the pumping speed may be limited to just a few barrels per minute which, depending on the characteristics of the particular subterranean formation, may not allow the filler to be placed efficiently during hydraulic crushing or to efficiently dissolve formation materials during acid stimulation.

Erosion of the retractable tubing can also become a problem when fluid containing filler is pumped into the retractable tubing at a high speed, also into parts of the retractable tubing that are still spool on the surface. Erosion problems increase when the filler fluid hits a "continuous bend" associated with the portion of the unwound wire on the spool on the surface.

Most sealing elements (e.g., "cup" technology) currently used in the retractable tube stimulation operations described above can become leaky in deeper wells as the seals pass by a large number of high temperature wall perforations found in deep wells. wells. Since the seals fly through contact with or at a minimum distance from the pipe wall, uneven internal pipe surfaces and / or burrs in the perforations can damage the sealing elements. The seals currently found in separating tools of the two-piece separator type are also made of elastomers which may not withstand the high temperatures often found in deep wells.

The sliding speeds of current cup seal systems are generally in the order of 468.5 m / min to 137.1 m / min (15 to 30 ft / min) in the downward motion and in the order of 137.1 m / min to 274.3 m / min. min (30 to 60 feet per minute) in the upward movement of the bore. For example, at a lower operating speed, it takes approximately 13 hours to reach a depth of 3,657.6 m (12,000 ft) before stimulation begins. Taking into account the safety measures taken in overnight operations, as a result of the slow operating speed, it takes many days to complete all stimulation. If problems arise during operation, moving the equipment in and out of the borehole is very costly due to the total operation time resulting from the low operating speeds.

Controlling the exiting depth of the pull-out conduit system and a two-piece separator type separation tool also becomes more difficult with increasing depth so that it may be difficult to position the tool at the correct depth to successfully perform the stimulation operation. This problem is exacerbated by the shooting of the perforation prior to introducing the expandable tubing into the opening. The perforation operation uses a different depth measuring device (typically a casing flange locator system) than that normally used in an expandable conduit system.

Furthermore, the pull-out tubing method described above requires that all perforations be made in the wellbore in a separate perforation operation and before stimulating fluid is pumped. The presence of multiple sets of perforations open over the separating tool can cause operational difficulties. For example, if a slot with filler from the current zone increases in height and / or behind the pipe is of poor quality concrete, the slot may face a group of perforations above the separation tool so that the filler may "spill" back into the wellbore above the separation tool. and prevent further movement of the tool. It is also difficult to perform circulation operations if multiple groups of perforation are open above the separating tool. For example, if the circulation pressure exceeds the breakdown pressure associated with the perforations open above the separating tool, circulation may not be maintained and the circulation fluid will be undesirably lost in the formation.

A similar stimulation operation can also be performed using bonded pipes and a well drilling tower instead of a pull-out tubing system. The use of a separation tool that is lowered on the pipes to be joined allows the use of larger diameter pipes to reduce the pressure drop due to friction and allows for increased pumping speed. Also, problems related to erosion and pipe integrity may be less than at 6

In the case of the pull-out tubing, since it is possible to use joint pipes with a greater wall thickness and the pipes to be joined will not be exposed to plastic deformation during movement in the wellbore. However, using this method increases the time and costs associated with the operations due to the fact that operating speeds are lower than those achievable with retractable conduits.

In order to overcome some of the constraints associated with carrying out operations that require multiple travels of equipment into and out of a wellbore to perforate and stimulate subterranean formations, methods have been developed to lower the tool string once into the wellbore to perform zoning stimulation in combination with perforation. In particular, the methods include operations that can minimize the number of wellbore movements and the time required to perform these operations, thereby reducing the cost of performing stimulation.

These operations include 1) introducing a sand slurry into the borehole while perforating with excess pressure, 2) pouring sand out of the bucket while firing the perforating charges, and 3) placing the sand in a separate explosive-release container. These operations allow only minimal fracture penetration around the wellbore and cannot be adapted to the needs of the multi-stage hydraulic crushing described herein.

Accordingly, there is a need to improve a method and apparatus for individually treating each of the plurality of layers of subterranean formation cut by the wellbore while maintaining the economic benefits of a multi-step treatment.

There is also a need for a method and apparatus that can economically reduce the risks associated with current methods of stimulating hydrocarbon-containing formations with multiple or layered reservoirs or with a thickness in excess of 60 meters (200 ft) while ensuring that optimal machining positioning is achieved. separating, which properly directs the processing in the subsequent stages to the appropriate places.

The object of the invention is a method for perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut by a wellbore.

The object of the invention is an apparatus for perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut by a wellbore.

The object of the invention is a stimulus system used in the perforation and treatment of multiple layers of one or more subterranean formations cut by a wellbore.

The method of perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut by a well according to the invention is to lower a set of drilling devices into the wellbore consisting of a perforating device, a sealing mechanism and at least one pressure equalization device, and then by means of a perforation device a layer of one or several subterranean formations is perforated, the sealing mechanism is then actuated to form a hydraulic seal in the wellbore, working fluid is pumped into the wellbore and the perforations made by the perforating device without removing the perforating device from the wellbore, and the pressure between the portions of the well is equalized over the wellbore by at least one pressure equalization device. and under the sealing mechanism, then the sealing mechanism is released, the operation is then repeated for at least one additional layer, from the use of the perforating device until the release of the sealing mechanism.

Preferably, the drill rig is positioned within the borehole prior to perforation by means of a depth control device.

Preferably, the drill rig is positioned within the wellbore by a depth control device, in particular by a kit comprising a casing collar locator and a surface metering system.

Preferably, the drilling rig is lowered into the wellbore using lowering means selected from the group consisting of wire rope, hoist, and cable.

Preferably, the perforations of the layers are carried out by a selective firing perforator comprising sets of one or more perforating shaped charges, each set individually controlled and actuated by an electrical or optical signal transmitted via a cable lowered into the wellbore.

Preferably, the perforations of the layers are carried out by means of a perforation device which is a cutting device for cutting a stream of working fluid pumped through the string of pipes and forming a hydraulic connection between the wellbore and one or more layers of one or more subterranean formation.

Preferably, the working fluid is pumped through the ring between the string of pipes and the wellbore.

PL 196 155 B1

Preferably, the working fluid is also pumped through the pipe string, through passages in the boring rig and into the perforation.

Preferably, the second working fluid is pumped through the pipe string, through passages in the drill string and into the perforation.

Preferably, nitrogen is used as the second working fluid.

Preferably, the working fluid is a fluid selected from the group consisting of an acid solution, an organic solvent, and a suspension consisting of a filler material and a carrier fluid.

Preferably, at least one separating medium is introduced into the wellbore before the sealing mechanism is released, by means of which the further flow of the working fluid into the perforation is blocked.

Preferably, as the separating agent supplied to the wellbore, an agent selected from the group consisting of solid particles, gels, viscous fluids, foams and ball sealants is used.

Preferably, the sealing mechanism is actuated by hydraulic pressure transmitted via a connector from the surface.

Preferably, the perforating device is actuated by a hydraulic pressure transmitted via a connector from the surface.

Preferably, the perforating device is actuated by hydraulic pressure transmitted from the surface through the wellbore.

Preferably, the perforation device is actuated by means of hydraulic pressure transmitted from the surface via a pipeline.

Preferably, a set of drilling rigs is moved within the wellbore prior to actuation of the sealing mechanism.

Preferably, the sealing mechanism forms a hydraulic seal below the perforated layer of the subterranean formation.

Preferably, the sealing mechanism forms a hydraulic seal above the perforated layer of the subterranean formation.

Preferably, the sealing mechanism forms a hydraulic seal below the perforated layer of the subterranean formation.

The method of the invention for perforating and processing multiple layers of one or more subterranean formations cut by a wellbore consists in lowering a drilling rig consisting of at least one perforating device and at least one sealing mechanism into the wellbore, followed by at least one perforating device. the layer is perforated, whereupon at least one sealing mechanism is activated to form a hydraulic seal in the wellbore, then working fluid is pumped into the wellbore and into the perforations made by the perforating device without removing the perforating device from the wellbore, the sealing mechanism is then released, and then for at least one additional layer of one or more underground formations, activities are repeated, starting with the use of the perforating device until the release of the sealing mechanism.

Preferably, the drill rig is positioned within the borehole prior to perforation by means of a depth control device.

Preferably, the drill rig is positioned within the wellbore by a depth control device, in particular by a kit comprising a casing collar locator and a surface metering system.

Preferably, the drilling rig is lowered into the wellbore using lowering means selected from the group consisting of wire rope, hoist, and cable.

Preferably, the perforations of the layers are carried out by means of a selective firing perforation device comprising sets of one or more perforating shaped charges, each of the sets being individually controlled and actuated by an electrical or optical signal transmitted via the cable lowered into the wellbore.

Preferably, the perforations of the layers are carried out by means of a perforation device which is a cutting device for cutting with a stream of working fluid pumped through the string of pipes and forming a hydraulic connection between the wellbore and one or more layers of one or more subterranean formation.