NO20140116A1

NO20140116A1 - Multiple zones fracture completion

Info

Publication number: NO20140116A1
Application number: NO20140116A
Authority: NO
Inventors: John G Misselbrook; John Ravensbergen; Lyle Erwin Laun
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2011-08-29
Filing date: 2014-02-03
Publication date: 2014-02-06
Also published as: CA2781721C; WO2013172857A1; GB201401353D0; CA2781721A1; GB2506809A; MX2014002280A; CN103781989A; MX343199B; AU2012380312A1; RU2014111808A; AU2012380312B2; RU2601641C2; AR087706A1

Abstract

Det beskrives en borehullkomplettering. Borehullkompletteringen omfatter en fôringsrørsammenstilling som omfatter en mengde fôringsrørlengder (406). Minst én muffe (410) posisjoneres slik at den kopler sammen fôringsrørlengdene (406). Den minst ene muffen (410) omfatter et rørlegeme som har en indre strømningsvei og minst én bruddport (412) som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom en ytre overflate på muffen og den indre strømningsveien. En lengde av kveilerør (442) kan posisjoneres i fôringsrørsammenstillingen. Kveilerøret omfatter en indre strømningsvei, der et ringrom (450) er dannet mellom kveilerøret og fôringsrørsammenstillingen. En bunnhullsammenstilling (302) er koplet til kveilerøret (442). Bunnhullsammenstillingen omfatter en baiddåpning (444) som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom den indre strømningsveien i kveilerøret og ringrommet. En pakker (430) kan posisjoneres slik at den kan kontakte den minst ene muffen når pakkeren utvides. Pakkeren (430) er i stand til å isolere ringrommet ovenfor pakkeren fra ringrommet nedenfor pakkeren, slik at fluid som strømmer ned kveilerøret kan forårsake en trykkforskjell i pakkeren for derved å åpne bruddporten.A borehole supplement is described. The borehole complement comprises a casing assembly comprising a plurality of casing lengths (406). At least one sleeve (410) is positioned to connect the feed tube lengths (406). The at least one sleeve (410) comprises a tubular body having an internal flow path and at least one rupture port (412) configured to provide fluid communication between an outer surface of the sleeve and the inner flow path. A length of coiled tubing (442) can be positioned in the feed tube assembly. The coiled tubing comprises an internal flow path where an annulus (450) is formed between the coiled tubing and the casing assembly. A bottom hole assembly (302) is coupled to the coil tube (442). The bottom hole assembly comprises a bath aperture (444) configured to provide fluid communication between the internal flow path of the coiled tubing and the annulus. A packer (430) can be positioned so that it can contact the at least one sleeve as the packer expands. The packer (430) is capable of isolating the annulus above the packer from the annulus below the packer, so that fluid flowing down the coil tube may cause a pressure difference in the packer, thereby opening the fracture gate.

Description

BRUDDKOMPLETTERING I FLERE SONER FRACTURE COMPLETION IN MULTIPLE ZONES

RELATERTE PATENTSØKNADER RELATED PATENT APPLICATIONS

[0001] Den foreliggende oppfinnelsen er en delvis fortsettelse av US S. patentsøknad nr. 12/971 932 ved navn «MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION» ved John Edward Ravensbergen, inngitt 17. desember 2010, som er en delvis fortsettelsessøknad av US patentsøknad nr. 12/842 099 ved navn «BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF FRACTURING THEREWITH» ved John Edward Ravensbergen og Lyle Laun, inngitt 23. juli 2010, som krever fordelen av US S. foreløpig patentsøknad nr. 61/228 793 ved navn [0001] The present invention is a partial continuation of US S. patent application No. 12/971,932 entitled "MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION" by John Edward Ravensbergen, filed on December 17, 2010, which is a partial continuation of US patent application no. . 12/842,099 entitled “BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF FRACTURING THEREWITH” by John Edward Ravensbergen and Lyle Laun, filed Jul. 23, 2010, which claims the benefit of US S. Provisional Patent Application No. 61/228,793 by name

«BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF "BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF

FRACTURING THEREWITH» ved John Edward Ravensbergen, inngitt 27. juli 2009, som hver for seg med dette er inkorporert i sin helhet ved referanse. FRACTURING THEREWITH” by John Edward Ravensbergen, filed July 27, 2009, each of which is hereby incorporated in its entirety by reference.

BAKGRUNN BACKGROUND

Området for oppfinnelsen The field of the invention

[0002] Den foreliggende oppfinnelsen gjelder generelt et borehullverktøy for bruk i olje- og gassbrønner, og mer spesifikt en portert komplettering som kan anvendes til oppsprekking i brønner med flere soner. [0002] The present invention generally concerns a borehole tool for use in oil and gas wells, and more specifically a ported completion that can be used for fracturing in wells with several zones.

Beskrivelse av relatert teknikk Description of related art

[0003] Komplettering av olje- og gassbrønner utføres vanligvis etter at hydrokarbonproduserende borehull er boret. En del av kompletteringsprosessen omfatter å kjøre en foringsrørsammenstilling inn i brønnen. Foringsrørsammenstillingen kan omfatte flere rørlengder som festes sammen med muffer. En standard muffe kan for eksempel være en relativt kort rør- eller ringstruktur med innvendige gjenger i hver ende for å feste dem til utvendig gjengede ender på rørlengdene. Foringsrørsammenstillingen kan stilles inn i borehullet ved hjelp av ulike teknikker. Én slik teknikk omfatter å fylle ringrommet mellom borehullet og den ytre diameteren på foringsrøret med sement. [0003] Completion of oil and gas wells is usually carried out after hydrocarbon-producing boreholes have been drilled. Part of the completion process involves driving a casing assembly into the well. The casing assembly can comprise several lengths of pipe which are fastened together with sleeves. A standard sleeve can, for example, be a relatively short pipe or ring structure with internal threads at each end to attach them to externally threaded ends of the pipe lengths. The casing assembly can be set into the borehole using various techniques. One such technique involves filling the annulus between the borehole and the outer diameter of the casing with cement.

[0004] Etter at foringsrøret er innstilt i borehullet, kan det utføres perforerings- og oppsprekkingsoperasjoner. Generelt går perforering ut på å danne åpninger gjennom foringsrøret og inn i formasjonen ved hjelp av allment kjente anordninger så som en perforeringspistol eller en sandblåseperforator. Deretter kan den perforerte sonen isoleres hydraulisk, og oppsprekkingsoperasjoner utføres for å øke størrelsen på de initielt dannede åpningene i formasjonen. Støttematerialer føres inn i de forstørrede åpningene i et forsøk på å hindre at åpningene lukkes. [0004] After the casing is set in the borehole, perforating and fracturing operations can be carried out. In general, perforating involves creating openings through the casing and into the formation using commonly known devices such as a perforating gun or a sandblasting perforator. Subsequently, the perforated zone can be hydraulically isolated, and fracturing operations are performed to increase the size of the initially formed openings in the formation. Support materials are inserted into the enlarged openings in an attempt to prevent the openings from closing.

[0005] Mer nylig er det utviklet teknikker der perforerings- og oppsprekkingsoperasjoner utføres med en kveilerørstreng. Én slik teknikk er kjent som Annular Coil Tubing Fracturing Process (oppsprekkingsprosess for ringformet kveilerør), eller ACT-Frac-prosess for kort, beskrevet i US patent nr. 6 474 419, 6 394 184, 6 957 701 og 6 520 255, som hver med dette er inkorporert i sin helhet ved referanse. For å praktisere teknikkene som beskrives i de ovennevnte patentene, forblir arbeidsstrengen, som omfatter en bunnhullsammenstilling (BHA), generelt i borehullet under oppsprekkingsoperasjonen(e). [0005] More recently, techniques have been developed in which perforating and fracturing operations are performed with a coiled tubing string. One such technique is known as the Annular Coil Tubing Fracturing Process, or ACT-Frac process for short, described in US Patent Nos. 6,474,419, 6,394,184, 6,957,701 and 6,520,255, which each of which is hereby incorporated in its entirety by reference. To practice the techniques described in the above patents, the work string, comprising a bottom hole assembly (BHA), generally remains in the wellbore during the fracturing operation(s).

[0006] Én framgangsmåte for perforering, kjent som sandblåseperforeringsprosedyren, går ut på å bruke et sandslam for å blåse hull gjennom foringsrøret, sementen og inn i brønnformasjonen. Deretter kan oppsprekking skje gjennom hullene. Et av problemene med sandblåseperforering er at sand fra perforeringsprosessen kan bli værende i borehullets ringrom og potensielt kan blandes inn i oppsprekkingsprosessen. Derfor kan det i noen tilfeller være ønskelig å rense sanden ut av borehullet, noe som kan være en langvarig prosess som tar én eller flere timer per produksjonssone i brønnen. Et annet problem med sandblåseperforering er at mer fluid forbrukes for å skjære perforeringene og enten sirkulere overskytende fast stoff fra brønnen eller pumpe det sandblåseperforerende fluidet og sanden inn i sonen før og i løpet av oppsprekkingsbehandlingen. Etterspørselen i bransjen beveger seg mot stadig flere soner i brønner med flere soner, og noen brønner av horisontal type kan ha 40 soner eller flere. Å rense sanden ut av så mange soner kan øke prosesseringstiden betydelig, kreve omfattende bruk av fluider, og øke kostnaden. Den omfattende bruken av fluider kan også skape miljøproblemer. For eksempel krever prosessen mer transport, tanking og oppvarming, og i tillegg gjelder de samme behovene når fluidet hentes opp igjen fra brønnen. [0006] One method of perforating, known as the sandblasting perforating procedure, involves using a sand slurry to blow holes through the casing, the cement and into the well formation. Cracking can then take place through the holes. One of the problems with sandblast perforation is that sand from the perforating process can remain in the borehole annulus and can potentially be mixed into the fracturing process. Therefore, in some cases it may be desirable to clean the sand out of the borehole, which can be a lengthy process that takes one or more hours per production zone in the well. Another problem with sandblast perforation is that more fluid is consumed to cut the perforations and either circulate excess solids from the well or pump the sandblast perforating fluid and sand into the zone before and during the fracturing treatment. Demand in the industry is moving towards more and more zones in multi-zone wells, and some horizontal-type wells can have 40 zones or more. Cleaning the sand out of so many zones can significantly increase processing time, require extensive use of fluids, and increase cost. The extensive use of fluids can also create environmental problems. For example, the process requires more transport, refueling and heating, and in addition the same needs apply when the fluid is retrieved from the well.

[0007] Brønnkompletteringsteknikker som ikke omfatter perforering, er kjent teknikk. Én slik teknikk er kjent som pakkere-pluss-stil-komplettering. I stedet for å sementere inn kompletteringen går denne teknikken ut på å kjøre pakkere med åpne hull inn i borehullet for å stille inn foringsrørsammenstillingen. Foringsrørsammenstillingen omfatter porterte muffer med hylser. Etter at foringsrøret er innstilt i brønnen, kan portene åpnes ved å operere glidehylsene. Deretter kan oppsprekking utføres gjennom portene. [0007] Well completion techniques that do not include perforation are known techniques. One such technique is known as packers-plus-style completion. Instead of cementing in the completion, this technique involves driving open-hole packers into the wellbore to set the casing assembly. The casing assembly includes ported sleeves with sleeves. After the casing is set in the well, the ports can be opened by operating the slide sleeves. Cracking can then be carried out through the gates.

[0008] For brønner med flere soner er det tatt i bruk flere porterte muffer i kombinasjon med glidehylsesammenstillinger. Glidehylsene installeres på den indre diameteren av foringsrøret og/eller hylsene, og kan holdes på plass av bruddstifter. I noen designer er den nederste hylsen i stand til å åpnes hydraulisk ved å påføre et differensialtrykk på hylsesammenstillingen. Etter at foringsrøret med porterte muffer er installert, utføres en oppsprekkingsprosess på den nederste sonen i brønnen. Denne prosessen kan omfatte hydrauliske glidehylser i den første sonen for å åpne porter og deretter pumpe bruddfluidet inn i formasjonen gjennom de åpne portene i den første sonen. Etter oppsprekking av den første sonen slippes en kule ned i brønnen. Kulen treffer den neste hylsen opp fra den første oppsprukkede sonen i brønnen, og åpner derved porter for oppsprekking av den andre sonen. Etter oppsprekking av den andre sonen slippes en andre kule som er noe større enn den første kulen, for å åpne portene for oppsprekking av den tredje sonen. Denne prosessen gjentas ved hjelp av stadig større kuler for å åpne portene i hver påfølgende høyere sone i brønnen til alle sonene er oppsprukket. Men ettersom brønndiameteren er begrenset i størrelse og kulestørrelsene typisk økes i steg på en kvart tomme (inch), er denne prosessen begrenset til å sprekke opp bare rundt 11 eller 12 soner i en brønn før kulestørrelsene er oppbrukt. I tillegg kan bruken av glidehylsesammenstillingene og pakkerne for å stille inn foringsrøret i denne framgangsmåten være kostbar. Videre kan glidehylsesammenstillingene og kulene vesentlig redusere den indre diameteren i foringsrøret, noe som ofte er uønsket. Etter at bruddstimuleringsbehandlingen er ferdig, er det ofte nødvendig å frese ut kulene og kulesetene fra foringsrøret. [0008] For wells with several zones, several ported sleeves have been used in combination with sliding sleeve assemblies. The sliding sleeves are installed on the inside diameter of the casing and/or sleeves, and can be held in place by break pins. In some designs, the bottom sleeve is capable of hydraulically opening by applying a differential pressure to the sleeve assembly. After the casing with ported sleeves is installed, a fracturing process is carried out on the bottom zone of the well. This process may include hydraulically sliding casings in the first zone to open ports and then pumping the fracturing fluid into the formation through the open ports in the first zone. After cracking the first zone, a bullet is dropped into the well. The bullet hits the next casing up from the first fractured zone in the well, thereby opening gates for fracturing the second zone. After cracking the second zone, a second bullet, slightly larger than the first bullet, is released to open the gates for cracking the third zone. This process is repeated using increasingly larger balls to open the ports in each successively higher zone of the well until all zones are fractured. However, since the well diameter is limited in size and ball sizes are typically increased in quarter-inch increments, this process is limited to fracturing only about 11 or 12 zones in a well before the ball sizes are exhausted. In addition, the use of the slide sleeve assemblies and packers to set the casing in this procedure can be expensive. Furthermore, the slide sleeve assemblies and balls can significantly reduce the inner diameter of the casing, which is often undesirable. After the fracture stimulation treatment is completed, it is often necessary to mill out the balls and ball seats from the casing.

[0009] En annen framgangsmåte som er anvendt i åpne brønner (som bruker pakkere for å feste foringsrøret i brønnen) likner pakkere-pluss-stil-kompletteringen beskrevet ovenfor, bortsett fra at i stedet for å slippe kuler for å åpne porter er hylsene på undersammenstillingene konfigurert til å åpnes mekanisk. For eksempel kan et vekslingsverktøy anvendes til å åpne og lukke hylsene for oppsprekkings- og/eller andre ønskede formål. Som i tilfellet med pakkere-pluss-stil-kompletteringen kan glidehylsesammenstillingene og pakkerne for å stille inn foringsrøret i denne framgangsmåten være kostbar. Videre kan glidehylsesammenstillingene uønsket redusere den indre diameteren i foringsrøret. I tillegg har hylsene en tendens til å svikte på grunn av erosjon fra sandslam med høy hastighet og/eller sand som blandes inn i mekanismene. [0009] Another method used in open wells (which uses packers to secure the casing in the well) is similar to the packers-plus-style completion described above, except that instead of dropping balls to open ports, the sleeves are on the subassemblies configured to open mechanically. For example, an exchange tool can be used to open and close the sleeves for cracking and/or other desired purposes. As in the case of the packers-plus-style completion, the slide sleeve assemblies and packers to set the casing in this procedure can be expensive. Furthermore, the sliding sleeve assemblies may undesirably reduce the inner diameter of the casing. In addition, the sleeves tend to fail due to erosion from high-velocity sand mud and/or sand mixed into the mechanisms.

[0010] En annen teknikk for å sprekke opp brønner uten perforering er beskrevet i sideløpende US S. patentsøknad nr. 12/826 372 ved navn «JOINT OR COUPLING DEVICE [0010] Another technique for fracturing wells without perforation is described in co-pending US S. Patent Application No. 12/826,372 entitled "JOINT OR COUPLING DEVICE

INCORPORATING A MECHANICALLY-INDUCED WEAK POINT AND METHOD OF USE», INCORPORATING A MECHANICALLY-INDUCED WEAK POINT AND METHOD OF USE",

inngitt 29. juni 2010, ved Lyle E. Laun, som her er inkorporert ved referanse i sin helhet. filed June 29, 2010, by Lyle E. Laun, which is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0011] Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot å overvinne, eller i det minste redusere virkningene av ett eller flere av problemene som er presentert ovenfor. [0011] The present invention is aimed at overcoming, or at least reducing the effects of one or more of the problems presented above.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0012] Det følgende presenterer et sammendrag av oppfinnelsen for å gi en forståelse av noen aspekter som beskrives her. Dette sammendraget er ikke en uttømmende oversikt, og det er ikke meningen at det skal identifisere viktige eller avgjørende elementer i oppfinnelsen, eller avgrense oppfinnelsens omfang som det er presentert i de medfølgende kravene. [0012] The following presents a summary of the invention to provide an understanding of some aspects described herein. This summary is not an exhaustive overview, and it is not intended to identify important or decisive elements of the invention, or to delimit the scope of the invention as presented in the accompanying claims.

[0013] Én utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen er et borehullkompletteringssystem som omfatter et hus som er operativt forbundet med en foringsrørstreng. Huset omfatter minst én port gjennom huset og en hylse forbundet med huset som kan beveges mellom en åpen posisjon og en lukket posisjon. I den lukkede posisjonen hindrer hylsen fluidkommunikasjon gjennom husets port. Systemet omfatter en bunnhullsammenstilling som har et pakkerelement og et anker. Ankeret er tilpasset slik at det selektivt forbinder bunnhullsammenstillingen med hylsen. Pakkerelementet er tilpasset slik at det tilveiebringer en forsegling mellom bunnhullsammenstillingen og hylsen. [0013] One embodiment of the present invention is a well completion system comprising a casing operatively connected to a casing string. The housing includes at least one port through the housing and a sleeve connected to the housing that can be moved between an open position and a closed position. In the closed position, the sleeve prevents fluid communication through the housing port. The system comprises a downhole assembly having a packer element and an anchor. The anchor is adapted to selectively connect the bottom hole assembly to the sleeve. The packing member is adapted to provide a seal between the bottom hole assembly and the sleeve.

[0014] Borehullkompletteringssystemet kan også omfatte en avbrytbar anordning som er tilpasset slik at den selektivt holder hylsen i en initiell lukket posisjon og frigjør hylsen ved påføring av en forhåndsbestemt kraftmengde. Systemet kan omfatte en utvidbar anordning som er tilpasset slik at den selektivt holder hylsen i den åpne posisjonen etter at den er frigjort og beveget fra den lukkede posisjonen. Den utvidbare anordningen kan tilpasses slik at den griper inn i en fordypning i huset. Bunnhullsammenstillingen er forbundet med kveilerør, som kan brukes til å posisjonere bunnhullsammenstillingen nær det porterte huset. Bunnhullsammenstillingen kan omfatte en rørmuffelokalisator. Bunnhullsammenstillingens anker og pakkerelement kan trykkstyres. Borehullkompletteringssystemet kan omfatte en mengde porterte hus langs en foringsrørstreng som hvert omfatter en hylse som kan beveges mellom en lukket posisjon og en åpen posisjon. [0014] The well completion system may also comprise an interruptible device adapted to selectively hold the casing in an initial closed position and release the casing upon application of a predetermined amount of force. The system may include an expandable device adapted to selectively retain the sleeve in the open position after it is released and moved from the closed position. The expandable device can be adapted so that it engages in a recess in the housing. The downhole assembly is connected by coil tubing, which can be used to position the downhole assembly close to the ported housing. The downhole assembly may include a pipe socket locator. The bottom hole assembly's anchor and packer element can be pressure controlled. The borehole completion system may comprise a plurality of ported housings along a casing string each comprising a casing which can be moved between a closed position and an open position.

[0015] Én utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen er en framgangsmåte for å behandle eller stimulere en brønnformasjon. Framgangsmåten omfatter å posisjonere en bunnhullsammenstilling inne i en del av en foringsrørstreng nær en første hylse som er operativt forbundet med foringsrørstrengen. Hylsen kan beveges mellom en første posisjon som hindrer fluidkommunikasjon gjennom en første port i foringsrørstrengen, og en andre posisjon som tillater fluidkommunikasjon gjennom den første porten i foringsrørstrengen. Framgangsmåten omfatter å forbinde en del av bunnhullsammenstillingen med den første hylsen og bevege bunnhullsammenstillingen for å bevege den første hylsen fra den første, eller lukkede, posisjonen til den andre, eller åpne, posisjonen. [0015] One embodiment of the present invention is a method for treating or stimulating a well formation. The method includes positioning a downhole assembly within a portion of a casing string near a first sleeve operatively connected to the casing string. The sleeve can be moved between a first position that prevents fluid communication through a first port in the casing string, and a second position that allows fluid communication through the first port in the casing string. The method includes connecting a portion of the bottom hole assembly to the first sleeve and moving the bottom hole assembly to move the first sleeve from the first, or closed, position to the second, or open, position.

[0016] Framgangsmåten kan omfatte å behandle brønnformasjonen nær den første porten i foringsrørstrengen. Framgangsmåten kan videre omfatte å kople bunnhullsammenstillingen fra den første hylsen og posisjonere bunnhullsammenstillingen nær en andre hylse som er operativt forbundet med foringsrørstrengen. Den andre hylsen kan beveges mellom en første posisjon som hindrer fluidkommunikasjon gjennom en andre port i foringsrørstrengen, og en andre posisjon som tillater fluidkommunikasjon gjennom den andre porten. Framgangsmåten kan omfatte å forbinde en del av bunnhullsammenstillingen med den andre hylsen og bevege bunnhullsammenstillingen for å bevege den andre hylsen fra den lukkede posisjonen til den åpne posisjonen. Framgangsmåten kan omfatte å behandle brønnformasjonen nær den andre porten. [0016] The method may comprise treating the well formation near the first port in the casing string. The method may further comprise disconnecting the downhole assembly from the first casing and positioning the downhole assembly near a second casing operatively connected to the casing string. The second sleeve can be moved between a first position that prevents fluid communication through a second port in the casing string, and a second position that allows fluid communication through the second port. The method may include connecting a portion of the bottom hole assembly to the second sleeve and moving the bottom hole assembly to move the second sleeve from the closed position to the open position. The method may include treating the well formation near the second port.

[0017] Å forbinde en del av bunnhullsammenstillingen med hylsen kan omfatte å aktivere et anker slik at det griper inn i en del av hylsen. Framgangsmåten kan omfatte å skape en forsegling mellom bunnhullsammenstillingen og hylsen. Framgangsmåten kan omfatte å selektivt frigjøre hylsen fra dens første posisjon før bunnhullsammenstillingen beveges for å bevege hylsen. Selektivt kan hylsen omfatte å skjære en avbrytbar anordning, som kan brytes ved å øke trykket inne i foringsrørstrengen ovenfor bunnhullsammenstillingen, bevege kveilerøret ned foringsrørstrengen, eller en kombinasjon av å øke trykket og bevege kveilerøret. Framgangsmåten kan omfatte å selektivt holde hylsen i den åpne posisjonen. Å posisjonere bunnhullsammenstillingen og forbinde bunnhullsammenstillingen med hylsen kan omfatte å bevege kveilerøret i bare en oppadvendt retning. Framgangsmåten kan omfatte å pumpe fluid ned kveilerøret for å styre et anker i bunnhullsammenstillingen. [0017] Connecting a portion of the downhole assembly to the sleeve may include activating an anchor to engage a portion of the sleeve. The method may include creating a seal between the bottom hole assembly and the sleeve. The method may include selectively releasing the sleeve from its first position before moving the bottom hole assembly to move the sleeve. Selectively, the sleeve may include cutting an interruptible device, which can be broken by increasing pressure within the casing string above the bottomhole assembly, moving the coiled tubing down the casing string, or a combination of increasing the pressure and moving the coiled tubing. The method may include selectively holding the sleeve in the open position. Positioning the downhole assembly and connecting the downhole assembly to the sleeve may include moving the coiled tubing in only an upward direction. The method may include pumping fluid down the coiled tubing to control an anchor in the downhole assembly.

[0018] En utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en borehullkomplettering. Borehullkompletteringen omfatter en foringsrørsammenstilling som omfatter en mengde foringsrørlengder. Minst én muffe posisjoneres slik at den kopler sammen foringsrørlengdene. Den minst ene muffen omfatter et rørlegeme som har en indre strømningsvei og minst én bruddport som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom en ytre overflate på muffen og den indre strømningsveien. En lengde av kveilerør kan posisjoneres i foringsrørsammenstillingen. Kveilerøret omfatter en indre strømningsvei, der et ringrom er dannet mellom kveilerøret og foringsrørsammenstillingen. En bunnhullsammenstilling er koplet til kveilerøret. Bunnhullsammenstillingen omfatter en bruddåpning som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom den indre strømningsveien i kveilerøret og ringrommet. En pakker kan posisjoneres slik at den kan kontakte den minst ene muffen når pakkeren utvides. Pakkeren er i stand til å isolere ringrommet ovenfor pakkeren fra ringrommet nedenfor pakkeren, slik at fluid som strømmer ned kveilerøret kan forårsake en trykkforskjell i pakkeren for derved å åpne bruddporten. [0018] An embodiment of the present invention is aimed at a borehole completion. The well completion comprises a casing assembly comprising a number of casing lengths. At least one sleeve is positioned so that it connects the casing lengths. The at least one sleeve includes a tubular body having an internal flow path and at least one rupture port configured to provide fluid communication between an outer surface of the sleeve and the internal flow path. A length of coiled tubing can be positioned in the casing assembly. The coil tube comprises an internal flow path, where an annulus is formed between the coil tube and the casing assembly. A downhole assembly is connected to the coil tube. The bottom hole assembly includes a fracture opening configured to provide fluid communication between the inner flow path of the coiled tubing and the annulus. A packer may be positioned to contact the at least one sleeve when the packer is expanded. The packer is able to isolate the annulus above the packer from the annulus below the packer, so that fluid flowing down the coil tube can cause a pressure difference in the packer to thereby open the rupture port.

[0019] En annen utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en framgangsmåte for å komplettere et hydrokarbonproduserende borehull. Framgangsmåten omfatter å kjøre et kveilerør inn i en foringsrørsammenstilling i brønnen. Foringsrørsammenstillingen omfatter en mengde foringsrørlengder og én eller flere muffer som er posisjonert slik at de kopler sammen foringsrørlengdene. En første muffe av den ene eller flere muffene omfatter en første bruddport. Fluid pumpes gjennom kveilerøret for å påføre en trykkforskjell for å åpne den første bruddporten i foringsrørsammenstillingen. Brønnformasjonen sprekkes opp ved å strømme bruddfluid gjennom den første bruddporten. [0019] Another embodiment of the present invention is directed to a method of completing a hydrocarbon-producing borehole. The method involves driving a coiled pipe into a casing assembly in the well. The casing assembly includes a plurality of casing lengths and one or more sleeves positioned to connect the casing lengths. A first sleeve of the one or more sleeves comprises a first rupture port. Fluid is pumped through the coiled tubing to apply a pressure differential to open the first fracture port in the casing assembly. The well formation is fractured by flowing fracturing fluid through the first fracture port.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0020] Fig. 1 illustrerer en del av en sementert borehullkomplettering i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0020] Fig. 1 illustrates part of a cemented borehole completion according to an embodiment of the present invention.

[0021] Fig. 2 illustrerer et forstørret riss av en muffe og en bunnhullsammenstilling som brukes i borehullkompletteringen i fig. 1, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0021] Fig. 2 illustrates an enlarged view of a sleeve and a bottom hole assembly used in the well completion of Fig. 1, according to an embodiment of the present invention.

[0022] Fig. 3 illustrerer et forstørret riss av en låseholder som brukes i borehullkompletteringen i fig. 1, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0022] Fig. 3 illustrates an enlarged view of a locking holder used in the borehole completion in Fig. 1, according to an embodiment of the present invention.

[0023] Fig. 4 illustrerer et perspektivriss av en muffe i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0023] Fig. 4 illustrates a perspective view of a sleeve according to an embodiment of the present invention.

[0024] Fig. 5 illustrerer et tverrsnitt av muffen i fig. 4 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0024] Fig. 5 illustrates a cross-section of the sleeve in fig. 4 according to an embodiment of the present invention.

[0025] Fig. 6 illustrerer en ventil som brukes i muffen i fig. 4, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0025] Fig. 6 illustrates a valve used in the sleeve of Fig. 4, according to an embodiment of the present invention.

[0026] Fig. 7 illustrerer en muffe som brukes sammen med en kveilerørstreng og et straddle-verktøy som har pakkere for å isolere en sone i brønnen som skal sprekkes opp, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0026] Fig. 7 illustrates a sleeve used in conjunction with a coiled tubing string and a straddle tool having packers to isolate a zone in the well to be fractured, according to an embodiment of the present invention.

[0027] Fig. 8 illustrerer en del av en brønnkomplettering med pakkere for åpen brønn, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0027] Fig. 8 illustrates part of a well completion with packers for an open well, according to an embodiment of the present invention.

[0028] Fig. 9 illustrerer et forstørret riss av en muffe og en bunnhullsammenstilling i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0028] Fig. 9 illustrates an enlarged view of a sleeve and a bottom hole assembly according to an embodiment of the present invention.

[0029] Fig. 10 illustrerer en bunnhullsammenstilling som brukes i en borehullkomplettering i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0029] Fig. 10 illustrates a bottom hole assembly used in a well completion according to an embodiment of the present invention.

[0030] Fig. 11 illustrerer et forstørret riss av den øvre delen av en muffe og en [0030] Fig. 11 illustrates an enlarged view of the upper part of a sleeve and a

bunnhullsammenstilling vist i fig. 10. bottom hole assembly shown in fig. 10.

[0031] Fig. 12 illustrerer et forstørret riss av en nedre del av muffen og bunnhullsammenstillingen vist i fig. 10. [0031] Fig. 12 illustrates an enlarged view of a lower portion of the sleeve and bottom hole assembly shown in Fig. 10.

[0032] Fig. 13 illustrerer et forstørret riss av en del av en stamme i en bunnhullsammenstilling i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0032] Fig. 13 illustrates an enlarged view of a portion of a stem in a bottomhole assembly according to an embodiment of the present invention.

[0033] Fig. 14 illustrerer et endetverrsnitt av muffen i fig. 11. [0033] Fig. 14 illustrates an end cross-section of the sleeve in fig. 11.

[0034] Fig. 15 illustrerer et tverrsnitt av en muffe som har en ventil i den lukkede posisjonen i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0034] Fig. 15 illustrates a cross-section of a sleeve having a valve in the closed position according to an embodiment of the present invention.

[0035] Fig. 16 illustrerer en muffe som brukes sammen med en kveilerørstreng og et straddle-verktøy som har pakkere for å isolere en sone i brønnen som skal sprekkes opp, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0035] Fig. 16 illustrates a sleeve used in conjunction with a coiled tubing string and a straddle tool having packers to isolate a zone in the well to be fractured, according to an embodiment of the present invention.

[0036]Fig. 17 illustrerer et tverrsnitt av en portert borehullkomplettering i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0036] Fig. 17 illustrates a cross section of a ported well completion according to an embodiment of the present invention.

[0037] Fig. 18 illustrerer et tverrsnitt av en bunnhullsammenstilling som er forankret til en del av den porterte borehullkompletteringen i fig. 17, med den porterte borehullkompletteringens hylse i en lukket posisjon. [0037] Fig. 18 illustrates a cross-section of a bottomhole assembly anchored to a portion of the ported well completion in Fig. 17, with the ported well completion sleeve in a closed position.

[0038] Fig. 19 illustrerer et tverrsnitt av en bunnhullsammenstilling som er forankret til en del av den porterte borehullkompletteringen i fig. 17, med den porterte borehullkompletteringens hylse i en åpen posisjon. [0038] Fig. 19 illustrates a cross-section of a bottom hole assembly anchored to a portion of the ported well completion in Fig. 17, with the ported well completion sleeve in an open position.

[0039] Fig. 20 illustrerer et tverrsnitt av en borehullkomplettering i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0039] Fig. 20 illustrates a cross-section of a borehole completion according to an embodiment of the present invention.

[0040] Fig. 21 illustrerer et tverrsnitt av en borehullkomplettering som omfatter en sandblåseperforator, i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0040] Fig. 21 illustrates a cross-section of a well completion comprising a sandblast perforator, according to an embodiment of the present invention.

[0041] Selv om oppfinnelsen er mottakelig for ulike modifiseringer og alternative former, er spesifikke utførelsesformer vist ved hjelp av eksempler i tegningene og skal her beskrives detaljert. Det må imidlertid forstås at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til de spesifikke formene som beskrives. Meningen er derimot å dekke alle modifiseringer, ekvivalenter og alternativer som faller inn under oppfinnelsens formål og omfang slik det defineres av de medfølgende kravene. [0041] Although the invention is susceptible to various modifications and alternative forms, specific embodiments are shown by way of example in the drawings and shall be described in detail here. However, it must be understood that the invention shall not be limited to the specific forms described. The intention, however, is to cover all modifications, equivalents and alternatives that fall within the purpose and scope of the invention as defined by the accompanying requirements.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0042] Fig. 1 illustrerer en del av en borehullkomplettering 100 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. Borehullkomplettering 100 omfatter en bunnhullsammenstilling (BHA) 102 inne i et foringsrør 104. En hvilken som helst egnet BH A kan benyttes. I en utførelsesform kan BHA-en 102 designes slik at den utfører oppsprekking i en brønn med flere soner. Et eksempel på en egnet BHA beskrives i sideløpende US S. patentsøknad nr. 12/626 006, inngitt 25. november 2009, i navnet til John Edward Ravensbergen og ved navn [0042] Fig. 1 illustrates part of a borehole completion 100 according to an embodiment of the present invention. Well completion 100 comprises a bottom hole assembly (BHA) 102 inside a casing 104. Any suitable BHA may be used. In one embodiment, the BHA 102 may be designed to perform fracturing in a multi-zone well. An example of a suitable BHA is described in copending US S. Patent Application No. 12/626,006, filed Nov. 25, 2009, in the name of John Edward Ravensbergen and named

COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR

ASSEMBLY, hvis beskrivelse med dette er inkorporert i sin helhet ved referanse. ASSEMBLY, the description of which is hereby incorporated in its entirety by reference.

[0043] Som det illustreres tydeligere i fig. 2 og 3, kan foringsrør 104 omfatte flere foringsrørlengder 106A, 106B og 106C som kan forbindes ved hjelp av én eller flere muffer, så som muffe 108 og 110. Foringsrørlengdene 106A, 106B og/eller 106C kan være kortrørsskjøter, segmenter av foringsrør omtrent seks (6) fot (feet) i lengde, som kan konfigureres slik at de hjelper til å lokalisere en BHA riktig innenfor en ønsket sone i borehullet. Muffe 108 kan være en hvilken som helst egnet muffe. Eksempler på muffer for å forbinde foringsrørlengder er velkjent teknikk. I en utførelsesform kan muffe 108 omfatte to innovergjengede deler for å koples til utovergjengede ender på foringsrørlengdene 106. [0043] As is illustrated more clearly in fig. 2 and 3, casing 104 may comprise multiple casing lengths 106A, 106B and 106C which may be connected by means of one or more sleeves, such as sleeves 108 and 110. Casing lengths 106A, 106B and/or 106C may be short pipe joints, segments of casing approximately six (6) feet in length, which can be configured to help locate a BHA correctly within a desired zone in the borehole. Sleeve 108 may be any suitable sleeve. Examples of sleeves for connecting casing lengths are well known art. In one embodiment, sleeve 108 may comprise two internally threaded parts to connect to externally threaded ends of casing lengths 106.

[0044] Et perspektivriss av muffe 110 er illustrert i fig. 4 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. Muffe 110 kan omfatte én eller flere bruddporter 112 og ett eller flere ventileringshull 114. Bruddportene 112 kan krysse ventilhullene 118, som kan posisjoneres langsgående i sentralisatorer 116. En plugg 128 kan posisjoneres i ventilhullene 118 for å hindre eller redusere uønsket fluidstrømning opp gjennom ventilhullene 118.1 en utførelsesform kan muffens 110 indre diameter 113 (vist i fig. 2) være omtrent den samme eller større enn foringsrørets 104 indre diameter. På denne måten begrenses ikke ringrommet mellom muffen 110 og BHA-en 102 vesentlig. I andre utførelsesformer kan muffens 110 indre diameter være mindre enn foringsrørets 104 indre diameter. Muffe 110 kan festes til foringsrørlengder 106 ved hjelp av en hvilken som helst egnet mekanisme. I en utførelsesform kan muffe 110 omfatte to innovergjengede deler for å koples til utovergjengede ender på foringsrørlengdene 106B og 106C. [0044] A perspective view of sleeve 110 is illustrated in fig. 4 according to an embodiment of the present invention. Sleeve 110 may comprise one or more rupture ports 112 and one or more ventilation holes 114. The rupture ports 112 can cross the valve holes 118, which can be positioned longitudinally in centralizers 116. A plug 128 can be positioned in the valve holes 118 to prevent or reduce unwanted fluid flow up through the valve holes 118.1 in one embodiment, the inner diameter 113 of the sleeve 110 (shown in Fig. 2) may be approximately the same or larger than the inner diameter of the casing 104. In this way, the annular space between the sleeve 110 and the BHA 102 is not significantly restricted. In other embodiments, the inner diameter of the sleeve 110 may be smaller than the inner diameter of the casing 104. Sleeve 110 may be attached to lengths of casing 106 by any suitable mechanism. In one embodiment, sleeve 110 may comprise two internally threaded parts to connect to externally threaded ends of casing lengths 106B and 106C.

[0045] Som det vises tydeligere i fig. 5, kan bruddportene 112 posisjoneres gjennom sentralisatorer 116, som kan tillate bruddporten 112 å posisjoneres relativt tett inntil formasjonen. Der foringsrøret skal sementeres inn i borehullet, kan dette øke muligheten for at bruddportene 112 når gjennom, eller nesten gjennom, sementen. [0045] As is shown more clearly in fig. 5, the fracture gates 112 can be positioned through centralizers 116, which can allow the fracture gate 112 to be positioned relatively close to the formation. Where the casing is to be cemented into the borehole, this may increase the possibility of the fracture ports 112 reaching through, or almost through, the cement.

[0046] Ventiler 120 for å kontrollere fluidstrømning gjennom bruddportene 112 posisjoneres i ventilhullene 118 i sentralisatorene 116. Når ventilene 120 er i den lukkede posisjonen, som illustrert i fig. 6, hindrer eller reduserer de strømningen av fluid gjennom bruddportene 112. [0046] Valves 120 to control fluid flow through the rupture ports 112 are positioned in the valve holes 118 in the centralizers 116. When the valves 120 are in the closed position, as illustrated in FIG. 6, they prevent or reduce the flow of fluid through the rupture ports 112.

[0047] Ventilene 120 kan omfatte én eller flere forseglinger for å redusere lekkasje. En hvilken som helst egnet forsegling kan anvendes. Et eksempel på en egnet forsegling 122 illustreres i fig. 6. Forsegling 122 kan konfigureres slik at den strekker seg rundt bruddporten 112 når ventil 120 posisjoneres i den lukkede posisjonen. Forsegling 122 kan omfatte en ring 122A som passer rundt omkretsen av ventil 120 i én ende, og en sirkulær del 122B som strekker seg bare rundt en del av ventilen 120 i motsatt ende. Denne konfigurasjonen kan tilveiebringe den ønskede forseglingseffekten samtidig som den er enkel å produsere. [0047] The valves 120 may comprise one or more seals to reduce leakage. Any suitable seal may be used. An example of a suitable seal 122 is illustrated in fig. 6. Seal 122 may be configured to extend around rupture port 112 when valve 120 is positioned in the closed position. Seal 122 may include a ring 122A that fits around the circumference of valve 120 at one end, and a circular portion 122B that extends only around a portion of valve 120 at the opposite end. This configuration can provide the desired sealing effect while being easy to manufacture.

[0048] En bruddstift 124 kan brukes til å holde ventilen 120 i den lukkede posisjonen under installering og redusere sannsynligheten for at ventil 120 åpnes før tiden. Bruddstift 124 kan designes slik at når den brytes, blir en del av stiften 124 værende i veggen på muffen 110 og strekker seg inn i rille 126 på ventil 120. Dette gjør at den brutte delen av stift 124 kan fungere som en føring ved å holde ventilen 120 i en ønsket orientering, slik at forsegling 122 posisjoneres riktig i forhold til bruddport 112. Bruken av brutt stift 124 som en føring illustreres i fig. 2, som viser ventilen 120 i åpen posisjon. [0048] A break pin 124 may be used to hold valve 120 in the closed position during installation and reduce the likelihood of valve 120 opening prematurely. Break pin 124 can be designed so that when broken, a portion of pin 124 remains in the wall of sleeve 110 and extends into groove 126 of valve 120. This allows the broken portion of pin 124 to act as a guide by holding the valve 120 in a desired orientation, so that seal 122 is positioned correctly in relation to break port 112. The use of broken pin 124 as a guide is illustrated in fig. 2, showing the valve 120 in the open position.

[0049] Muffe 110 kan festes til foringsrørlengdene på en hvilken som helst egnet måte. I en utførelsesform kan muffe 110 omfatte to innovergjengede deler for å koples til utovergjengede ender på foringsrørlengdene 106, som illustrert i fig. 2. [0049] Sleeve 110 may be attached to the casing lengths in any suitable manner. In one embodiment, sleeve 110 may comprise two internally threaded parts to connect to externally threaded ends of casing lengths 106, as illustrated in fig. 2.

[0050] Som det også er vist i fig. 2, kan en pakker 130 posisjoneres i foringsrøret mellom bruddportene 112 og ventileringshullet 114. Når pakkeren 130 får strøm, forsegler den på muffens 110 indre diameter for å hindre eller redusere fluidstrømning videre nedover borehullets ringrom. Når fluid strømmer ned i borehullet fra overflaten i et ringrom mellom et foringsrør 104 og en BHA 102, dannes dermed en trykkforskjell i pakkeren mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114. Trykkforskjellen kan brukes til å åpne ventilen 120. [0050] As is also shown in fig. 2, a packer 130 can be positioned in the casing between the fracture ports 112 and the vent hole 114. When the packer 130 is energized, it seals on the inner diameter of the sleeve 110 to prevent or reduce fluid flow further down the borehole annulus. When fluid flows down into the borehole from the surface in an annulus between a casing 104 and a BHA 102, a pressure difference is thus formed in the packer between the fracture port 112 and the vent hole 114. The pressure difference can be used to open the valve 120.

[0051] En hvilken som helst egnet teknikk kan anvendes for å posisjonere pakkeren 130 ved ønsket posisjon i muffen 110. Én eksemplarisk teknikk illustrert i fig. 3 anvender en holder 132 som kan konfigureres slik at den drives inn i en fordypning 134 mellom foringsrørdelene 106A og 106B. Som vist i fig. 1 kan holderen 132 tas med som en del av BHA-en 102. Lengden av foringsrørdelen 106B kan deretter velges slik at den posisjonerer muffen 110 i en ønsket avstand fra fordypningen 134, slik at pakkeren 130 kan posisjoneres mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114. Under installering kan brønnoperatøren installere BHA-en 102 ved å senke holderen forbi fordypningen 134 og deretter heve BHA-en 102 opp til holderen 132 drives inn i fordypningen 134. En ekstra motstand i å dra holder 132 ut av fordypningen 134 vil kunne oppdages ved overflaten og kan gjøre brønnoperatøren i stand til å bestemme når BHA-en 102 er riktig posisjonert i foringsrøret. Dette kan gjøre brønnoperatøren i stand til å lokalisere pakkeren 130 i forhold til standardmuffen 108, som kan være den nest laveste muffen i forhold til muffe 110. [0051] Any suitable technique may be used to position the packer 130 at the desired position in the sleeve 110. One exemplary technique illustrated in FIG. 3 employs a holder 132 which can be configured to be driven into a recess 134 between the casing sections 106A and 106B. As shown in fig. 1, the retainer 132 can be included as part of the BHA 102. The length of the casing section 106B can then be chosen so that it positions the sleeve 110 at a desired distance from the recess 134, so that the packer 130 can be positioned between the fracture port 112 and the vent hole 114. Under installation, the well operator may install the BHA 102 by lowering the holder past the recess 134 and then raising the BHA 102 up until the holder 132 is driven into the recess 134. An additional resistance in pulling the holder 132 out of the recess 134 will be detectable at the surface and may enable the well operator to determine when the BHA 102 is properly positioned in the casing. This may enable the well operator to locate the packer 130 relative to the standard sleeve 108, which may be the second lowest sleeve relative to sleeve 110.

[0052] Foringsrøret 104 kan installeres etter brønnboring som en del av kompletteringen 100. I en utførelsesform kan foringsrøret 104, inkludert én eller flere muffer 110, sementeres inn i borehullet. Fig. 1 illustrerer sementen 105 som strømmes inn i rommet mellom foringsrørets 104 ytre diameter og borehullets 107 indre diameter. Teknikker for å sementere i foringsrør er velkjent teknikk. I en annen utførelsesform kan foringsrøret 104 og muffene 110 installeres i borehullet ved hjelp av et pakkerarrangement for åpen brønn der det i stedet for sement posisjoneres pakkere 111 mellom borehullets 107 indre diameter og foringsrørets 104 ytre diameter som illustrert i fig. 8. Slike kompletteringer med pakkere for åpen brønn er velkjent teknikk, og den vanlige fagpersonen vil lett være i stand til å anvende muffene i den foreliggende oppfinnelsen i en komplettering med pakkere av åpen brønn-typen. [0052] Casing 104 may be installed after well drilling as part of completion 100. In one embodiment, casing 104, including one or more sleeves 110, may be cemented into the borehole. Fig. 1 illustrates the cement 105 which flows into the space between the outer diameter of the casing 104 and the inner diameter of the borehole 107. Techniques for cementing in casing are well-known techniques. In another embodiment, the casing 104 and the sleeves 110 can be installed in the borehole using an open well packer arrangement where, instead of cement, packers 111 are positioned between the inner diameter of the borehole 107 and the outer diameter of the casing 104 as illustrated in fig. 8. Such completions with packers for open well are well-known technology, and the ordinary person skilled in the art will easily be able to use the sleeves of the present invention in a completion with packers of the open well type.

[0053] Muffene 110 kan posisjoneres i foringsrøret hvor som helst porter er ønsket for oppsprekking. For eksempel bemerkes det at selv om en standardmuffe 108 vises som en del av foringsrøret, kan muffe 108 erstattes av en andre muffe 110.1 en utførelsesform kan muffene 110 i den foreliggende oppfinnelsen posisjoneres i hver sone i en brønn med flere soner. [0053] The sleeves 110 can be positioned in the casing wherever ports are desired for fracturing. For example, it is noted that although a standard sleeve 108 is shown as part of the casing, sleeve 108 may be replaced by a second sleeve 110. In one embodiment, the sleeves 110 of the present invention may be positioned in each zone of a multi-zone well.

[0054] Under sementeringsprosessen kjøres foringsrøret inn, og sement fyller ringrommet mellom foringsrør 104 og brønnformasjonen. Der ventilen 120 posisjoneres i sentralisatoren, kan det være en lett forsenkning 136 mellom sentralisatorens 116 ytre diameter og ventilens 120 ytre diameter, som vist i fig. 5. Forsenkningen 136 kan potensielt fylles med sement under sementeringsprosessen. Før fluid strømmer gjennom ventilen 120 kan det derfor være et tynt lag av sement som må slås gjennom. Alternativt kan forsenkningen 136 ikke fylles med sement. I en utførelsesform kan det være mulig å fylle forsenkningen 136 med fett, sementawisende fett eller et annet stoff før sementering for å redusere sannsynligheten for at forsenkningen 136 fylles med sement. [0054] During the cementing process, the casing is driven in, and cement fills the annulus between the casing 104 and the well formation. Where the valve 120 is positioned in the centralizer, there may be a slight recess 136 between the centralizer 116 outer diameter and the valve 120 outer diameter, as shown in fig. 5. The recess 136 can potentially be filled with cement during the cementing process. Before fluid flows through the valve 120, there may therefore be a thin layer of cement that must be broken through. Alternatively, the recess 136 cannot be filled with cement. In one embodiment, it may be possible to fill the recess 136 with grease, cementitious grease, or another substance prior to cementation to reduce the likelihood of the recess 136 being filled with cement.

[0055] En potensiell fordel ved muffedesignen i fig. 4 er at å åpne ventil 120 forskyver fluidvolum fra ventilhullet 118 inn i et ringrom mellom foringsrøret 106 og BHA-en 102 gjennom ventileringshullet 114. Dermed er alt forskjøvet volum som finner sted når ventilene 120 åpnes, internt i kompletteringen. Dette gjør det mulig å fylle rommet mellom borehullet og foringsrørets 106 ytre diameter med sement, for eksempel uten å måtte tilveiebringe et rom utenfor muffen for fluidvolumet som forskyves når ventilen 120 åpnes. [0055] A potential advantage of the sleeve design of FIG. 4 is that opening valve 120 displaces fluid volume from valve hole 118 into an annulus between casing 106 and the BHA 102 through vent hole 114. Thus, all displaced volume that occurs when valves 120 is opened is internal to the completion. This makes it possible to fill the space between the borehole and the outer diameter of the casing 106 with cement, for example, without having to provide a space outside the sleeve for the fluid volume that is displaced when the valve 120 is opened.

[0056] En annen mulig fordel ved muffedesignen i fig. 4 er at det sannsynligvis realiseres liten elle ringen trykkforskjell mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114 i en muffe 110 før muffens indre diameter forsegles av mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114. Det vil si at i brønner med flere soner som har flere muffer 110, kan operatøren kontrollere hvilken bruddport som åpnes ved å posisjonere forseglingsmekanismen, så som pakkeren 130, på et ønsket sted uten [0056] Another possible advantage of the sleeve design in FIG. 4 is that there is likely to be a small pressure difference between the fracture port 112 and the ventilation hole 114 in a sleeve 110 before the inner diameter of the sleeve is sealed off between the fracture port 112 and the ventilation hole 114. That is to say that in wells with several zones that have several sleeves 110, the operator can control which breach port is opened by positioning the sealing mechanism, such as the packer 130, at a desired location without

fare for at andre bruddporter på andre steder i brønnen uforvarende åpnes. danger of other break gates elsewhere in the well being inadvertently opened.

[0057] Muffene i den foreliggende oppfinnelsen kan anvendes i en hvilken som helst type brønn. Eksempler på brønntyper der muffene kan brukes, omfatter horisontale brønner, vertikale brønner og avbøyende brønner. [0057] The sleeves in the present invention can be used in any type of well. Examples of well types where the sleeves can be used include horizontal wells, vertical wells and deflecting wells.

[0058] Kompletteringssammenstillingene som vises ovenfor for fig. 1 til 3 er for ringformede oppsprekkingsteknikker der bruddfluidet pumpes ned et borehulls ringrom mellom et foringsrør 104 og en BHA 102. Imidlertid kan muffene 110 i den foreliggende oppfinnelsen også anvendes i andre typer oppsprekkingsteknikker. [0058] The completion assemblies shown above for FIG. 1 to 3 are for annular fracturing techniques where the fracturing fluid is pumped down a borehole annulus between a casing 104 and a BHA 102. However, the sleeves 110 in the present invention can also be used in other types of fracturing techniques.

[0059] Én slik oppsprekkingsteknikk illustreres i fig. 7, der en kveilerørstreng anvendes sammen med et straddle-verktøy som har pakkere 140A, 140B for å isolere en sone i brønnen som skal sprekkes opp. Som vist i fig. 7 kan pakkeren 140B posisjoneres mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114. Dette gjør at ventilen 120 kan åpnes ved å skape en trykkforskjell mellom bruddport 112 og ventileringshull 114 når området i borehullet mellom pakkerne 140A, 140B trykkes opp. Opptrykking kan utføres ved å strømme et fluid ned kveilerøret ved et egnet trykk for å åpne ventilen 120. Fluidet for å åpne ventil 120 kan være et bruddfluid eller et annet egnet fluid. Etter at ventilen 120 er åpnet, kan bruddfluid (ikke vist) pumpes ned i borehullet gjennom kveilerør, inn i ringrommet gjennom åpning 144 og deretter inn i formasjonen gjennom bruddport 112. En mulig fordel ved kveilerør-/straddle-verktøy-sammenstillingen i fig. 7 er at et hvilket som helst støttemiddel som brukes i oppsprekkingsfasen kan isoleres mellom pakkerne 140A og 140B fra resten av borehullets ringrom. [0059] One such cracking technique is illustrated in fig. 7, where a coiled tubing string is used together with a straddle tool having packers 140A, 140B to isolate a zone in the well to be fractured. As shown in fig. 7, the packer 140B can be positioned between the rupture port 112 and the ventilation hole 114. This means that the valve 120 can be opened by creating a pressure difference between the rupture port 112 and the ventilation hole 114 when the area in the borehole between the packers 140A, 140B is pressed up. Pressurization can be performed by flowing a fluid down the coil pipe at a suitable pressure to open the valve 120. The fluid to open the valve 120 can be a fracturing fluid or another suitable fluid. After the valve 120 is opened, fracturing fluid (not shown) can be pumped down the borehole through coiled tubing, into the annulus through opening 144 and then into the formation through fracture port 112. A possible advantage of the coiled tubing/straddle tool assembly in FIG. 7 is that any proppant used in the fracturing phase can be isolated between packers 140A and 140B from the rest of the borehole annulus.

[0060] En framgangsmåte for oppsprekking i flere soner ved hjelp av muffene 110 i den foreliggende oppfinnelsen skal nå beskrives. Framgangsmåten kan omfatte å kjøre foringsrøret 104 og muffene 110 inn i borehullet etter boring. Foringsrøret 104 og muffene 110 kan enten stilles inn i borehullet ved hjelp av sementering eller ved å bruke pakkere i en pakkersammenstilling av åpen brønn-typen, som diskutert ovenfor. Etter at foringsrøret er innstilt i borehullet, kan en BHA 102 som er festet til enden av kveilerørstrengen, kjøres inn i brønnen. I en utførelsesform kan BHA-en 102 initielt kjøres til eller nær bunnen av brønnen. Under innkjøringsprosessen profileres holderne 132 (fig. 3) slik at de ikke griper fullt inn i og/eller lett glir forbi fordypningene 134. For eksempel kan holderne 132 konfigureres med en lav vinkel 131 på siden ned i hullet, slik at de lettere kan gli forbi fordypningen 134 med en liten aksialkraft når de kjøres inn i brønnen. [0060] A procedure for cracking in several zones using the sleeves 110 in the present invention will now be described. The method may include running the casing 104 and the sleeves 110 into the borehole after drilling. Casing 104 and sleeves 110 can either be set into the borehole by means of cementing or by using packers in an open well type packer assembly, as discussed above. After the casing is set in the wellbore, a BHA 102 attached to the end of the coiled tubing string can be driven into the well. In one embodiment, the BHA 102 may be initially driven to or near the bottom of the well. During the drive-in process, the holders 132 (Fig. 3) are profiled so that they do not fully engage and/or easily slide past the recesses 134. For example, the holders 132 can be configured with a low angle 131 on the side down into the hole, so that they can slide more easily past the recess 134 with a small axial force when driven into the well.

[0061] Etter at BHA-en 102 er kjørt til ønsket dybde, kan brønnoperatøren begynne å dra rørstrengen og BHA-en 102 opp mot overflaten. Holdere 132 kan profileres slik at de griper inn i fordypningen 134 med en høy vinkel 133 på toppen av holderne 132, noe som fører til en økt aksialkraft i oppoverdraget når man forsøker å dra holderne 132 ut av fordypningene. Denne økte motstanden gjør brønnoperatøren i stand til å bestemme riktig plassering i brønnen å stille inn pakkeren 130 på, som diskutert ovenfor. Å profilere holderne 132 for å tilveiebringe redusert motstand ved innkjøring i brønnen, og økt motstand ved utkjøring av brønnen er generelt velkjent i bransjen. Etter at pakkeren 130 er posisjonert på ønsket sted, kan pakkeren 130 deretter aktiveres slik at den forsegler av brønnens ringrom mellom BHA-en 102 og den ønskede muffen 110 mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114. [0061] After the BHA 102 has been driven to the desired depth, the well operator can begin pulling the pipe string and the BHA 102 up towards the surface. Holders 132 can be profiled so that they engage in the recess 134 with a high angle 133 on top of the holders 132, which leads to an increased axial force in the upward pull when trying to pull the holders 132 out of the recesses. This increased resistance enables the well operator to determine the correct location in the well to set the packer 130 at, as discussed above. Profiling the holders 132 to provide reduced resistance when entering the well, and increased resistance when exiting the well, is generally well known in the industry. After the packer 130 is positioned in the desired location, the packer 130 can then be activated so that it seals off the well annulus between the BHA 102 and the desired sleeve 110 between the fracture port 112 and the vent hole 114.

[0062] Etter at brønnens ringrom er forseglet ved den ønskede muffen 110, kan brønnens ringrom trykkes opp fra overflaten til et trykk som er tilstrekkelig til å åpne ventilene 120. Egnet trykk kan for eksempel variere fra ca. 100 psi til ca. 10 000 psi, så som ca. 500 psi til ca. 1000 psi, 1500 psi eller mer. Muffen 110 er designet slik at alle bruddportene 112 i muffen kan åpnes. I en utførelsesform kan trykket for å åpne bruddportene 112 stilles inn lavere enn bruddtrykket. Slik kan bruddtrykket og dermed selve oppsprekkingsprosessen sørge for at alle bruddportene 112 åpnes. Det er likevel påtenkt at i noen situasjoner kan ikke alle bruddportene 112 åpnes. Dette kan for eksempel skje på grunn av en funksjonsfeil eller at bruddportene blokkeres av sement. Etter at bruddportene 112 er åpnet, kan fluider pumpes gjennom bruddportene 112 til brønnformasjonen. Oppsprekkingsprosessen kan settes i gang, og bruddfluider kan pumpes ned borehullet for å sprekke opp formasjonen. Avhengig av oppsprekkingsteknikken som brukes, kan dette omfatte å strømme bruddfluider ned borehullets ringrom, så som i utførelsesformen i fig. 1 til 3. Alternativt kan bruddfluider strømmes ned en streng av kveilerør, som i utførelsesformen i fig. 7. Om ønskelig kan et støttemiddel, så som et sandslam, brukes i prosessen. Støttemiddelet kan fylle sprekkene og holde dem åpne etter at oppsprekkingen er ferdig. Sprekkebehandlingen tar typisk slutt når det endelige volumet med støttemiddel når formasjonen. Et forskyvningsfluid brukes til å skyve støttemiddelet ned borehullet til formasjonen. [0062] After the annulus of the well is sealed at the desired sleeve 110, the annulus of the well can be pressed up from the surface to a pressure that is sufficient to open the valves 120. Suitable pressure can, for example, vary from approx. 100 psi to approx. 10,000 psi, so like approx. 500 psi to approx. 1000 psi, 1500 psi or more. The sleeve 110 is designed so that all the break ports 112 in the sleeve can be opened. In one embodiment, the pressure to open the rupture ports 112 can be set lower than the rupture pressure. In this way, the fracture pressure and thus the cracking process itself can ensure that all the fracture ports 112 are opened. It is nevertheless intended that in some situations not all the break gates 112 can be opened. This can happen, for example, due to a malfunction or the fracture ports being blocked by cement. After the fracture ports 112 are opened, fluids can be pumped through the fracture ports 112 to the well formation. The fracturing process can be initiated, and fracturing fluids can be pumped down the borehole to crack open the formation. Depending on the fracturing technique used, this may include flowing fracturing fluids down the borehole annulus, such as in the embodiment in fig. 1 to 3. Alternatively, fracturing fluids can be flowed down a string of coiled tubing, as in the embodiment in fig. 7. If desired, a support agent, such as a sand slurry, can be used in the process. The proppant can fill the cracks and keep them open after the cracking is complete. Fracturing typically ends when the final volume of proppant reaches the formation. A displacement fluid is used to push the proppant down the borehole to the formation.

[0063] Et fyllfluid er fluidet som pumpes før støttemiddelet pumpes inn i formasjonen. Det sørger for at det er nok sprekkebredde før støttemiddelet når formasjonen. Dersom det brukes porterte muffesammenstillinger, er det mulig for forskyvningsfluidet å være fyllfluidet for den påfølgende behandlingen. Som en følge av dette reduseres fluidforbruket. [0063] A fill fluid is the fluid that is pumped before the proppant is pumped into the formation. This ensures that there is enough crack width before the proppant reaches the formation. If ported sleeve assemblies are used, it is possible for the displacement fluid to be the fill fluid for the subsequent treatment. As a result, fluid consumption is reduced.

[0064] I brønner med flere soner kan oppsprekkingsprosessen ovenfor gjentas for hver sone [0064] In wells with multiple zones, the above fracturing process can be repeated for each zone

i brønnen. Dermed kan BHA-en 102 stilles inn i den neste muffen 110, pakkeren kan få strøm, bruddporten 112 åpnes og oppsprekkingsprosessen utføres. Prosessen kan gjentas for hver sone fra bunnen av borehullet og opp. Etter oppsprekking kan olje strømme ut av sprekken gjennom bruddportene 112 i muffene 110 og inn i brønnen. in the well. Thus, the BHA 102 can be set into the next sleeve 110, the packer can be energized, the fracture port 112 opened and the fracturing process performed. The process can be repeated for each zone from the bottom of the borehole upwards. After cracking, oil can flow out of the crack through the fracture ports 112 in the sleeves 110 and into the well.

[0065] I en alternativ utførelsesform med flere soner kan oppsprekking potensielt skje fra toppen og ned, eller i en hvilken som helst rekkefølge. For eksempel kan et straddle-verktøy, så som det diskutert i fig. 7, brukes til å isolere sonene ovenfor og nedenfor i brønnen ved hjelp av teknikker som er velkjent teknikk. Bruddportene 112 kan deretter åpnes ved å trykke opp gjennom kveilerøret, på samme måte som det er diskutert ovenfor. Oppsprekking kan så finne sted for den første sonen, også på samme måte som beskrevet ovenfor. Straddle-verktøyet kan så beveges til den andre sonen fra overflaten, og prosessen gjentas. Ettersom straddle-verktøyet kan isolere en muffe fra muffene ovenfor og nedenfor, tillater straddle-verktøyet oppsprekking av en hvilken som helst sone langs borehullet, og eliminerer kravet om å begynne oppsprekking ved den nederste sonen og jobbe seg opp foringsrøret. [0065] In an alternative multi-zone embodiment, cracking can potentially occur from the top down, or in any order. For example, a straddle tool such as that discussed in FIG. 7, is used to isolate the zones above and below the well using techniques which are well known in the art. The rupture ports 112 can then be opened by pressing up through the coil tube, in the same manner as discussed above. Cracking can then take place for the first zone, also in the same way as described above. The straddle tool can then be moved to the second zone from the surface and the process repeated. Because the straddle tool can isolate a sleeve from the sleeves above and below, the straddle tool allows fracturing of any zone along the borehole, eliminating the requirement to begin fracturing at the bottom zone and work its way up the casing.

[0066] Designen av muffen 110 i den foreliggende oppfinnelsen kan potensielt gjøre det mulig å lukke ventilen 120 etter at den er åpnet. Dette kan være fordelaktig i tilfeller der visse soner i en brønn med flere soner begynner å produsere vann, eller andre uønskede fluider. Dersom sonene som produserer vannet, kan lokaliseres, kan muffene som hører til den sonen, lukkes for å hindre uønsket fluidstrømning fra sonen. Dette kan oppnås ved å isolere ventileringshullet 114 og deretter trykke opp for å tvinge ventilen 120 til å lukkes. For eksempel kan et straddle-verktøy anvendes på samme måte som utførelsesformen i fig. 7, bortsett fra at pakkeren 140A kan posisjoneres mellom bruddporten 112 og ventileringshullet 114, og den nedre pakkeren 140B kan posisjoneres på den bortre siden av ventileringshullet 114 fra pakker 140A. Når sonen mellom pakkerne settes under trykk, skaper det et høyt trykk i ventileringshullet 114 som tvinger ventilen 120 til å lukkes. [0066] The design of the sleeve 110 in the present invention may potentially enable the valve 120 to be closed after it has been opened. This can be beneficial in cases where certain zones in a multi-zone well begin to produce water, or other unwanted fluids. If the zones producing the water can be located, the sleeves belonging to that zone can be closed to prevent unwanted fluid flow from the zone. This can be achieved by isolating the vent hole 114 and then pressing up to force the valve 120 to close. For example, a straddle tool can be used in the same way as the embodiment in fig. 7, except that the packer 140A can be positioned between the rupture port 112 and the vent hole 114, and the lower packer 140B can be positioned on the far side of the vent hole 114 from the packer 140A. When the zone between the packs is pressurized, it creates a high pressure in the vent hole 114 which forces the valve 120 to close.

[0067] Erosjon av bruddporten 112 fra brudd- og andre fluider kan potensielt hindre ventilen 120 i å forsegle effektivt for å hindre fluidstrømning selv om bruddporten 112 er lukket. Det er likevel mulig at designen av muffen 110 i den foreliggende oppfinnelsen, som tillater flere bruddporter i en enkelt muffe å åpnes, kan hjelpe til med å redusere erosjon sammenliknet med en design der bare en enkelt bruddport åpnes. Dette er fordi de flere bruddportene kan tilveiebringe et relativt stort strømningsområde, som dermed effektivt reduserer trykkforskjellen mellom fluidene i bruddporten under oppsprekking. Den reduserte trykkforskjellen kan føre til en ønsket reduksjon i erosjon. [0067] Erosion of the fracture port 112 from fracturing and other fluids can potentially prevent the valve 120 from sealing effectively to prevent fluid flow even if the fracture port 112 is closed. However, it is possible that the design of the sleeve 110 of the present invention, which allows multiple fracture ports in a single sleeve to be opened, may help reduce erosion compared to a design where only a single fracture port is opened. This is because the multiple fracture ports can provide a relatively large flow area, which thus effectively reduces the pressure difference between the fluids in the fracture port during fracturing. The reduced pressure difference can lead to a desired reduction in erosion.

[0068] Fig. 10 illustrerer en del av en borehullkomplettering 200 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. Borehullkompletteringen omfatter foringsrørlengder 206a, 206b forbundet med en muffesammenstilling 210, heretter kalt muffe 210. Fig. 11 viser et forstørret riss av den øvre delen av muffen 210, og fig. 12 viser et forstørret riss av den nedre delen av muffen 210. Muffen 210 vist i fig. 11 omfatter en stamme 209 som kan omfatte en lengde av foringsrørlengde, et ventilhus 203, og et luftehus 201. En ventil, så som en hylse 220, posisjoneres innenfor et ringrom 218 mellom stammen 209 og ventilhuset 203. Hylsen 220 kan beveges mellom en åpen posisjon (vist i fig. 10) som tillater kommunikasjon mellom stammens 209 indre diameter og ytre bruddporter 212B gjennom indre bruddport 212A som befinner seg i stammen 209. Ringrommet 218A strekker seg rundt stammens omkrets og er i kommunikasjon med ringrommet 218B mellom luftehuset 201 og stammen 209, som kan kalles et enkelt ringrom 218. Hylsen 220 kan beveges inn i en lukket posisjon (vist i fig. 15) som hindrer fluidkommunikasjon mellom den indre bruddporten 212A og den ytre bruddporten 212B, som kollektivt kan kalles bruddporten 212. Hylsen 220 forsegler effektivt ringrommet 218 i en øvre del 218A og 218B, slik at den tillater en trykkforskjell mellom de to ringrommene å bevege hylsen 220 mellom dens åpne og lukkede posisjon. En forseglingsring 215 kan brukes til å bringe ventilhuset 203 i kontakt med luftehuset 201. Riller 218C i stammen under forseglingsringen sørger for god fluidkommunikasjon forbi forseglingsringen 215 mellom den øvre delen 218A og den nedre delen 218B av ringrommet 218. Alternativt kan ventilhuset og luftehuset være et enkelt hus. I denne utførelsesformen er det ikke nødvendig med en forseglingsring for å forbinde de to husene, eller riller i stammen for å tilveiebringe fluidkommunikasjon. [0068] Fig. 10 illustrates a part of a borehole completion 200 according to an embodiment of the present invention. The borehole completion comprises casing lengths 206a, 206b connected to a sleeve assembly 210, hereinafter called sleeve 210. Fig. 11 shows an enlarged view of the upper part of the sleeve 210, and fig. 12 shows an enlarged view of the lower part of the sleeve 210. The sleeve 210 shown in fig. 11 comprises a stem 209 which may comprise a length of casing length, a valve housing 203, and a vent housing 201. A valve, such as a sleeve 220, is positioned within an annular space 218 between the stem 209 and the valve housing 203. The sleeve 220 can be moved between an open position (shown in Fig. 10) which allows communication between the inner diameter of the stem 209 and the outer rupture ports 212B through the inner rupture port 212A located in the stem 209. The annulus 218A extends around the circumference of the stem and is in communication with the annulus 218B between the air housing 201 and the stem 209, which may be called a single annulus 218. The sleeve 220 may be moved into a closed position (shown in FIG. 15) which prevents fluid communication between the inner rupture port 212A and the outer rupture port 212B, which may collectively be called the rupture port 212. The sleeve 220 seals effectively the annulus 218 in an upper portion 218A and 218B, so as to allow a pressure difference between the two annuli to move the sleeve 220 between its open and closed positions. A sealing ring 215 may be used to bring the valve housing 203 into contact with the vent housing 201. Grooves 218C in the stem below the sealing ring provide good fluid communication past the sealing ring 215 between the upper portion 218A and the lower portion 218B of the annulus 218. Alternatively, the valve housing and vent housing may be a single house. In this embodiment, there is no need for a sealing ring to connect the two housings, or grooves in the stem to provide fluid communication.

[0069] Fig. 12 viser at den nedre delen av luftehuset 201 og stammen 209 har et ringrom 218B mellom de to komponentene. En nedre mutter 228 forbinder den nedre enden av luftehuset 201 til stammen 209 med forseglingselementer 222 som forsegler av den nedre delen av ringrommet 218B. Stammen 209 omfatter et luftehull 214 som er i kommunikasjon med ringrommet 218.1 én utførelsesform posisjoneres en mengde luftehull 214 rundt stammen 209. Stammen kan omfatte ett eller flere luftehull 214B på et annet sted enn de primære luftehullene 214. I operasjon kan en sprengbar anordning, så som en sprengplugg eller sementawisende fett fylle hvert av luftehullene for å hindre sement eller andre uønskede stoffer å komme inn i ringrommet 218.1 tillegg til sprengpluggene kan sementawisende fett injiseres i ringrommet 218 før kompletteringen kjøres inn i borehullet for å hindre inngang av sement i ringrommet 218 mens kompletteringen sementeres inn i et borehull. Luftehuset 201 kan omfatte en fyllingsport 227 for å hjelpe til i injiseringen av fett i ringrommet 218. Fortrinnsvis kan ett av luftehullene være betydelig mindre i diameter enn resten av luftehullene og ikke omfatte en sprengplugg. Etter at sprengpluggene er sprengt, tillater luftehullene bruk av trykkforskjell i ringrommet 218 for å åpne eller lukke ventilen 220, som forklart nærmere ovenfor. I tilfelle sementen har kommet inn i ringrommet 218 via luftehullene 214, kan luftehuset omfatte sekundære luftehull 214B lenger opp langs stammen 209 som kan tillate kommunikasjon til ringrommet 218. [0069] Fig. 12 shows that the lower part of the air housing 201 and the stem 209 has an annulus 218B between the two components. A lower nut 228 connects the lower end of the air housing 201 to the stem 209 with sealing elements 222 which seal off the lower part of the annulus 218B. The stem 209 includes a vent hole 214 which is in communication with the annulus 218. In one embodiment, a plurality of vent holes 214 are positioned around the stem 209. The stem may include one or more vent holes 214B in a location other than the primary vent holes 214. In operation, an explosive device, such as a blasting plug or cement-dissolving grease fill each of the air holes to prevent cement or other unwanted substances from entering the annulus 218.1 in addition to the blasting plugs, cement-dissolving grease can be injected into the annulus 218 before the completion is driven into the borehole to prevent the entry of cement into the annulus 218 while the completion is cemented into a borehole. The air housing 201 may comprise a filling port 227 to assist in the injection of grease into the annulus 218. Preferably, one of the air holes may be significantly smaller in diameter than the rest of the air holes and not include a burst plug. After the blast plugs are blown, the vents allow the pressure difference in annulus 218 to be used to open or close valve 220, as explained in more detail above. In the event that the cement has entered the annulus 218 via the vent holes 214, the vent housing may include secondary vent holes 214B further up the stem 209 which may allow communication to the annulus 218.

[0070] Fig. 13 illustrerer den nedre delen av stammen 209 uten luftehuset 201. Sprengplugger 231 er satt inn i luftehull 214, 214B. Fortrinnsvis er det ikke satt en sprengplugg inn i det minste luftehullet 214A, som kan være omtrent 1/8 tomme (inch) i diameter. Luftehuset 201 er tilpasset for å tilveiebringe en forhåndsbestemt avstand mellom bruddportene 212 og luftehullet/- ene 214. Luftehullene 214 kan være omtrent to (2) meter fra bruddportene for å besørge nok rom for plasseringen av et pakkerelement for å tillate bruk av en trykkforskjell. Det er vanskelig å posisjonere pakkerelementet nøyaktig, innenfor en halv meter, i borehullet. I tillegg er posisjonen av muffene i forhold til hverandre ofte ikke nøyaktig kjent, for en stor del på grunn av feil i målinger som tas når kompletteringen installeres i borehullet. Utfordringen med å posisjonere pakkerelementet nøyaktig i borehullet har flere faktorer. Én faktor er at utstyret som brukes til å måle kraften som utøves på kveilerøret mens det dras ut av hullet, ikke er nøyaktig, ofte kan det forekomme feil på 1000 lbf eller mer. Rørmuffelokaliseringsprofilen (133) i fig. 1 øker typisk kraften for å dra ut av hullet med 2000 lbf. I tillegg er friksjonskraften mellom kveilerøret og foringsrøret i en horisontal brønn høy og ikke konstant mens det dras ut av brønnen. Som en følge av dette kan det være vanskelig å vite hva som forårsaker en økning i kraften som observeres ved overflaten. Det kan være på grunn av rørmuffelokalisatoren som drar inn i en kopling, eller det kan være på grunn av andre krefter mellom kveilerøret og kompletteringen og/eller støttemiddelet. En strategi som brukes for å øke sannsynligheten for å bestemme posisjonen av pakkerelementet, er å bruke korte lengder av foringsrør, typisk to (2) meter lange, ovenfor og nedenfor muffesammenstillingen. På den måten er det tre eller fire koplinger (avhengig av muffens konfigurasjon) i kjent avstand distinkt fra foringsrørets standardlengde, som typisk er tretten (13) meter lange. Som en følge av at det brukes korte lengder av foringsrør som festes direkte til muffesammenstillingen, trengs ikke lenger absolutte dybdemålinger i forhold til overflaten eller i forhold til en registreringsliste. Denne avstanden mellom bruddporten og luftehullet kan likevel varieres for å imøtekomme ulike pakkerelementer eller konfigurasjoner for å tillate bruken av en trykkforskjell, slik den vanlige fagpersonen som kjenner denne oppfinnelsen, vil forstå. [0070] Fig. 13 illustrates the lower part of the stem 209 without the vent housing 201. Blasting plugs 231 are inserted into vent holes 214, 214B. Preferably, a blast plug is not inserted into the smallest vent hole 214A, which may be approximately 1/8 inch in diameter. The vent housing 201 is adapted to provide a predetermined distance between the rupture ports 212 and the vent hole(s) 214. The vent holes 214 may be approximately two (2) meters from the rupture ports to provide enough room for the placement of a packing element to allow the use of a pressure differential. It is difficult to position the packer element exactly, within half a meter, in the borehole. In addition, the position of the sleeves in relation to each other is often not precisely known, in large part due to errors in measurements taken when the completion is installed in the borehole. The challenge of positioning the packer element accurately in the borehole has several factors. One factor is that the equipment used to measure the force exerted on the coiled tubing as it is pulled out of the hole is not accurate, often with errors of 1000 lbf or more. The pipe socket locating profile (133) in fig. 1 typically increases the force to pull out of the hole by 2000 lbf. In addition, the frictional force between the coiled tubing and the casing in a horizontal well is high and not constant as it is pulled out of the well. As a result, it can be difficult to know what causes an increase in force observed at the surface. It may be due to the pipe sleeve locator pulling into a coupling, or it may be due to other forces between the coiled pipe and the completion and/or support. A strategy used to increase the probability of determining the position of the packer element is to use short lengths of casing, typically two (2) meters long, above and below the sleeve assembly. That way, there are three or four connections (depending on the sleeve's configuration) at a known distance distinct from the standard length of the casing, which is typically thirteen (13) meters long. As a result of using short lengths of casing that attach directly to the sleeve assembly, absolute depth measurements relative to the surface or relative to a record list are no longer needed. However, this distance between the rupture port and the vent can be varied to accommodate different package elements or configurations to allow the use of a pressure differential, as one of ordinary skill in the art will appreciate.

[0071] Fig. 9 illustrerer en del av en borehullkomplettering 200 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen som omfatter en BHA inne i et foringsrør som består av en mengde foringsrørlengder 206 som er koplet sammen via en mengde muffer, så som muffe 210. Muffen 210 i denne utførelsesformen består av en stamme 209, et ventilhus 203, og et luftehus 201. En ventil, så som en hylse 220, posisjoneres innenfor et ringrom 218 mellom stammen 209 og ventilhuset 203. Hylsen 220 kan beveges mellom en åpen posisjon (vist i fig. 9) som tillater kommunikasjon mellom stammens 209 indre diameter og ytre bruddporter 212B via de indre bruddportene 212A. Hylsen 220 omfatter en patronfinger 221 som er konfigurert til å gripe inn i en fordypning 223 (vist i fig. 15) på stammen 209 for å selektivt holde hylsen 220 i sin åpne posisjon. Forseglingselementer 222 kan brukes for å tilveiebringe forsegling mellom ventilhuset 203, stammen 209 og hylsen 220. Ventilhuset 203 kan omfatte én eller flere fyllingsporter 217 som tillater injeksjon av fett eller andre sementawisende stoffer i ringrommet 218 for å hindre inngangen av sement dersom kompletteringen 200 sementeres inn i borehullet. [0071] Fig. 9 illustrates a portion of a well completion 200 according to an embodiment of the present invention comprising a BHA inside a casing consisting of a plurality of casing lengths 206 which are connected together via a plurality of sleeves, such as sleeve 210 The sleeve 210 in this embodiment consists of a stem 209, a valve housing 203, and a vent housing 201. A valve, such as a sleeve 220, is positioned within an annular space 218 between the stem 209 and the valve housing 203. The sleeve 220 can be moved between an open position (shown in FIG. 9) which allows communication between the inner diameter of the stem 209 and the outer rupture ports 212B via the inner rupture ports 212A. The sleeve 220 includes a cartridge finger 221 configured to engage a recess 223 (shown in Fig. 15) on the stem 209 to selectively hold the sleeve 220 in its open position. Sealing elements 222 can be used to provide a seal between the valve body 203, the stem 209 and the sleeve 220. The valve body 203 can include one or more filling ports 217 that allow the injection of grease or other cementitious substances into the annulus 218 to prevent the entry of cement if the completion 200 is cemented in in the borehole.

[0072] Fig. 15 viser et tverrsnitt av den øvre delen av muffen 210 med hylsen 220 i en lukket posisjon. En bruddstift 224 holder selektivt hylsen 220 i den lukkede posisjonen. Bruddstiften 224 kan brukes til å holde hylsen 220 i den lukkede posisjonen under installering og redusere sannsynligheten for at hylse 220 (eller ventil 120) åpnes før tiden. Bruddstiften 224 kan tilpasses slik at den brytes og frigjør hylsen 220 ved påføring av en forhåndsbestemt trykkforskjell som det vil forstås av den vanlige fagpersonen. Stammen 209 kan omfatte én eller flere porter 230 som posisjoneres ovenfor den lukkede hylsen 220 for å hjelpe til i påføringen av en trykkforskjell inn i ringrommet 218A ovenfor hylsen 220 når hylsen 220 beveges til den åpne posisjonen. Etter at hylsen er åpnet og borehullet oppsprukket kan hylsen 220 beveges tilbake til den lukkede posisjonen ved påføring av en trykkforskjell som diskutert ovenfor. Portene 230 i stammen 209 kan tillate utgangen av fluid fra ringrommet 218A idet hylsen 220 passerer bruddportene 212 idet den beveger seg til den lukkede posisjonen. Stammen 209 kan omfatte en fordypning 229 som er tilpasset til å passe inn med patronfingeren 221 og selektivt holde hylsen 220 i den lukkede posisjonen til påføring av en annen trykkforskjell. I den viste utførelsesformen omfatter hylsen 220 hele stammens 209 omkrets. Alternativt kan en mengde hylser brukes til å selektivt tillate fluidkommunikasjon med bruddportene 212. [0072] Fig. 15 shows a cross-section of the upper part of the sleeve 210 with the sleeve 220 in a closed position. A break pin 224 selectively holds the sleeve 220 in the closed position. The break pin 224 can be used to hold the sleeve 220 in the closed position during installation and reduce the likelihood of the sleeve 220 (or valve 120) opening prematurely. The break pin 224 can be adapted to break and release the sleeve 220 upon application of a predetermined pressure difference as will be understood by one of ordinary skill in the art. The stem 209 may include one or more ports 230 that are positioned above the closed sleeve 220 to assist in applying a pressure differential into the annulus 218A above the sleeve 220 when the sleeve 220 is moved to the open position. After the sleeve is opened and the borehole fractured, the sleeve 220 can be moved back to the closed position by applying a pressure difference as discussed above. The ports 230 in the stem 209 may allow the exit of fluid from the annulus 218A as the sleeve 220 passes the rupture ports 212 as it moves to the closed position. The stem 209 may include a recess 229 adapted to mate with the cartridge finger 221 and selectively hold the sleeve 220 in the closed position for application of another pressure difference. In the embodiment shown, the sleeve 220 comprises the entire circumference of the stem 209. Alternatively, a plurality of sleeves may be used to selectively allow fluid communication with the rupture ports 212.

[0073] Muffen 210 kan omfatte én eller flere indre bruddporter 212A, én eller flere ytre bruddporter 212B, og ett eller flere ventileringshull 214 (vist i fig. 12). De ytre bruddportene 212B krysser ringrommet 218 og kan posisjoneres i sentralisatorer 216 langs utsiden av muffen 210 (som vist i fig. 14). I en utførelsesform kan muffens 210 indre diameter være omtrent den samme eller større enn foringsrørets indre diameter. På denne måten begrenses ikke ringrommet mellom muffen 210 og BHA-en vesentlig. Én potensiell utfordring med denne prosessen er den pålitelige bruken av en pakker som typisk brukes inne i foringsrør som potensielt har en stor variasjon i den indre diameteren mellom foringsrørsegmentene. Bruken av porterte muffer 210 kan redusere dette potensielle problemet ettersom de porterte muffene 210 kan lages med en mindre variasjon i den indre diameteren samt ha en mindre oval form enn typiske foringsrør. Disse forbedringene tilveiebringer større pålitelighet for riktig forsegling inne i muffene 210 med en typisk pakker. I andre utførelses former kan muffens 210 indre diameter være mindre enn foringsrørets indre diameter. Muffens 210 indre diameter kan likevel være innenfor toleransegrensene for foringsrørets indre diameter. Muffe 210 kan festes til foringsrørlengder 106 ved hjelp av en hvilken som helst egnet mekanisme. I en utførelsesform kan muffe 210 omfatte to innovergjengede deler for å koples til utovergjengede ender på foringsrørlengdene 206b og 206c. [0073] The sleeve 210 may include one or more inner rupture ports 212A, one or more outer rupture ports 212B, and one or more ventilation holes 214 (shown in FIG. 12). The outer rupture ports 212B cross the annulus 218 and can be positioned in centralizers 216 along the outside of the sleeve 210 (as shown in Fig. 14). In one embodiment, the inner diameter of the sleeve 210 may be approximately the same or larger than the inner diameter of the casing. In this way, the annular space between the sleeve 210 and the BHA is not significantly restricted. One potential challenge with this process is the reliable use of a packer typically used inside casing that potentially has a large variation in internal diameter between casing segments. The use of ported sleeves 210 can reduce this potential problem as the ported sleeves 210 can be made with less variation in the inner diameter as well as having a less oval shape than typical casings. These improvements provide greater reliability for proper sealing within the sleeves 210 with a typical packer. In other embodiments, the inner diameter of the sleeve 210 can be smaller than the inner diameter of the casing. The inner diameter of the sleeve 210 may still be within the tolerance limits for the inner diameter of the casing. Sleeve 210 may be attached to lengths of casing 106 by any suitable mechanism. In one embodiment, sleeve 210 may comprise two internally threaded parts to connect to externally threaded ends of casing lengths 206b and 206c.

[0074] Som det vises tydeligere i fig. 14, kan de ytre bruddportene 212B posisjoneres gjennom sentralisatorer 216, som kan tillate den ytre bruddporten 212B å posisjoneres relativt tett inntil formasjonen 107. Der foringsrøret skal sementeres inn i borehullet, kan dette øke muligheten for at bruddportene 112 når gjennom, eller nesten gjennom, sementen 105. Som vist i fig. 14 kan én eller flere av sentralisatorene 216 være i direkte kontakt med åpen brønn-formasjonen 107, som kan være sentralisatorene 216 på den nedre siden i en horisontal brønn, slik den vanlige fagpersonen som kjenner denne oppfinnelsen, vil forstå. En ventil, så som en hylse 220, kan posisjoneres i et ringrom i fluidkommunikasjon med både indre bruddporter 212A og ytre bruddporter 212B. Ringrommet 218 kan være mellom stammen 209 og et ytre ventilhus 203. Når hylsen 220 er i den lukkede posisjonen, som illustrert i fig. 15, hindrer eller reduserer den strømningen av fluid gjennom bruddportene 112. [0074] As is shown more clearly in fig. 14, the outer fracture ports 212B can be positioned through centralizers 216, which can allow the outer fracture port 212B to be positioned relatively close to the formation 107. Where the casing is to be cemented into the wellbore, this can increase the possibility of the fracture ports 112 reaching through, or nearly through, the cement 105. As shown in fig. 14, one or more of the centralizers 216 may be in direct contact with the open well formation 107, which may be the centralizers 216 on the lower side of a horizontal well, as one of ordinary skill in the art will understand. A valve, such as a sleeve 220, can be positioned in an annulus in fluid communication with both inner rupture ports 212A and outer rupture ports 212B. The annulus 218 may be between the stem 209 and an outer valve housing 203. When the sleeve 220 is in the closed position, as illustrated in fig. 15, prevents or reduces the flow of fluid through the rupture ports 112.

[0075] Som vist i fig. 9 kan en pakker 230 posisjoneres i foringsrøret mellom bruddportene 212 og ventileringshullene 214. Når pakkeren 230 får strøm, forsegler den på muffens 210 indre diameter for å hindre eller redusere fluidstrømning videre nedover borehullets ringrom. Når fluid strømmer ned i borehullet fra overflaten i ringrommet mellom et foringsrør 104 og en BHA, dannes dermed en trykkforskjell i pakkeren mellom bruddportene 212 og ventileringshullene 214. Trykkforskjellen kan brukes til å åpne ventilen 220. Bruken av pakkeren i fig. 9 for å skape en trykkforskjell er tilveiebrakt for illustrasjons skyld, ettersom ulike verktøy og teknikker kan anvendes for å skape en trykkforskjell for å åpne og/eller lukke ventilene, som den vanlige fagpersonen vil forstå. For eksempel kan et roterende nedspylingsverktøy potensielt kjøres inn i foringsrør og rettes mot ventileringshullene for å skape trykkforskjellen som kreves for å lukke ventilen. [0075] As shown in fig. 9, a packer 230 can be positioned in the casing between the fracture ports 212 and the vent holes 214. When the packer 230 is energized, it seals the inner diameter of the sleeve 210 to prevent or reduce fluid flow further down the borehole annulus. When fluid flows down into the borehole from the surface in the annulus between a casing 104 and a BHA, a pressure difference is thus formed in the packer between the fracture ports 212 and the vent holes 214. The pressure difference can be used to open the valve 220. The use of the packer in fig. 9 to create a pressure difference is provided for illustration, as various tools and techniques can be used to create a pressure difference to open and/or close the valves, as will be understood by one of ordinary skill in the art. For example, a rotary downwash tool could potentially be driven into casing and directed at the vent holes to create the pressure differential required to close the valve.

[0076] Som diskutert ovenfor kjøres foringsrøret under sementeringsprosessen inn, og sement pumpes ned den sentrale boringen i foringsrøret og ut av enden på foringsrøret 104 som fyller ringrommet mellom foringsrør 104 og brønnformasjonen. For å hindre inngang av sement og/eller fluider som brukes under sementeringsprosessen, kan fett eller annet stoff injiseres i muffens 210 ringrom 218 før foringsrøret kjøres inn i borehullet. Sprengplugger kan settes inn i ventileringshullene 214, og fett kan injiseres i ringrommet gjennom injeksjonsporter i ventilhuset 203 og luftehuset 201. Etterpå kan injeksjonsportene plugges. [0076] As discussed above, the casing is driven in during the cementing process, and cement is pumped down the central bore in the casing and out of the end of casing 104 which fills the annulus between casing 104 and the well formation. In order to prevent the entry of cement and/or fluids used during the cementing process, grease or other substance can be injected into the annulus 218 of the sleeve 210 before the casing is driven into the borehole. Blasting plugs can be inserted into the ventilation holes 214, and grease can be injected into the annulus through injection ports in the valve housing 203 and the air housing 201. Afterwards, the injection ports can be plugged.

[0077] Fig. 16 viser én teknikk som brukes for å åpne hylsen 220 for å sprekke opp formasjonen. En kveilerørstreng anvendes sammen med et straddle-verktøy som har pakkere 140A, 140B for å isolere en sone i brønnen som skal sprekkes opp. Fig. 16 viser bare en del av straddle-verktøyet som kan brukes sammen med muffesammenstillingen i den foreliggende oppfinnelsen. Som vist i fig. 16 kan borehullpakkeren 140B posisjoneres mellom bruddportene 212 og ventileringshullene 214 (vist i fig. 12). Dette gjør at hylse 220 kan åpnes ved å skape en trykkforskjell mellom bruddportene 212 og ventileringshullene 214 når området i borehullet mellom pakkerne 140A, 140B trykkes opp. Opptrykking kan utføres ved å strømme et fluid ned kveilerøret og ut av åpning 144 ved et egnet trykk for å åpne ventilen 220. Fluidet som brukes for å åpne ventil 220, kan være et bruddfluid. En mulig fordel ved kveilerør-/straddle-verktøy-sammenstillingen i fig. 16 er at et hvilket som helst støttemiddel som brukes i oppsprekkingsfasen kan isoleres mellom pakkerne 140A og 140B fra resten ringrommet. I én utførelsesform kan hylsen 220 tilpasses slik at den åpnes ved en forhåndsbestemt trykkforskjell godt ovenfor det ønskede bruddtrykket. Dermed kan energi lagres inne i kveilerøret før hylsen 220 åpnes, og formasjonen kan sprekkes opp svært raskt etter at bruddportene 212 er åpnet. [0077] Fig. 16 shows one technique used to open casing 220 to fracture the formation. A coiled tubing string is used in conjunction with a straddle tool having packers 140A, 140B to isolate a zone in the well to be fractured. Fig. 16 shows only a portion of the straddle tool that can be used with the sleeve assembly of the present invention. As shown in fig. 16, the borehole packer 140B can be positioned between the fracture ports 212 and the ventilation holes 214 (shown in Fig. 12). This means that sleeve 220 can be opened by creating a pressure difference between the rupture ports 212 and the ventilation holes 214 when the area in the borehole between the packs 140A, 140B is pressed up. Pressurization may be performed by flowing a fluid down the coil tube and out of opening 144 at a suitable pressure to open valve 220. The fluid used to open valve 220 may be a fracturing fluid. A possible advantage of the coil tube/straddle tool assembly of FIG. 16 is that any support used in the cracking phase can be isolated between the packs 140A and 140B from the rest of the annulus. In one embodiment, the sleeve 220 can be adapted so that it opens at a predetermined pressure difference well above the desired burst pressure. Thus, energy can be stored inside the coil pipe before the sleeve 220 is opened, and the formation can be cracked open very quickly after the fracture gates 212 have been opened.

[0078] En framgangsmåte for oppsprekking i flere soner ved hjelp av muffene 210 i den foreliggende oppfinnelsen skal nå beskrives. Framgangsmåten kan omfatte å kjøre foringsrøret 104 og muffene 210 inn i borehullet etter boring. Foringsrøret 104 og muffene 210 kan enten stilles inn i borehullet ved hjelp av sementering eller ved å bruke pakkere i en pakkersammenstilling av åpen brønn-typen, som diskutert ovenfor. Etter at foringsrøret er innstilt i borehullet, kan en BHA som er festet til enden av kveilerørstrengen eller skjøterøret, kjøres inn i brønnen. I en utførelsesform kan BHA-en initielt kjøres til eller nær bunnen av brønnen. Under innkjøringsprosessen profileres holderne 132 (fig. 3) slik at de ikke griper fullt inn i og/eller lett glir forbi fordypningene 134. For eksempel kan holderne 132 konfigureres med en lav vinkel 131 på siden ned i hullet, slik at de lettere kan gli forbi fordypningen 134 med en liten aksialkraft når de kjøres inn i brønnen. [0078] A procedure for cracking in several zones using the sleeves 210 in the present invention will now be described. The method may include running the casing 104 and the sleeves 210 into the borehole after drilling. Casing 104 and sleeves 210 can either be set into the borehole by means of cementing or by using packers in an open well type packer assembly, as discussed above. After the casing is set in the borehole, a BHA attached to the end of the coiled tubing string or extension pipe can be driven into the well. In one embodiment, the BHA may initially be run to or near the bottom of the well. During the drive-in process, the holders 132 (Fig. 3) are profiled so that they do not fully engage and/or easily slide past the recesses 134. For example, the holders 132 can be configured with a low angle 131 on the side down into the hole, so that they can slide more easily past the recess 134 with a small axial force when driven into the well.

[0079] Etter at BHA-en er kjørt til ønsket dybde, kan brønnoperatøren begynne å dra kveilerørstrengen og BHA-en opp mot overflaten. Holdere 132 kan profileres slik at de griper inn i fordypningen 134 med en høy vinkel 133 på toppen av holderne 132, noe som fører til en økt aksialkraft i oppoverdraget når man forsøker å dra holderne 132 ut av fordypningene. Denne økte motstanden gjør brønnoperatøren i stand til å bestemme riktig plassering i brønnen å stille inn pakkeren 230 på, som diskutert ovenfor. Å profilere holderne 132 for å tilveiebringe redusert motstand ved innkjøring i brønnen, og økt motstand ved utkjøring av brønnen er generelt velkjent i bransjen. Etter at pakkeren 230 er posisjonert på ønsket sted, kan pakkeren 230 deretter aktiveres slik at den forsegler av brønnens ringrom mellom BHA-en og den ønskede muffen 210 mellom bruddporten 212 og ventileringshullet 214. [0079] After the BHA has been driven to the desired depth, the well operator can begin pulling the coiled tubing string and the BHA up toward the surface. Holders 132 can be profiled so that they engage in the recess 134 with a high angle 133 on top of the holders 132, which leads to an increased axial force in the upward pull when trying to pull the holders 132 out of the recesses. This increased resistance enables the well operator to determine the correct location in the well to set the packer 230 at, as discussed above. Profiling the holders 132 to provide reduced resistance when entering the well, and increased resistance when exiting the well, is generally well known in the industry. After the packer 230 is positioned in the desired location, the packer 230 can then be activated so that it seals off the well annulus between the BHA and the desired sleeve 210 between the fracture port 212 and the vent hole 214.

[0080] Etter at brønnens ringrom er forseglet ved den ønskede muffen 210, kan brønnens ringrom trykkes opp fra overflaten til et trykk som er tilstrekkelig til å åpne ventilen 220. Egnet trykk kan for eksempel variere fra ca. 100 psi til ca. 10 000 psi, så som ca. 500 psi til ca. 1000 psi, 1500 psi eller mer. Som diskutert ovenfor kan det egnede trykket tilpasses slik at det overstiger ønsket bruddtrykk for å hjelpe til en rask oppsprekking av formasjonen. [0080] After the well's annulus is sealed at the desired sleeve 210, the well's annulus can be pressed up from the surface to a pressure that is sufficient to open the valve 220. Suitable pressure can, for example, vary from approx. 100 psi to approx. 10,000 psi, so like approx. 500 psi to approx. 1000 psi, 1500 psi or more. As discussed above, the suitable pressure can be adjusted to exceed the desired fracture pressure to aid in rapid fracturing of the formation.

[0081] Etter at bruddportene 212 er åpnet, kan fluider pumpes gjennom bruddportene 212 til brønnformasjonen. Oppsprekkingsprosessen kan settes i gang, og bruddfluider kan pumpes ned borehullet for å sprekke opp formasjonen. Om ønskelig kan et støttemiddel så som et sandslam brukes i prosessen. Støttemiddelet kan fylle sprekkene og holde dem åpne etter at oppsprekkingen er ferdig. Etter oppsprekking kan BHA-en brukes til å fjerne eventuelt uønsket støttemiddel/bruddfluid fra borehullet. [0081] After the fracture ports 212 are opened, fluids can be pumped through the fracture ports 212 to the well formation. The fracturing process can be initiated, and fracturing fluids can be pumped down the borehole to crack open the formation. If desired, a support agent such as a sand slurry can be used in the process. The proppant can fill the cracks and keep them open after the cracking is complete. After fracturing, the BHA can be used to remove any unwanted proppant/fracturing fluid from the borehole.

[0082] I brønner med flere soner kan oppsprekkingsprosessen ovenfor gjentas for hver sone i brønnen. Dermed kan BHA-en stilles inn i den neste muffen 210, pakkeren kan få strøm, bruddporten 212 åpnes og oppsprekkingsprosessen utføres. Prosessen kan gjentas for hver sone fra bunnen av borehullet og opp. Etter oppsprekking kan olje strømme ut av sprekken gjennom bruddportene 212 i muffene 210 og inn i brønnen. Når BHA-en som vist i fig. 1 brukes, kan den første behandlingen plasseres i bunnen av brønnen, og hver påfølgende behandling kan plasseres stegvis høyere i brønnen. Bruddbehandlingene for hver sone kan gjøres alle på en enkelt tur med BHA-en med minimal tid påkrevet mellom oppsprekkingen av hver sone. Muffesammenstillingene i den foreliggende oppfinnelsen som posisjoneres i sonene ovenfor den pågående behandlingen, eksponeres for pågående behandlings borehulltrykk. Dette trykket kan til tider begrenses av foringsrørets trykkverdi. Det er imidlertid ingen risiko for at ventilene i disse muffesammenstillingene skal åpnes før tiden, ettersom trykket balanseres mellom ventilene. Ventilene i den foreliggende oppfinnelsen kan bare åpnes med en trykkforskjell mellom bruddporten og ventileringshullet. Videre tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en effektiv bruk av fluid under oppsprekkingsprosessen, ettersom forskyvningsfluidet for en pågående sone som sprekkes opp, kan fungere som fyllfluidet for den neste sonen som skal behandles. [0082] In wells with several zones, the above fracturing process can be repeated for each zone in the well. Thus, the BHA can be set into the next sleeve 210, the packer can be energized, the fracture port 212 opened and the fracturing process performed. The process can be repeated for each zone from the bottom of the borehole upwards. After cracking, oil can flow out of the crack through the fracture ports 212 in the sleeves 210 and into the well. When the BHA as shown in fig. 1 is used, the first treatment can be placed at the bottom of the well, and each subsequent treatment can be placed progressively higher in the well. The fracture treatments for each zone can all be done in a single trip with the BHA with minimal time required between fracturing each zone. The sleeve assemblies in the present invention, which are positioned in the zones above the ongoing treatment, are exposed to ongoing treatment borehole pressure. This pressure can sometimes be limited by the casing pressure value. However, there is no risk of the valves in these socket assemblies opening prematurely, as the pressure is balanced between the valves. The valves in the present invention can only be opened with a pressure difference between the rupture port and the ventilation hole. Furthermore, the present invention provides an efficient use of fluid during the fracturing process, as the displacement fluid for an ongoing zone being fractured can act as the fill fluid for the next zone to be treated.

[0083] Designen av muffen 210 i den foreliggende oppfinnelsen kan potensielt gjøre det mulig å lukke ventilen 220 etter at den er åpnet. Dette kan være fordelaktig i tilfeller der visse soner i en brønn med flere soner begynner å produsere vann, eller noen andre uønskede fluider. Dersom sonene som produserer vannet, kan lokaliseres, kan muffene som hører til den sonen, lukkes for å hindre uønsket fluidstrømning fra sonen. Dette kan oppnås ved å isolere ventileringshullet 214 og deretter trykke opp for å tvinge ventilen 220 til å lukkes. For eksempel kan et straddle-verktøy anvendes på samme måte som utførelsesformen i fig. 16, bortsett fra at pakkeren 140A kan posisjoneres mellom bruddportene 212 og ventileringshullene 214, og den nedre pakkeren 140B kan posisjoneres på den bortre siden av ventileringshullene 214 fra pakker 140A. Når sonen mellom pakkerne settes under trykk, skaper det et høyt trykk i ventileringshullene 214 som tvinger hylsen 220 til å lukkes. Som diskutert ovenfor kan hylsen 220 omfatte en patronfinger 221 som kan hjelpe til å holde hylsen 220 i sin lukkede posisjon. [0083] The design of the sleeve 210 in the present invention may potentially enable the valve 220 to be closed after it has been opened. This can be beneficial in cases where certain zones in a multi-zone well begin to produce water, or some other unwanted fluids. If the zones producing the water can be located, the sleeves belonging to that zone can be closed to prevent unwanted fluid flow from the zone. This can be achieved by isolating the vent hole 214 and then pushing up to force the valve 220 to close. For example, a straddle tool can be used in the same way as the embodiment in fig. 16, except that the packer 140A may be positioned between the rupture ports 212 and the vent holes 214, and the lower packer 140B may be positioned on the far side of the vent holes 214 from the packer 140A. When the zone between the packs is pressurized, it creates a high pressure in the vent holes 214 which forces the sleeve 220 to close. As discussed above, the sleeve 220 may include a cartridge finger 221 which may assist in holding the sleeve 220 in its closed position.

[0084] Fig. 17-19 illustrerer en del av en borehullkomplettering 300 i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. Borehullkompletteringen 300 kan omfatte en BHA 302 som er posisjonert inne i et foringsrør. Foringsrøret kan omfatte ulike segmenter og forbindelsesstykker som forbindes sammen, så som kortrørsskjøter 306, overganger 315 og 317, og et portert hus 310, samt vanlige foringsrør, som den vanlige fagpersonen som kjenner denne oppfinnelsen, vil forstå. [0084] Figs. 17-19 illustrate a part of a borehole completion 300 according to an embodiment of the present invention. The well completion 300 may comprise a BHA 302 which is positioned inside a casing. The casing can include various segments and connectors that connect together, such as short pipe joints 306, transitions 315 and 317, and a ported housing 310, as well as ordinary casing, as will be understood by one of ordinary skill in the art familiar with this invention.

[0085] Fig. 17 viser en kortrørsskjøt 306 forbundet til én ende av et portert hus 310 med en øvre overgang 315. Den andre enden av det porterte huset 310 er forbundet til en annen kortrørsskjøt 306 med en nedre overgang 317. Kortrørsskjøtene 306 kan forbindes til vanlige foringsrør for å utgjøre en seksjon av en foringsrørstreng. Segmentene i foringsrørstrengen festes sammen med gjenger 343. Forbindelsen med gjenger og konfigureringen med foringsrørsegmentene er vist for illustrasjons skyld, ettersom ulike forbindelsesmåter og en hvilken som helst egnet konfigurasjon kan brukes innenfor oppfinnelsens formål. For eksempel kan det porterte huset 310 forbindes direkte til kortrørsskjøtene 306 uten bruk av overgangsforbindelser 315, 317. [0085] Fig. 17 shows a short pipe joint 306 connected to one end of a ported housing 310 with an upper transition 315. The other end of the ported housing 310 is connected to another short pipe joint 306 with a lower transition 317. The short pipe joints 306 can be connected to common casing to form a section of a casing string. The segments of the casing string are fastened together with threads 343. The connection with threads and the configuration with the casing segments is shown for illustration purposes, as various connection methods and any suitable configuration can be used within the scope of the invention. For example, the ported housing 310 can be connected directly to the short pipe joints 306 without the use of transition connections 315, 317.

[0086] Det porterte huset 310 omfatter minst én bruddport 312 som tillater fluidkommunikasjon mellom husets 310 indre og ytre. En hylse 320 kan forbindes glidende til husets 310 indre overflate. I en initiell posisjon, som vist i fig. 17, kan hylsen 320 posisjoneres slik at forseglinger 322 hindrer fluidkommunikasjon gjennom port 312. En avbrytbar anordning 324 kan brukes til å selektivt holde hylsen 320 i en initiell lukket posisjon. Den avbrytbare anordningen 324 kan være en bruddstift, en knusering eller en annen anordning som er tilpasset slik at den selektivt frigjør hylsen 320 fra huset 310 ved anvendelsen av en forhåndsbestemt kraft, som kan påføres av et hydraulisk trykk som diskutert nærmere nedenfor. [0086] The ported housing 310 comprises at least one rupture port 312 which allows fluid communication between the housing 310's interior and exterior. A sleeve 320 can be slidably connected to the housing 310's inner surface. In an initial position, as shown in fig. 17, sleeve 320 may be positioned such that seals 322 prevent fluid communication through port 312. An interruptible device 324 may be used to selectively hold sleeve 320 in an initial closed position. The interruptible device 324 may be a break pin, a crushing ring, or other device adapted to selectively release the sleeve 320 from the housing 310 upon the application of a predetermined force, which may be applied by a hydraulic pressure as discussed further below.

[0087] Fig. 18 viser en BHA 302 forbundet med kveilerør 342 som er satt inn i foringsrøret og blitt posisjonert inne i det porterte huset 310. En rørmuffelokalisator kan brukes til å posisjonere BHA-en 302 på et ønsket riktig sted inne i foringsrøret. For eksempel kan en nedre overgang 317 omfatte en profil 333 som er tilpasset slik at den griper inn i en profil 332 på rørmuffelokalisatoren for å riktig posisjonere BHA-en 302 inne i et spesifikt portert hus 310 langs foringsrørstrengen. [0087] Fig. 18 shows a BHA 302 connected to coiled tubing 342 that has been inserted into the casing and positioned within the ported housing 310. A casing locator can be used to position the BHA 302 in a desired correct location within the casing. For example, a lower transition 317 may include a profile 333 adapted to engage a profile 332 on the casing locator to properly position the BHA 302 within a specific ported housing 310 along the casing string.

[0088] BHA-en 302 omfatter en pakker 330 som kan aktiveres for å forsegle ringrommet mellom BHA-ens 302 ytre og den indre diameteren på det porterte husets 310 hylse 320. BHA-en 302 omfatter også et anker 350 som kan stilles inn mot hylsen 320. Påføring av trykk ned kveilerøret brukes for å aktivere ankeret 350 og stille det inn mot hylsen 320, samt stille inn pakkeren 330. En mulig fordel ved utførelsesformen til BHA-en 302 er at BHA-en 302 kan stilles inn inne i et hus 310 i foringsrørstrengen uten bruk av et J-spor som krever at kveilerøret 342 beveger seg nedover, oppover og deretter nedover for å stille inn BHA-en 302. Denne gjentatte sykliske bevegelsen opp og ned av kveilerøret 342 for å stille inn BHA-en 302 kan føre til raskere svikt av kveilerøret 302. Til sammenlikning tilveiebringer den nåværende utførelsesformen av BHA-en 302 og portert hus 310 og hylse 320 mindre bevegelse av kveilerøret 342. Etter at en hylse 320 er åpnet, som diskutert nedenfor, kan BHA-en 302 frigjøres, beveges opp foringsrørstrengen til neste ønskede sone, og stilles inn inne i det valgte huset 310 uten noen syklisk bevegelse opp og ned av kveilerøret 342. [0088] The BHA 302 includes a packer 330 that can be activated to seal the annulus between the BHA's 302 outer and the inner diameter of the ported housing 310 sleeve 320. The BHA 302 also includes an anchor 350 that can be set against the sleeve 320. Applying pressure down the coil tube is used to activate the armature 350 and align it against the sleeve 320, as well as align the packer 330. A possible advantage of the embodiment of the BHA 302 is that the BHA 302 can be aligned within a casing 310 in the casing string without the use of a J-slot which requires the coil tube 342 to move down, up and then down to set the BHA 302. This repeated cyclic up and down movement of the coil tube 342 to set the BHA 302 can lead to faster failure of the coiled tubing 302. In comparison, the current embodiment of the BHA 302 and ported housing 310 and casing 320 provide less movement of the coiled tubing 342. After a casing 320 is opened, as discussed below, the BHA 302 is released , the casing string is moved up to the next desired zone, and is set inside the selected housing 310 without any cyclic up and down movement of the coil pipe 342.

[0089] Etter å ha stilt inn ankeret 350 for å feste BHA-en 302 til hylsen 320 og aktivere pakkeren 330, kan fluid pumpes ned foringsrøret, noe som skaper en trykkforskjell i pakkeren 330. Når den forhåndsbestemte trykkforskjellen nås, vil den avbrytbare anordningen 324 brytes og dermed frigjøre hylsen 320 fra huset 310. Den avbrytbare anordningen 324 kan tilpasses slik at den brytes ved en forhåndsbestemt trykkforskjell, som det vil forstås av den vanlige fagpersonen. [0089] After setting the armature 350 to attach the BHA 302 to the sleeve 320 and activate the packer 330, fluid can be pumped down the casing, creating a pressure difference in the packer 330. When the predetermined pressure difference is reached, the interruptible device will 324 is broken and thus release the sleeve 320 from the housing 310. The interruptible device 324 can be adapted so that it breaks at a predetermined pressure difference, as will be understood by the ordinary person skilled in the art.

[0090] Etter at den avbrytbare anordningen frigjør hylsen 320 fra huset 310, vil den økte trykkforskjellen i pakkeren 330 deretter bevege BHA-en 302, som er forankret til hylsen 320, ned foringsrøret. På denne måten kan hylsen 320 beveges fra den lukkede posisjonen vist i fig. 18 til en åpen posisjon som vist i fig. 19. Alternativt kan hylsen 320 beveges til den åpne posisjonen ved å påføre en nedoverrettet kraft på BHA-en 302 med kveilerøret 342 eller ved å påføre hydraulisk trykk i kombinasjon med en nedoverrettet kraft fra kveilerøret 342. [0090] After the interruptible device releases the sleeve 320 from the housing 310, the increased pressure difference in the packer 330 will then move the BHA 302, which is anchored to the sleeve 320, down the casing. In this way, the sleeve 320 can be moved from the closed position shown in fig. 18 to an open position as shown in fig. 19. Alternatively, the casing 320 may be moved to the open position by applying a downward force to the BHA 302 with the coil tube 342 or by applying hydraulic pressure in combination with a downward force from the coil tube 342.

[0091] Når den beveges til den åpne posisjonen, kan hylsen 320 låses selektivt inn i den åpne posisjonen. For eksempel kan hylsen 320 omfatte en utvidbar anordning 325, så som en C-ring eller en låseholder, som utvider seg inn i en rille 326 i husets 310 indre og selektivt låser hylsen 320 i den åpne posisjonen. I den åpne posisjonen kan fluid kommuniseres mellom husets 310 indre og husets 310 ytre, slik at det blir mulig å behandle og/eller stimulere brønnformasjonen nær porten 312. [0091] When moved to the open position, the sleeve 320 can be selectively locked into the open position. For example, the sleeve 320 may include an expandable device 325, such as a C-ring or a lock retainer, which expands into a groove 326 in the interior of the housing 310 and selectively locks the sleeve 320 in the open position. In the open position, fluid can be communicated between the inside of the housing 310 and the outside of the housing 310, so that it becomes possible to treat and/or stimulate the well formation near the port 312.

[0092] En mengde porterte hus 310 med hylser 320 kan posisjoneres langs lengden av foringsrøret på steder der oppsprekking er ønsket. Etter at oppsprekking er utført ved hjelp av et første portert hus 310 og hylse 320, kan BHA-en, på samme måte som det er diskutert ovenfor, beveges til et andre portert hus 310 som omfatter en andre hylse 320, der oppsprekking utføres på et andre sted i brønnen. Prosessen kan gjentas til ønsket oppsprekking av brønnen er fullført. [0092] A number of ported housings 310 with sleeves 320 can be positioned along the length of the casing at locations where fracturing is desired. After fracturing is performed using a first ported casing 310 and casing 320, the BHA, in the same manner as discussed above, may be moved to a second ported casing 310 comprising a second casing 320, where fracturing is performed on a elsewhere in the well. The process can be repeated until the desired fracturing of the well is completed.

[0093] Bruken av en BHA 302 i forbindelse med et portert hus 310 og hylse 320 kan tilveiebringe et rimelig system for å selektivt stimulere og/eller behandle en brønnformasjon sammenliknet med andre systemer. For eksempel kan konfigurasjonen av utførelsesformen gjøre det mulig å bruke ulike lengder av hus og hylser for å lokalisere en mengde porter 312 langs foringsrørstrengen, for større kontakt med formasjonen, etter ønske. Videre kan konfigurasjonen av utførelsesformen gjøre det mulig med en stor indre strømningsdiameter i forhold til andre brudd-/behandlingssystemer. [0093] The use of a BHA 302 in conjunction with a ported casing 310 and casing 320 can provide a low-cost system for selectively stimulating and/or treating a well formation compared to other systems. For example, the configuration of the embodiment may allow different lengths of housing and sleeves to be used to locate a plurality of ports 312 along the casing string, for greater contact with the formation, as desired. Furthermore, the configuration of the embodiment may allow for a large internal flow diameter relative to other fracturing/processing systems.

[0094] Prosessene som beskrives her, omfatter både ringformede bruddprosesser, der bruddfluidet pumpes ned brønnens ringrom, og bruddprosesser med kveilerør. Et mulig problem med noen ringformede bruddprosesser er at borehullets ringrom ofte er større enn behandlingsfyllvolumet, særlig ettersom etasjene blir mindre og plasseres tett sammen. Dersom det ikke tas ytterligere fluider eller tid, kan det bli nødvendig å pumpe slammet for den påfølgende behandlingen for å forskyve fluidene i den pågående behandlingen. Som en følge av dette kan det tas ytterligere prosessrisiko ettersom prosessen med å fjerne, bevege BHA-en, og sette i gang den påfølgende oppsprekkingen utføres med slam allerede i brønnen. I tillegg kan denne prosessen starte og stoppe slampumping, noe som kan øke operasjonens kompleksitet, øke risikoen og redusere kvaliteten på behandlingen. [0094] The processes described here include both annular fracturing processes, where the fracturing fluid is pumped down the annulus of the well, and fracturing processes with coiled tubing. A possible problem with some annular fracturing processes is that the annulus of the borehole is often larger than the processing fill volume, particularly as the floors become smaller and are placed close together. If no additional fluids or time are taken, it may be necessary to pump the sludge for the subsequent treatment to displace the fluids in the ongoing treatment. As a result, additional process risk can be taken as the process of removing, moving the BHA, and initiating the subsequent fracturing is performed with mud already in the well. In addition, this process can start and stop slurry pumping, which can increase the complexity of the operation, increase risk and reduce the quality of treatment.

[0095] Utførelsesformene i den foreliggende oppfinnelsen som pumper behandlingsfluider gjennom kveilerøret kan ha den fordelen at kveilerørvolumet typisk er mindre enn behandlingsfyllvolumet, og derfor kan det være unødvendig med ekstra tid eller ytterligere fluid. Ettersom kveilerørets tverrsnittsareal er mindre enn borehullet og kveilerørets ringrom, er dessuten fluidets hastigheter generelt høyere, og støttemiddel har mindre tendens til å hoppe ut av løsningen og forbli i kveilerøret. Dette kan være fordelaktig ettersom gjenværende støttemiddel kan påvirke behandlingsprosessen. Hvis støttemiddel for eksempel føres inn i behandlingen for tidlig, kan støttemiddelet bryte ut når fyllfluidet pumpes, og hindre bruddbredden i å øke og forårsake en utsondring. Å pumpe behandlingsfluid ned kveilerøret kan også føre til mindre sand i borehullet, noe som kan gi BHA-en lettere bevegelse og bedre funksjon i kveilerøret. [0095] The embodiments in the present invention that pump treatment fluids through the coil tube may have the advantage that the coil tube volume is typically smaller than the treatment fill volume, and therefore extra time or additional fluid may be unnecessary. Furthermore, since the cross-sectional area of the coiled pipe is smaller than the borehole and the annulus of the coiled pipe, the velocities of the fluid are generally higher, and proppant has less tendency to jump out of the solution and remain in the coiled pipe. This can be beneficial as residual proppant can affect the treatment process. For example, if proppant is introduced into the treatment too early, the proppant can break out when the fill fluid is pumped, preventing the fracture width from increasing and causing a discharge. Pumping treatment fluid down the coiled tubing can also result in less sand in the borehole, which can allow the BHA to move more easily and function better in the coiled tubing.

[0096] Fig. 20 illustrerer en borehullkomplettering 400 designet for kveilerøroppsprekking i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. En foringsrørsammenstilling 404 omfatter en mengde foringsrørlengder 406A og 406B og minst én muffe 410 som er posisjonert slik at de kopler foringsrørlengdene sammen, på samme måte som i de andre utførelsesformene som beskrives her. Den minst ene muffen 410 omfatter minst én bruddport 412 som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom en ytre overflate på muffen og den indre strømningsveien hos foringsrøret og muffesammenstillingen. For eksempel kan muffen være en hvilken som helst av muffene som omfatter en bruddport som de beskrives her. Om ønskelig kan muffen omfatte en mengde sentralisatorer, så som vist i fig. 4 og 5, der minst én bruddport strekker seg gjennom sentralisatorene. Ved å anvende muffer som omfatter bruddporter i hver av sonene i en brønn med flere soner, kan behovet for å perforere alle sonene før oppsprekkingen begynner, reduseres eller elimineres. I en annen utførelsesform kan muffen være som den som er vist i fig. 17 til 19, som omfatter en portert muffe 310 og hylse 320 som beskrevet ovenfor. [0096] Fig. 20 illustrates a wellbore completion 400 designed for coiled tubing fracturing according to an embodiment of the present invention. A casing assembly 404 includes a plurality of casing lengths 406A and 406B and at least one sleeve 410 positioned to connect the casing lengths together, similarly to the other embodiments described herein. The at least one sleeve 410 includes at least one rupture port 412 configured to provide fluid communication between an outer surface of the sleeve and the internal flow path of the casing and sleeve assembly. For example, the sleeve may be any of the sleeves that include a rupture port as described herein. If desired, the sleeve can include a number of centralizers, as shown in fig. 4 and 5, where at least one break gate extends through the centralizers. By using sleeves that include fracture ports in each of the zones in a multi-zone well, the need to perforate all the zones before fracturing begins can be reduced or eliminated. In another embodiment, the sleeve may be as shown in fig. 17 to 19, comprising a ported sleeve 310 and sleeve 320 as described above.

[0097] En lengde av kveilerør 442 posisjoneres i foringsrørsammenstillingen 404. Kveilerøret 442 omfatter en indre strømningsvei for å bære fluid til eller fra overflaten. Et ringrom 450 dannes mellom kveilerøret 442 og foringsrørsammenstillingen 404. En bunnhullsammenstilling 402 er koplet til kveilerøret. Bunnhullsammenstillingen 402 omfatter en bruddåpning 444 som er konfigurert til å tilveiebringe fluidkommunikasjon mellom den indre strømningsveien i kveilerøret 442 og ringrommet 450. Som illustrert kan det anvendes en mengde bruddåpninger. Bruddåpningene kan være tilstrekkelig store til at de økte strømningshastighetene kan oppnås uten unødig trykksenkning når behandlingsfluidet går ut av BHA-en. Egnede åpningsstørrelser strekker seg for eksempel fra ca. 0,5 til ca. 0,75 tommer (inch) brede og ca. 2 tommer (inch) til ca. 4 tommer (inch) lange. Størrelsen på åpningene kan variere avhengig av antallet åpninger, blant annet. [0097] A length of coiled tubing 442 is positioned in casing assembly 404. Coiled tubing 442 includes an internal flow path to carry fluid to or from the surface. An annulus 450 is formed between the coil tube 442 and the casing assembly 404. A bottom hole assembly 402 is connected to the coil tube. The bottom hole assembly 402 includes a fracture opening 444 configured to provide fluid communication between the internal flow path in the coil tube 442 and the annulus 450. As illustrated, a plurality of fracture openings may be used. The fracture openings can be sufficiently large that the increased flow rates can be achieved without undue pressure drop as the treatment fluid exits the BHA. Suitable opening sizes range, for example, from approx. 0.5 to approx. 0.75 inch (inch) wide and approx. 2 inches (inch) to approx. 4 inches (inch) long. The size of the openings may vary depending on the number of openings, among other things.

[0098] BHA-en 402 omfatter også en pakker 430. En hvilken som helst egnet pakker kan anvendes. Eksempler på egnede pakkere omfatter de som anvendes i SURESET™ BHA, tilgjengelig fra Baker Hughes Incorporated i Houston i Texas, eller MONGOOSE™ BHA, tilgjengelig fra NCS Energy Service Inc., som befinner seg i SPRING i Texas. [0098] The BHA 402 also includes a packer 430. Any suitable packer may be used. Examples of suitable packers include those used in SURESET™ BHA, available from Baker Hughes Incorporated of Houston, Texas, or MONGOOSE™ BHA, available from NCS Energy Service Inc., located in SPRING, Texas.

[0099] I en utførelsesform er en andre pakker ikke posisjonert i ringrommet ovenfor den første pakkeren 430, som ville være tilfelle dersom pakkeren var et straddle-verktøy, så som straddle-verktøyet i fig. 7. Straddle-verktøy kan brukes til å isolere hver etasje når behandlinger pumpes gjennom kveilerøret, og de ulike etasjene perforeres generelt før oppsprekkingsoperasjoner begynner. Selv om straddle-verktøy har visse fordeler, er et problem med å anvende et straddle-verktøy at det kan gjøre det vanskeligere å sirkulere behandlingsfluid forbi straddle-verktøyets øvre skål, eller pakker, for å fjerne overskytende støttemiddel. I tillegg har straddle-verktøyets pakkere større ytre diameter og kan lett bli sittende fast når det arbeides i slammer. Straddle-verktøyet er også avhengig av en god sementjobb for å isolere hver etasje, Ettersom foringsrøret ovenfor straddle-verktøyet ikke ser bruddtrykk, er det en risiko enten for at foringsrøret kan kollapse, eller at behandlingsfluidet kan gå ut av foringsrøret ved neste sett perforasjoner som befinner seg ovenfor det pågående behandlingsstedet. [0099] In one embodiment, a second packer is not positioned in the annulus above the first packer 430, as would be the case if the packer were a straddle tool, such as the straddle tool in fig. 7. Straddle tools can be used to isolate each floor when treatments are pumped through the coiled tubing, and the various floors are generally perforated before fracturing operations begin. Although straddle tools have certain advantages, a problem with using a straddle tool is that it can make it more difficult to circulate treatment fluid past the straddle tool's upper bowl, or packs, to remove excess proppant. In addition, the straddle tool's packers have a larger outer diameter and can easily become stuck when working in slurries. The straddle tool also relies on a good cement job to insulate each floor, As the casing above the straddle tool does not see fracturing pressure, there is a risk of either the casing collapsing, or the treatment fluid escaping the casing at the next set of perforations which located above the current treatment location.

[00100] Pakkerne som anvendes i utførelsesformen som illustreres i fig. 20, kan ha relativt små diametere i forhold til skål-straddle-verktøy, og det er derfor mindre sannsynlig at de skal bli sittende fast. I en utførelsesform kan pakkernes ytre diameter være for eksempel ca. 0,25 tommer (inch) til ca. 0,75 tommer (inch) mindre enn foringsrørets indre diameter. Ettersom et straddle-verktøy ikke anvendes i denne utførelsesformen, settes borehullets ringrom ovenfor pakkeren videre i trykk gjennom hele oppsprekkingen, noe som kan redusere sementens avhengighet av soneisolering. [00100] The packages used in the embodiment illustrated in fig. 20, may have relatively small diameters compared to bowl-straddle tools, and are therefore less likely to become stuck. In one embodiment, the outer diameter of the packages can be, for example, approx. 0.25 inch (inch) to approx. 0.75 inch (inch) less than the casing inner diameter. As a straddle tool is not used in this embodiment, the borehole annulus above the packer is further pressurized throughout the fracturing, which can reduce the cement's dependence on zone isolation.

[00101] Med henvisning til fig. 20, når BHA-en 402 kjøres inn i foringsrørsammenstillingen 404 på kveilerøret 442, kan pakkeren 430 posisjoneres nær muffen 410, slik at det gjør det mulig med kontakt med muffen 410 når pakkeren utvides for derved å isolere delen av ringrom 450 ovenfor pakkeren 430 fra delen av ringrom 450 nedenfor pakkeren 430. På den måten kan, etter at pakkeren er utvidet, fluid som strømmer ned kveilerøret og inn i ringrom 450 via åpninger 444, forårsake en trykkforskjell i pakkeren 430, på samme måte som det er beskrevet i forhold til fig. 2. [00101] With reference to fig. 20, when the BHA 402 is driven into the casing assembly 404 of the coil pipe 442, the packer 430 may be positioned close to the sleeve 410 so as to allow contact with the sleeve 410 when the packer is expanded to thereby isolate the portion of annulus 450 above the packer 430 from the portion of annulus 450 below the packer 430. Thus, after the packer is expanded, fluid flowing down the coil tube and into the annulus 450 via openings 444 may cause a pressure difference in the packer 430, in the same manner as described in relation to fig. 2.

[00102] Fig. 21 illustrerer en annen utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen som likner den i fig. 20, bortsett fra at BHA-en 402 omfatter en sandblåseperforator 452. Sandblåseperforatorer er generelt velkjent teknikk. Bunnhullsammenstillingen konfigureres slik at den tilveiebringer fluidstrømningsisolasjon i BHA-ens 402 indre strømningsvei mellom sandblåseperforatoren 452 og bruddåpningen 444, som diskutert nærmere nedenfor. Sandblåseperforatoren kan fungere som en backup for bruddportene i muffen. Dersom hylsen i muffen ikke åpnes, eller dersom formasjonen nær hylsen er så hard at den ikke bryter sammen under bruddtrykk, kan BHA-en flyttes noen fot (feet) og foringsrøret kan perforeres. Bruddbehandlingen kan da utføres gjennom de nylig skapte perforeringene i foringsrøret. [00102] Fig. 21 illustrates another embodiment of the present invention which is similar to that in fig. 20, except that the BHA 402 includes a sandblasting perforator 452. Sandblasting perforators are generally well known in the art. The downhole assembly is configured to provide fluid flow isolation in the internal flow path of the BHA 402 between the sandblast perforator 452 and the fracture orifice 444, as discussed further below. The sandblast perforator can act as a backup for the fracture ports in the sleeve. If the casing in the sleeve does not open, or if the formation near the casing is so hard that it does not collapse under fracturing pressure, the BHA can be moved a few feet (feet) and the casing can be perforated. The fracture treatment can then be carried out through the newly created perforations in the casing.

[00103] Med henvisning tilbake til fig. 20 er den foreliggende oppfinnelsen også rettet mot en framgangsmåte for å komplettere et hydrokarbonproduserende borehull. Framgangsmåten omfatter å kjøre kveilerøret 442 inn i foringsrørsammenstillingen 404. Muffene 410 i foringsrørsammenstillingen 404 omfatter en mengde åpninger, så som en første bruddport 412 og et ventileringshull 414. [00103] Referring back to FIG. 20, the present invention is also directed to a method of completing a hydrocarbon-producing borehole. The method includes driving the coiled tubing 442 into the casing assembly 404. The sleeves 410 in the casing assembly 404 include a number of openings, such as a first rupture port 412 and a vent hole 414.

[00104] Som diskutert ovenfor omfatter en bunnhullsammenstilling 402 som er festet til kveilerøret 442, en pakker 430. Under innkjøring av kveilerøret kan pakkeren 430 posisjoneres slik at når pakkeren 430 får strøm, kommer pakkeren 430 i kontakt med den minst ene muffen 410 for å isolere en del av ringrommet450 ovenfor pakkeren 430 fra en del av ringrommet 450 nedenfor pakkeren 430. Dette gjør at fluid som pumpes ned kveilerøret 442 kan forårsake en trykkforskjell i pakkeren 430 som kan åpne bruddporten 412. [00104] As discussed above, a bottom hole assembly 402 attached to the coil tube 442 includes a packer 430. During run-in of the coil tube, the packer 430 can be positioned such that when the packer 430 is energized, the packer 430 contacts the at least one sleeve 410 to isolate a part of the annulus 450 above the packer 430 from a part of the annulus 450 below the packer 430. This means that fluid pumped down the coil tube 442 can cause a pressure difference in the packer 430 which can open the rupture port 412.

[00105] Valgfritt kan hylsene designes slik at mekanisk kraft kan brukes i kombinasjon med fluidtrykk for å åpne og/eller lukke bruddporten 412. For eksempel kan kveilerøret brukes til å påføre trykk på hylsen, på samme måte som beskrevet i forhold til fig. 18 og 19 ovenfor. [00105] Optionally, the sleeves can be designed so that mechanical force can be used in combination with fluid pressure to open and/or close the rupture port 412. For example, the coil tube can be used to apply pressure to the sleeve, in the same manner as described in relation to FIG. 18 and 19 above.

[00106] Etter at bruddporten 412 er åpnet, kan brønnformasjonen sprekkes opp ved å strømme bruddfluid gjennom bruddporten 412. Denne prosessen kan gjentas en mengde ganger for å oppnå oppsprekking i flere soner. [00106] After the fracture port 412 is opened, the well formation can be fractured by flowing fracturing fluid through the fracture port 412. This process can be repeated a number of times to achieve fracturing in several zones.

[00107] I en utførelsesform der bunnhullsammenstillingen 402 omfatter en sandblåseperforator 452, kan framgangsmåten ytterligere omfatte å isolere fluidstrømning mellom sandblåseperforatoren og bruddåpningen. Dette kan oppnås med en hvilken som helst egnet teknikk. For eksempel kan bunnhullsammenstillingen 402 omfatte en landingsprofil, så som et kulesete (ikke vist), som snører sammen diameteren av den indre strømningsveien mellom sandblåseperforatoren 452 og åpningene 444. En kule, pil eller annen anordning (ikke vist) for å blokkere strømningsveien i kveilerøret kan deretter pumpes ned kveilerøret, slik at anordningen lander på kulesetet mellom sandblåseperforatoren og bruddåpningen, hvorved sandblåseperforatoren 452 isoleres fra åpningene 444. Slik landingsprofil og kule- eller pilsystemer er generelt velkjent teknikk. [00107] In an embodiment where the bottomhole assembly 402 comprises a sandblasting perforator 452, the method may further comprise isolating fluid flow between the sandblasting perforator and the fracture opening. This can be achieved by any suitable technique. For example, the bottom hole assembly 402 may include a landing profile, such as a ball seat (not shown), which constricts the diameter of the inner flow path between the sandblast perforator 452 and the openings 444. A ball, arrow, or other device (not shown) to block the flow path in the coil tube can then be pumped down the coil pipe, so that the device lands on the ball seat between the sandblast perforator and the fracture opening, whereby the sandblast perforator 452 is isolated from the openings 444. Such a landing profile and ball or arrow systems are generally well-known techniques.

[00108] Å blokkere strømningsveien i kveilerøret gjør at slipende slam kan pumpes ned kveilerøret og ut av det sandblåseperforerende verktøyet. Etter at operasjon med sandblåseperforatoren er fullført, kan strømningen i kveilerøret og BHA-en 402 reverseres for å løfte kulen til overflaten og dermed gjenopprette fluidstrømning fra kveilerøret gjennom åpningen 444.1 stedet for landingsprofilen og kule- eller pilsystemet kan det brukes ulike andre mekanismer for å isolere sandblåseperforatoren 452 fra åpningen 444, som den vanlige fagpersonen som kjenner denne oppfinnelsen, vil erkjenne. [00108] Blocking the flow path in the coil tube allows abrasive mud to be pumped down the coil tube and out of the sandblast perforating tool. After operation with the sandblast perforator is complete, flow in the coil tube and BHA 402 can be reversed to lift the ball to the surface and thus restore fluid flow from the coil tube through orifice 444.1 instead of the landing profile and ball or arrow system, various other mechanisms can be used to isolate the sandblasting perforator 452 from the opening 444, as one of ordinary skill in the art familiar with this invention will recognize.

[00109] Selv om det er vist og beskrevet ulike utførelsesformer, er ikke oppfinnelsen begrenset på denne måten og må forstås slik at den omfatter alle slike modifiseringer og variasjoner som vil være åpenbare for fagpersonen. [00109] Although various embodiments have been shown and described, the invention is not limited in this way and must be understood to include all such modifications and variations as will be obvious to the person skilled in the art.

Claims

1. Well completion, comprising: a casing assembly comprising a plurality of casing lengths and at least one sleeve positioned to connect the casing lengths, wherein the at least one sleeve comprises a tubular body having an internal flow path and at least one rupture port configured to providing fluid communication between an outer surface of the sleeve and the inner flow path; a length of coiled tubing positioned within the casing assembly, wherein the coiled tubing comprises an internal flow path, wherein an annulus is formed between the coiled tubing and the casing assembly; a downhole assembly coupled to the coil tube, the downhole assembly comprising: a fracture orifice configured to provide fluid communication between the internal flow path of the coil tube and the annulus, and a packer positioned to contact the at least one sleeve when the packer expands, where the packer is able to isolate the annulus above the packer from the annulus below the packer, so that fluid flowing down the coil tube can cause a pressure difference in the packer to thereby open the rupture port.

2. Well completion according to claim 1, wherein the bottomhole assembly further comprises a sandblast perforator, wherein the bottomhole assembly is configured to allow fluid flow isolation between the sandblast perforator and the fracture opening in the coiled tubing.

3. Drill hole completion according to claim 1, where the bottom hole assembly does not include a sandblasting perforator.

4. Borehole completion according to claim 1, where the packer is not a straddle packer.

5. Borehole completion according to claim 1, where the second packer is not positioned in the annulus above the first packer.

6. Borehole completion according to claim 1, wherein the sleeve further comprises: at least one valve hole inside the sleeve that crosses the fracture port; at least one vent hole positioned to provide fluid communication between the valve hole and the internal flow path; and at least one valve positioned in the valve hole to open and close the rupture port, wherein the valve is configured to open when a pressure difference is created between the rupture port and the valve vent.

7. Borehole completion according to claim 6, where the at least one valve is a sleeve that can be moved inside the valve hole.

8. Borehole completion according to claim 7, where the valve is a longitudinal rod.

9. Borehole completion according to claim 6, which further comprises a quantity of centralizers extending from the pipe body.

10. Borehole completion according to claim 9, where the at least one fracture port extends through the centralizers.

11. Borehole completion according to claim 1, wherein the sleeve further comprises a sleeve that is slidably connected to an inner surface of the tubular body, wherein the sleeve is adjustable between a first position and a second position, wherein the sleeve is configured to prevent fluid communication through the fracture port in the first position, and allows fluid communication through the rupture port in the second position.

12. Borehole completion according to claim 11, wherein the bottom hole assembly further comprises an anchor configured to attach the bottom hole assembly to the sleeve.

13. Method for completing a hydrocarbon producing wellbore, the method comprising: driving a coiled tubing into a casing assembly in the wellbore, the casing assembly comprising a plurality of casing lengths and one or more sleeves positioned to connect the casing lengths, wherein a first sleeve of the one or more sleeves comprises a first rupture port; pumping fluid through the coiled tubing to apply a pressure differential to open the first fracture port in the casing assembly; and fracturing a well formation by flowing fracturing fluid through the first fracture port.

14. Method according to claim 13, wherein the first sleeve comprises a plurality of openings, wherein at least one of the plurality of openings on the first sleeve is the first rupture port, wherein the rupture port is configured so that it is opened and closed by applying a pressure difference between two openings on the first sleeve.

15. Method according to claim 13, wherein the coil tube comprises a bottom hole assembly comprising a packer and a fracture opening, wherein the method further comprises positioning the packer so as to allow contact with the at least one sleeve, and energizing the packer to isolate a portion of an annulus above the packer from a part of the annulus below the packer, so that fluid flowing down the coil tube can cause a pressure difference in the packer that can open the rupture port.

16. Method according to claim 15, where a second packer is not positioned in the annulus above the first packer.

17. Method according to claim 15, wherein the bottom hole assembly further comprises a sandblasting perforator, wherein the method further comprises isolating fluid flow between the sandblasting perforator and the fracture opening.

18. Method according to claim 17, wherein isolating the fluid flow comprises pumping a ball down the coil pipe, where the ball lands between the sandblast perforator and the fracture opening.

19. The method of claim 13, further comprising pumping fluid through the coil tube to apply a pressure differential to open a second fracture port.

20. Method according to claim 19, which further comprises fracturing a well formation by flowing fracturing fluid through the second fracturing port.

21. A method according to claim 13, wherein mechanical force is used in combination with pressure to open the first rupture port.