EA004186B1

EA004186B1 - Способ обработки многочисленных интервалов буровой скважины

Info

Publication number: EA004186B1
Application number: EA200300159A
Authority: EA
Inventors: Рэнди К. Толман; Крис Дж. Нигаард; А. М. Эл-Рабаа; Уилльям А. Сорем
Original assignee: Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date: 2000-07-18
Filing date: 2001-07-16
Publication date: 2004-02-26
Also published as: CA2416040A1; US20020007949A1; DZ3387A1; CN1298961C; BR0112616A; DE60122532T2; EP1305501B1; TW499538B; AU2001276926B2; NO324164B1; EP1305501A1; OA12336A; CN1443268A; AR029844A1; TNSN01107A1; DE60122532D1; WO2002006629A1; NO20030241L; CA2416040C; MY121476A

Abstract

Способ обработки многочисленных интервалов в буровой скважине посредством перфорирования по меньшей мере одного интервала (32, 33, или 34) с последующей обработкой и изоляцией перфорированного интервала (перфорированных интервалов) (32, 33 или 34) без удаления перфорационной втулки (101) из буровой скважины в течение обработки или изоляции. Изобретение может быть использовано для создания гидравлического разрыва (222), причем как с расклинивающим материалом, так и без него, а также для химической обработки с целью интенсификации добычи.

Description

Область примернения изобрения

Настоящее изобретение, в общем, относится к области перфорирования и обработки подземных пластов с целью увеличения добычи из них нефти и газа. Точнее, в изобретении создан способ перфорирования и обработки многочисленных интервалов без необходимости прерывания обработки между выполнением стадий способа.

Предпосылки для создания изобретения

Когда подземный пласт формации, содержащий углеводороды, не обладает достаточной проницаемостью или способность пропускания углеводородов недостаточна для их прохождения к поверхности в экономически целесообразных количествах или с оптимальными скоростями, для повышения пропускной способности часто применяют гидравлический разрыв или химическую интенсификацию добычи (обычно посредством кислоты). Буровая скважина, проходящая в подземный пласт, обычно содержит металлическую обсадную трубу, зацементированную в первоначально пробуренной скважине. Обычно сквозь обсадную трубу и цементную оболочку, окружающую обсадную трубу, пробивают боковые отверстия (перфорации) для обеспечения протекания углеводорода в скважину, а при необходимости обеспечения вытекания обрабатывающих текучих сред из скважины в пласт.

Гидравлический разрыв включает в себя нагнетание вязких текучих сред (обычно неньютоновских гелей или эмульсий, создающих сдвиговое, выклинивающее воздействие) в пласт при таких высоких давлениях и скоростях, что породы пласта разрушаются и образуют плоский, обычно вертикальный разрыв (или систему разрывов), в значительной степени подобный разрыву, который проходит через бревно, когда в него вбивают клин. Обычно с последней частью разрывающей текучей среды нагнетают гранулированный расклинивающий материал, например песок, керамические шарики или иные материалы, чтобы удерживать разрыв (разрывы) раскрытым после сброса давления. Повышенная пропускная способность из пласта является следствием большей проницаемости пути для потока между зернами расклинивающего материала внутри разрыва (разрывов). В случае химической обработки с целью интенсификации добычи пропускную способность повышают посредством введения в пласт растворяющих материалов или иным образом путем изменения свойств пласта.

Применение гидравлического разрыва, которое описано выше, представляет собой ту часть операций в нефтедобывающей индустрии, которая является обычной практикой, когда такой разрыв выполняют применительно к отдельным, намеченным для этого зонам подземного пласта со значительной толщиной по вертикали, доходящей примерно до 60 м (200 фу тов). Когда имеется множество пластов, применительно к которым должен быть выполнен гидравлический разрыв, или такие пласты расположены слоями, либо когда пласт, содержащий углеводороды, имеет значительную толщину (примерно свыше 60 м), для обработки всей намеченной зоны потребуется применить дополнительные способы обработки. Способы, позволяющие увеличить зону, охватываемую обработкой, в общем, в терминологии, используемой в нефтедобывающей промышленности, известны как способы отклонения.

Когда множество зон, содержащих углеводороды, подвергают обработке с целью интенсификации добычи посредством гидравлического разрыва или химических средств, выигрыш в экономическом и техническом отношении получают путем выполнения множества стадий обработки нагнетанием, которые могут быть обойдены (или отделены) различными средствами, включая механические устройства, такие как перемычки, пакеры, клапаны для скважин, скользящие втулки, сочетание пробок и перегородок, шариковые уплотнители, материалы, состоящие из макрочастиц, такие как песок, керамический материал, расклиниватель, соль, воски, смолы или другие соединения, либо посредством альтернативных текучих систем, таких как загущенные текучие среды, гелеобразные текучие среды или пены, или других химически составленных текучих сред, либо посредством использования способов ограничения входа. Эти и все иные способы временного блокирования потока текучих сред, входящего в данную группу перфораций или выходящего из нее, здесь будут называться агентами отклонения.

В случае использования механического средства отклонения, например, в виде перемычки, первоначально перфорированию и разрыву с целью интенсификации добычи подвергают наиболее глубокий интервал, после чего интервал механически изолируют и процесс повторяют в следующем, вышележащем интервале. Если предположить, что имеется десять намеченных интервалов, где должно быть выполнено перфорирование, и при этом необходимо обработать 300 м пласта (1000 футов), то обычно потребуется выполнить десять операций за промежуток времени от десяти дней до двух недель, выполняя при этом не только многочисленные обработки для получения разрывов, но и многочисленные отдельные текущие операции по созданию перфораций и установке перемычек. В конце процесса обработки потребуется выполнение операции по очистке скважины для удаления перемычек и приведения скважины в состояние, обеспечивающее добычу продукта. Наибольшее преимущество от использования перемычек и других механических отклоняющих агентов заключается в высокой уверенности в том, что будет обработана вся предпола гаемая зона. Наибольший недостаток заключается в высокой стоимости обработки, являющейся следствием большого количества отдельных прохождений в буровую скважину и из нее, а также опасности возникновения осложнений вследствие такого большого количества отдельных операций, выполняемых в отношении скважины. Например, перемычка может застрять в обсадной трубе, при этом возникает необходимость ее высверливания, что повлечет за собой многочисленные расходы. Дополнительный недостаток заключается в том, что требуемая операция по очистке буровой скважины может привести к повреждению некоторых из успешно разорванных интервалов.

Одной из альтернатив по использованию перемычек является заполнение интервала буровой скважины, только что подвергнутого разрыву, расклинивающим песком, что обычно называют технологией создания островков по типу строения сосны. Столб песка по существу закупоривает уже разорванный интервал и обеспечивает возможность независимого перфорирования и разрыва следующего интервала. Основное преимущество заключается в исключении проблем и опасностей, связанных с перемычками. Недостаток заключается в том, что песчаная пробка не обеспечивает безупречное гидравлическое уплотнение и может оказаться затруднительным ее удаление из буровой скважины в конце выполнения всех обработок с целью создания разрывов для интенсификации добычи. Если добыча текучей среды из скважины не происходит с достаточной силой, чтобы унести из нее песок, то может возникнуть необходимость в очистке скважины с помощью обрабатывающего оборудования или посредством узла в виде намотанного трубопровода. Как и ранее, дополнительные операции, проводимые применительно к буровой скважине, приводят к повышению затрат, появлению опасности, касающейся механики, а также опасности повреждения интервалов, подвергнутых разрыву.

Еще один способ отклонения включает в себя использование материалов, состоящих из макрочастиц, гранулированных твердых веществ, которые находятся в обрабатывающей текучей среде, чтобы содействовать отклонению. Когда происходит нагнетание текучей среды и частицы входят в перфорации, формируется временный блок в зоне, в которую проходит текучая среда, если в потоке обеспечена достаточно высокая концентрация частиц. Последующее ограничение потока приводит к отклонению текучей среды к другим зонам. После обработки частицы удаляют посредством добываемых текучих сред или посредством нагнетаемой промывочной текучей среды, либо посредством транспортировочной или растворяющей текучей среды. Обычно имеющиеся в наличии, состоящие из макрочастиц материалы, обеспечивающие отклонение, включают в себя бензойную кислоту, нафталин, каменную соль (хлорид натрия), смолы, воски и полимеры. Как вариант, в качестве материалов, состоящих из макрочастиц и обеспечивающих отклонение, могут быть использованы песок, расклинивающий материал, а также керамические материалы. Для осаждения и формирования в течение обработки могут быть использованы и другие определенные макрочастицы.

Еще один способ отклонения включает в себя использование в качестве отклоняющих агентов загущенных текучих сред, вязких гелей или пен. Этот способ состоит из нагнетания отклоняющей текучей среды через перфорированный интервал и/или в него. Композицию этих текучих сред составляют таким образом, чтобы временно создать препятствие потоку к перфорациям вследствие увеличения вязкости или относительной проницаемости пласта, а также чтобы в желаемое время текучая среда была разрушена, размыта или растворена (с добавлением химических веществ или других добавок, либо без них, чтобы было начато упомянутое разрушение или растворение) для восстановления потока к перфорациям или из них. Эти текучие системы могут быть использованы для отклонения при химической обработке основной массы пласта с целью интенсификации добычи и при обработке для создания разрыва. Иногда с целью улучшения отклонения в эти текучие системы вводят отклоняющие средства, состоящие из макрочастиц, и/или шариковые уплотнители.

Еще одной возможной технологией отклонения является способ отклонения ограничением входа, при котором всю зону пласта, предназначенную для обработки, перфорируют, получая весьма малое количество перфораций, обычно имеющих небольшой диаметр, так что потери давления в этих перфорациях при нагнетании позволяют создать высокое внутреннее давление в буровой скважине. Внутреннее давление в буровой скважине должно быть достаточно высоким, чтобы обеспечить одновременный разрыв всех перфорированных интервалов. Если давление будет слишком мало, то разрыву будут подвергнуты самые слабые части пласта. Основное преимущество отклонения, создаваемого посредством ограниченного входа, заключается в том, что в данном случае отсутствуют препятствия с внутренней стороны обсадной трубы, подобные перемычке или песку, которые необходимо было бы удалить из скважины, или которые могли бы впоследствии привести к появлению проблем в процессе выполнения работ. Недостаток заключается в том, что в случае ограниченного входа разрывы часто не удается выполнить удовлетворительным образом для больших интервалов, поскольку получающийся разрыв часто будет весьма узким (невозможно будет нагнетать расклинивающий материал в узкий разрыв и он будет оставаться в буровой скважине), при этом начальное высокое давление в буровой скважине может и не быть сохранено. Когда нагнетают песчаный материал, часто происходит разъедание перфораций по их диаметру и увеличение их размера, что приводит к уменьшению внутреннего давления в буровой скважине. Итоговый результат заключается в том, что обработке с целью интенсификации добычи будет подвергнута не вся намеченная для этого зона. Дополнительная проблема заключается в том, что потенциальная способность прохождения потока в буровую скважину будет ограничена небольшим количеством перфораций.

Проблемы, являющиеся следствием неспособности обработки всей намеченной зоны с целью интенсификации добычи, либо использования механических способов, приводящих к вышеупомянутой большей опасности и повышенным затратам, могут возникнуть при использовании ограниченных, концентрированных перфорированных интервалов, в которых отклонение обеспечивают шариковые уплотнители. Зона, подлежащая обработке, может быть разделена на подзоны с перфорациями, находящимися приблизительно в центре каждой из этих подзон, либо подзоны могут быть выбраны на основе анализа пласта, чтобы наметить желаемые места разрыва. После этого может быть выполнено нагнетание для создания разрыва, при этом отклонение в конце каждой стадии будет обеспечено посредством шариковых уплотнителей. Обычно массив пласта порядка 300 м (1000 футов) может быть разделен на десять подзон с размером каждой из них порядка 30 м (100 футов). В центре каждой из подзон размером 30 м (100 футов) могут быть пробиты десять перфораций с их плотностью порядка трех на метр обсадной трубы (одна перфорация на фут). Затем посредством нагнетания будет выполнена стадия разрыва, причем с помощью несущей песок текучей среды, сопровождаемой десятью или более шариковыми уплотнителями, по меньшей мере по одному для каждой открытой перфорации в одной группе перфораций или в одном интервале. Процесс будет повторяться до тех пор, пока не будет выполнен разрыв по всем группам перфораций. Такая система более подробно описана в патенте США №5890536 от 6 апреля 1999 г.

Исторически сложилось так, что все зоны, которые должны быть подвергнуты обработке при определенном выполнении работ, перфорируют до нагнетания обрабатывающих текучих сред, при этом шариковые уплотнители используют для отклонения обрабатывающих текучих сред от зон, уже подвергнутых разрушению, или обеспечивают другим путем наибольший поток текучей среды к другим зонам, но подавая меньшее количество текучей среды, либо вообще не подавая ее перед выпуском шариковых уплотнителей. Теоретически продолжают вы полнять обработку и уплотнение зоны в зависимости от относительного давления разрушения или от проницаемости, однако проблемы, с которыми часто приходится сталкиваться, заключаются в том, что шарики преждевременно садятся на одну или более из открытых перфораций вне намеченного интервала, при этом две или более зоны будут одновременно подвергнуты обработке.

На фиг. 1 представлена общая концепция использования шариковых уплотнителей в качестве отклоняющих агентов для обработки многочисленных интервалов с целью интенсификации добычи. На фиг. 1 представлены интервалы

32, 33, 34 с перфорациями в показанной в качестве примера буровой скважине 30. Согласно фигуре 1 перфорированный интервал 33 подвергнут обработке с целью интенсификации добычи, и в нем осуществлен гидравлический разрыв 46 с введенным в него расклинивающим материалом, при этом интервал находится в процессе уплотнения шариковыми уплотнителями 12 (находящимися в скважине) и шариковыми уплотнителями 14 (уже севшими на перфорации). В идеальных условиях, когда шариковые уплотнители 12 и шариковые уплотнители 14 уплотняют перфорированный интервал

33, давление в скважине будет возрастать, что приведет к разрушению другого одиночного перфорированного интервала. Эта технология предполагает, что каждый интервал с перфорациями или каждая подзона будут разрушены или разорваны при достаточно разных давлениях, так что на каждой стадии обработки будет задействована только одна группа перфораций. Однако в некоторых случаях многочисленные интервалы с перфорациями могут быть разрушены почти при одном и том же давлении, так что одиночная стадия обработки фактически обеспечит воздействие на большое количество интервалов и приведет к интенсификации добычи, которая будет несколько ниже оптимальной. Хотя и существует способ выполнения многоступенчатой обработки для выполнения разрыва и отклонения шариковыми уплотнителями, при котором только посредством одной группы перфораций будет выполнен разрыв на каждой стадии нагнетания текучей среды, что раскрыто в патенте США № 6186230 от 13 февраля 2000 г., оптимальное использование этого способа зависит от характеристик пласта и от требований к проведению работ, касающихся интенсификации добычи, например, в некоторых случаях невозможно будет оптимально выполнить обработку, поэтому за один раз можно будет обработать только одну зону.

Основное преимущество отклонения шариковыми уплотнителями заключается в низкой стоимости и в незначительной опасности возникновения проблем механического характера.

Стоимость будет невысокой вследствие того, что процесс обычно может быть завершен поΊ средством одной непрерывной операции, обычно выполняемой в течение лишь нескольких часов одного дня. Только шариковые уплотнители остаются в буровой скважине, чтобы либо вытечь совместно с добываемыми углеводородами, либо упасть на дно скважины в зону, известную как крысиная нора (или место для отходов). Основной недостаток заключается в отсутствии уверенности в том, что за один раз будет разорвана только одна группа перфораций, так чтобы в конце каждой стадии обработки нужно было сбросить надлежащее количество шариковых уплотнителей. Фактически, оптимальная выгода процесса зависит от одной стадии разрыва, обеспечиваемой в пласте посредством только одной группы перфораций, при этом все другие открытые перфорации фактически не будут задействованы в течение этой стадии обработки. Другой недостаток заключается в отсутствии уверенности в том, что будут подвергнуты обработке все перфорированные интервалы, а также в отсутствии уверенности в отношении порядка, в котором будут обработаны эти интервалы при продолжении выполнения работ. В некоторых случаях может оказаться невозможным управление обработкой таким образом, чтобы отдельные зоны были обработаны посредством одиночных стадий обработки.

Предложены и другие способы, направленные на решение проблем, связанных с интенсификацией добычи посредством создания разрыва в зонах, совпадающих с перфорациями. Эти предложения включают следующее: 1) наличие песчаной суспензии в буровой скважине, когда происходит перфорирование при избыточном давлении; 2) сброс песка из ковша одновременно с подрывом перфорационных зарядов; 3) заключение песка в отдельный, освобождаемый подрывом контейнер. Все эти предложения обеспечивают лишь минимальное проникновение разрывов вокруг буровой скважины и не применимы, когда должны быть выполнены описанные здесь многоступенчатые гидравлические разрывы.

Соответственно, имеется необходимость в создании способа индивидуальной обработки каждого из большого количества интервалов внутри буровой скважины с сохранением экономических выгод многоступенчатой обработки. Также имеется необходимость в создании способа обработки для выполнения разрывов, который может экономично уменьшить опасность, свойственную применяемым в настоящее время вариантам обработки для выполнения разрывов в пластах, несущих углеводороды, с большим количеством резервуаров или с резервуарами, расположенными слоями, или в случае пластов, толщина которых превышает примерно 60 м (200 футов).

Краткое изложение существа изобретения

В настоящем изобретении создан способ обработки многочисленных перфорированных интервалов, согласно которому только один такой интервал подвергают обработке в течение каждой стадии обработки с одновременным определением порядка последовательности, согласно которой интервалы подвергают обработке. Способ, составляющий изобретение, обеспечивает более эффективную химическую интенсификацию добычи и/или интенсификацию посредством выполнения разрывов применительно ко многим резервуарам, что приводит к более высокой продуктивности скважины и к большей добыче углеводородов (или к более сильной подаче), чем это могло бы быть достигнуто в ином случае.

Один из вариантов осуществления изобретения предполагает перфорирование, по меньшей мере, одного интервала одного или нескольких подземных пластов, через которые проходит рассматриваемая буровая скважина, нагнетание желаемой обрабатывающей текучей среды без удаления из буровой скважины перфорационного устройства, использование в буровой скважине определенного предмета или вещества для блокировки с возможностью разблокировки, дальнейшего течения текучей среды в перфорации, служащие для обработки, и последующее повторение процесса для, по меньшей мере, еще одного интервала подземного пласта.

Еще один вариант осуществления изобретения предполагает перфорирование, по меньшей мере, одного интервала одного или нескольких подземных пластов, через которые проходит рассматриваемая буровая скважина, нагнетание желаемой обрабатывающей текучей среды без удаления из скважины перфорационного устройства, приведение в действие в буровой скважине механического отклоняющего устройства для блокировки с возможностью разблокировки, дальнейшего течения текучей среды в обработанные перфорации и последующее повторение процесса для, по меньшей мере, еще одного интервала подземного пласта.

Краткое описание фигур

Настоящее изобретение и его преимущества можно будет лучше понять при рассмотрении приведенного далее подробного описания и прилагаемых фигур, на которых:

фиг. 1 схематически представляет буровую скважину с шариковыми уплотнителями, используемыми для изоляции подвергнутой разрыву подзоны в перфорированной буровой скважине;

фиг. 2 представляет типичную конфигурацию буровой скважины с периферийным оборудованием, которое может быть использовано для удерживания перфорационного устройства при подводе перфорационного устройства к месту действия посредством троса;

фиг. 3 представляет перфорационное устройство с избирательным подрывом, подвешенное на тросе в перфорируемой буровой скважи9 не и располагаемое по глубине в том месте, которое должно быть перфорировано посредством первой группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов;

фиг. 4 представляет перфорационное устройство и буровую скважину согласно фиг. 3 после подрыва первой группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов, приводящий к созданию отверстий, проходящих через обсадную трубу и цементную оболочку в пласт, так что обеспечивается гидравлическое сообщение между буровой скважиной и пластом;

фиг. 5 представляет буровую скважину согласно фиг. 4 после перемещения перфорационного устройства вверх из первой перфорированной зоны и гидравлического разрыва первой намеченной зоны посредством нагнетания суспензии, состоящей из расклинивающего материала и текучей среды, в пласт через первую группу перфорационных отверстий;

фиг. 6 представляет перфорационное устройство и буровую скважину согласно фиг. 5 после введения шариковых уплотнителей в скважину и их размещение на первой группе перфорационных отверстий и уплотнения их;

фиг. 7 представляет буровую скважину согласно фиг. 6 после уплотнения шариковыми уплотнителями первой группы перфорационных отверстий и расположение перфорационного устройства по глубине в месте нахождения второго интервала, перфорируемого посредством второй группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов, находящихся на перфорационном устройстве;

фиг. 8 представляет буровую скважину согласно фиг. 7 после перемещения перфорационного устройства вверх от второй перфорированной зоны гидравлического разрыва второй намеченной зоны посредством нагнетания суспензии, состоящей из расклинивающего материала и текучей среды, в пласт через вторую группу перфорационных отверстий;

фиг. 9 представляет перфорационное устройство с избирательным подрывом, подвешенное посредством троса в перфорируемой буровой скважине, содержащей механическое зональное изоляционное устройство (створчатый клапан), при этом перфорационное устройство расположено по глубине в месте, которое должно быть перфорировано посредством первой группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов, перфорационное устройство также содержит управляющее устройство для обеспечения средства приведения в действие механического зонального изоляционного устройства;

фиг. 10 представляет перфорационное устройство и буровую скважину согласно фиг. 9 после подрыва первой группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов с образованием отверстий, проходящих через обсадную трубу, цементную оболочку и далее в пласт, так что между буровой скважиной и пластом устанавливается гидравлическое сообщение;

фиг. 11 представляет буровую скважину согласно фиг. 10 после перемещения перфорационного устройства выше первой перфорированной зоны, и гидравлического разрыва первой намеченной зоны посредством нагнетания в пласт суспензии, состоящей из расклинивающего материала и текучей среды, через первую группу перфорационных отверстий;

фиг. 12 представляет перфорационное устройство и буровую скважину согласно фиг. 11 после приведения в действие перфорационным устройством механического изоляционного устройства и изолирование механическим изоляционным устройством первой группы перфорационных отверстий от буровой скважины над изоляционным устройством;

фиг. 13 представляет буровую скважину согласно фиг. 12, в которой перфорационное устройство расположено по глубине в месте нахождения второго интервала, перфорированного второй группой избирательно подрываемых перфорационных зарядов на перфорационном устройстве;

фиг. 14 представляет буровую скважину согласно фиг. 13 после перемещения перфорационного устройства далее вверх по скважине из второй перфорированной зоны, и гидравлического разрыва второй намеченной зоны посредством нагнетания в пласт суспензии, состоящей из расклинивающего материала и текучей среды, через вторую группу перфорационных отверстий;

фиг. 15 представляет инструмент для смещения скользящей втулки, подвешенный посредством состыкованных труб в буровой скважине, содержащей устройства со скользящей втулкой в качестве механических зональных изоляционных устройств, устройство со скользящей втулкой содержит отверстия, которые предварительно просверлены в поверхности перед установкой скользящих втулок в буровую скважину, инструмент для смещения скользящей втулки используют для открытия и закрытия скользящих втулок, когда это желательно, чтобы обеспечить гидравлическое сообщение через желаемые зоны и интенсифицировать добычу, но без удаления из буровой скважины инструмента для смещения скользящей втулки;

фиг. 16 представляет использование системы позиционирования, развернутой совместно с перфорационным устройством для управления размещением и позиционированием перфорационного устройства в буровой скважине;

фиг. 17 представляет использование абразивной или эрозионной технологии резания посредством струи текучей среды, в соответствии с которой действует перфорационное устройство, состоящее из струйного инструмента, располагаемого на намотанном трубопроводе, при этом струю текучей среды, обладающую высоким давлением и высокой скоростью, и оказывающую абразивное или эрозионное воздействие, используют для проникновения сквозь технологическую обсадную трубу и цементную оболочку, чтобы установить гидравлическое сообщение с желаемым интервалом пласта.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение будет описано применительно к предпочтительным вариантам его осуществления. Однако приведенное далее описание в той степени, в которой оно относится к конкретному варианту осуществления изобретения или к его конкретному использованию, носит только иллюстративный характер и не предназначено для ограничения объема изобретения. Напротив, предполагается, что оно охватывает все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах существа и объема изобретения, которые определены прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Гидравлическое создание разрывов посредством использования обрабатывающей текучей среды, представляющей собой суспензию, состоящую из расклинивающих материалов и несущей текучей среды, будет применено во многих описанных здесь примерах вследствие относительно большей комплексности таких операций по сравнению с применением только одной текучей среды для выполнения разрыва или с применением химической интенсификации добычи. Однако настоящее изобретение в равной степени может быть применено к операциям химической интенсификации добычи, в случае которых могут быть использованы одна или более обрабатывающие текучие среды в виде кислоты или органического растворителя.

Точнее, изобретение включает в себя способ индивидуальной обработки каждого из многочисленных интервалов буровой скважины для повышения продуктивности или подающей способности. В настоящем изобретении создан новый способ, обеспечивающий возможность обработки одной зоны посредством одной стадии обработки. В изобретении предполагается отдельное и последовательное перфорирование желаемого множества зон посредством перфорационного устройства, находящегося в буровой скважине, с выполнением при этом большого количества стадий обработки для интенсификации добычи и использованием шариковых уплотнителей или других отклоняющих материалов и/или приведением в действие механических отклоняющих устройств для обеспечения точно управляемого отклонения на стадиях обработки. Применительно к данному описанию следует иметь в виду, что термин буровая скважина предполагает включение в него всего изолированного оборудования, находящегося выше уровня грунта, такого как головная часть скважины, детали намоточного барабана, превентеры выброса и лубрикатор, а также все подземные компоненты скважины.

На фиг. 2 представлен пример того типа оборудования, находящегося на поверхности, которое может быть использовано в первом предпочтительном варианте и которое может представлять собой установку, в которой использована весьма длинная смазочная система 2, подвешенная высоко в воздухе посредством стрелы 6, прикрепленной к основанию 8 крана. Буровая скважина обычно содержит отрезок трубы 78, находящийся у поверхности и частично или полностью заключенный в цементную оболочку 80, а также технологическую обсадную трубу 82, частично или полностью заключенную в цементную оболочку 84, при этом внутреннюю стенку скважины образует технологическая обсадная труба 82. Предпочтительно, чтобы буровая скважина проходила по глубине на некоторое расстояние от самого нижнего интервала, который должен быть обработан для интенсификации добычи, чтобы в ней по длине могло быть размещено перфорационное устройство, которое должно быть прикреплено к концу троса 107. Используя способы работы и процессы, хорошо известные квалифицированным специалистам в области монтажа и размещения в буровой скважине под давлением инструментов, удерживаемых тросом, трос 107 вводят в буровую скважину, используя смазочную систему 2. В смазочной системе 2 также устанавливают находящиеся на тросе превентеры 10 выброса, которые могут быть дистанционно приведены в действие в случае нарушений выполнения операции. Основание 8 крана, стрела 6 крана, смазочная система 2 и превентеры 10 выброса (и взаимосвязанные с ними вспомогательные компоненты, служащие для управления и/или для приведения в действие) представляют собой компоненты стандартного оборудования, хорошо известные квалифицированным специалистам в этой отрасли, которые будут обеспечивать возможность выполнения способов и процессов для безопасного монтажа в скважине под давлением перфорационного устройства, закрепляемого на тросе, и для последующего удаления этого устройства из скважины под давлением.

В случае существующего оборудования, которое может быть легко приобретено, высота от уровня земли до верхней части смазочной системы 2 приблизительно может составлять сто футов (30,5 м). Стрела 6 крана и его основание 8 должны удерживать нагрузку, создаваемую смазочной системой 2, и какие-либо ожидаемые нагрузки, которые требуются для завершающих операций.

В общем, длина смазочной системы 2 должна быть больше длины перфорационной системы для возможности безопасного использования перфорационного устройства в находящейся под давлением буровой скважине. В за13 висимости от требований, касающихся общей длины, также могут быть использованы другие подвесные системы смазочной системы (пригодные для подготовки скважины к эксплуатации/для рабочего оборудования). Как вариант, с целью снижения требований, касающихся общей высоты относительно поверхности, может быть использована смазочная система для буровой скважины, подобная системе, описанной в патенте США № 6056055 от 2 мая 2000 г., как часть конструкции скважины, предназначенная для завершения подготовки скважины к эксплуатации.

На фиг. 2 также показано, что в головной части скважины имеется несколько различных золотниковых деталей, которые могут быть использованы для управления потоком и для изоляции, препятствующей прохождению текучей среды, при монтажных операциях, интенсификации добычи и демонтажных операциях. Корончатый клапан 16 обеспечивает устройство для изоляции части буровой скважины над этим клапаном 16 от той ее части, которая находится ниже корончатого клапана 16. Верхний основной клапан 18 разрыва и нижний основной клапан 20 разрыва обеспечивают клапанную систему для изоляции давлений в буровой скважине выше и ниже соответствующих мест их нахождения. В зависимости от определенной технологии, применяемой в месте ведения работ, а также от вида работ по интенсификации добычи, возможно, что фактически потребуются или будут использованы не все из упомянутых изоляционных клапанов.

Нагнетательные клапаны 22 с боковым выходом, показанные на фиг. 2, обеспечивают место для нагнетания в буровую скважину текучих сред, служащих для обработки с целью интенсификации добычи. Трубопровод от находящихся на поверхности насосов и резервуаров для нагнетания текучей среды с целью интенсификации добычи крепят с помощью соответствующих крепежных средств и/или соединений к напорным клапанам 22 с боковым выходом. Затем по этому пути прохождения потока в технологическую обсадную трубу 82 нагнетают текучие среды для обработки с целью интенсификации добычи. При установке другого соответствующего оборудования для управления потоком также может быть обеспечена подача текучей среды из буровой скважины, используя напорные клапаны 22 с боковым выходом. Изоляционный инструмент 14, крепящийся на тросе, обеспечивает средство для защиты троса от непосредственного столкновения с несущими расклинивающий материал текучими средами, нагнетаемыми в напорные клапаны 22 с боковым выходом.

Согласно одному из вариантов осуществления способа, составляющего изобретение, при котором используют шариковые уплотнители в качестве отклоняющего агента для рассматриваемого примера гидравлического разрыва, предполагается компоновать перфорационное устройство таким образом, чтобы оно содержало множество групп, зарядов, так чтобы каждая группа могла быть подорвана по отдельности посредством какого-либо пускового механизма. Как показано на фиг. 3, перфорационное устройство 101 с избирательным подрывом размещают посредством троса 107. Перфорационное устройство 101 с избирательным подрывом, показанное в иллюстративных целях на фиг. 3, состоит из имеющего гнездо для троса переходника 110, отсоединяемого путем среза и содержащего ловильную шейку, локатора 112 муфты обсадной трубы, верхнего магнитного децентрализатора 114, нижнего магнитного децентрализатора 160 и четырех носителей 152, 142, 132, 122 избирательно подрываемых перфорационных зарядов. Носитель 152 избирательно подрываемых перфорационных зарядов содержит десять перфорационных зарядов 154, независимо подрываемых посредством использования головки 150 для избирательного подрыва, носитель 142 избирательно подрываемых перфорационных зарядов содержит десять перфорационных зарядов 144, независимо подрываемых посредством использования головки 140 для избирательного подрыва, носитель 132 избирательно подрываемых перфорационных зарядов содержит десять перфорационных зарядов 134, независимо подрываемых посредством использования головки 130 для избирательного подрыва, носитель 122 избирательно подрываемых перфорационных зарядов содержит десять перфорационных зарядов 124, независимо подрываемых посредством использования головки 120 для избирательного подрыва. Этот тип перфорационного устройства с избирательным подрывом, а также взаимосвязанное с ним оборудование, находящееся на поверхности, и последовательность операций хорошо известны квалифицированным специалистам в области перфорируемых буровых скважин.

Как показано на фиг. 3, перфорационное устройство 101 должно быть размещено в буровой скважине таким образом, чтобы перфорационные заряды 154 находились в месте расположения первой зоны, которая должна быть подвергнута обработке. Установка перфорационного устройства 101 в надлежащее положение должна легко выполняться и ее осуществляют посредством использования локатора 112 муфты обсадной трубы. Затем, как показано на фигуре 4, будут подорваны десять перфорационных зарядов 154, чтобы создать десять перфорационных отверстий 210, которые проходят сквозь технологическую обсадную трубу 82 и цементную оболочку 84, чтобы обеспечить путь прохождения потока для обработки первой зоны. После этого может быть выполнена соответствующая повторная установка перфорационного устройства 101 в надлежащее положение внутри буровой скважины, так чтобы оно не препятствовало нагнетанию при выполнении обработки и/или траекториям движения шариковых уплотнителей, и предпочтительно было бы расположено таким образом, чтобы перфорационные заряды 144 находились в следующей зоне, которая должна быть перфорирована.

Как показано на фиг. 5, после перфорирования первой зоны посредством нагнетания должна быть выполнена первая стадия обработки и должно быть осуществлено принудительное силовое воздействие для входа в первую зону через первую группу перфорационных отверстий 210, в результате чего будет создан гидравлический разрыв 212 с расклиниванием. Ближе к концу первой стадии обработки должно быть введено определенное количество шариковых уплотнителей или других отклоняющих агентов, достаточное для того, чтобы изолировать первую группу перфораций.

Предпочтительно, чтобы после введения отклоняющего материала нагнетание было бы продолжено с постоянной скоростью на второй стадии обработки без прерывания процесса между выполнением стадий. Если предположить, что будут использованы шариковые уплотнители, то нагнетание должно быть продолжено, когда первая группа шариковых уплотнителей достигнет и начнет уплотнять первую группу перфораций, как показано на фиг. 6. На фиг. 6 показано, что шариковые уплотнители 216 начали садиться на перфорационные отверстия 210 и уплотнять их, в то время как шариковые уплотнители 214 продолжают движение вниз совместно с текучей средой к перфорационным отверстиям 210.

Как показано на фиг. 7, когда первая группа перфорационных отверстий 210 уплотнена шариковыми уплотнителями 218, перфорационное устройство 101, если оно еще не установлено надлежащим образом, должно быть переустановлено так, чтобы десять перфорационных зарядов 144 были расположены напротив второй зоны, которая должна быть подвергнута обработке. После этого десять перфорационных зарядов 144 должны быть подорваны так, как показано на фиг. 7, для создания второй группы перфорационных отверстий 220, чтобы они проходили сквозь буровую скважину для создания пути прохождения потока во второй зоне, которая должна быть подвергнута обработке.

Очевидно, что любая рассматриваемая группа перфораций может, если желательно, представлять собой группу из одной перфорации, хотя обычно большое количество перфораций приводит к лучшим результатам обработки. В общем, желаемое количество, размер и ориентация перфорационных отверстий, используемых для прохождения сквозь обсадную трубу в каждой зоне, отчасти должны быть выбраны, исходя из требований, предъявляемых к проведению работ по интенсификации добычи, к ис пользуемым отклоняющим агентам и к свойствам пласта. Также следует иметь в виду, что может быть подорвано более одной секции перфораторного узла, если это желательно для получения намеченного количества перфораций, причем как в том случае, когда следует исправить ситуацию при фактически произошедшей или ощущавшейся осечке, либо чтобы просто увеличить количество перфораций. Также будет очевидно, что интервал необязательно будет ограничен одним пластом с нефтеносным песком. Множество интервалов с нефтеносным песком может быть обработано за одну стадию, используя, например, определенный элемент способа отклонения ограничением входа в пределах рассматриваемой стадии обработки. Хотя предпочтительно обеспечивать задержку подрыва каждой группы перфорационных зарядов до тех пор, пока некоторые или все из отклоняющих агентов не минуют перфорационное устройство или не пройдут по ходу потока, понятно, что любая группа перфорационных зарядов может быть подорвана в любое время в течение обработки с целью интенсификации добычи.

Также будет очевидно, что пусковой механизм, используемый для избирательного подрыва зарядов, может быть приведен в действие как человеком, так и автоматическими способами. Например, в случае воздействия человека может быть использован переключатель, приводимый в действие вручную для замыкания цепи подрыва и обеспечения подрыва зарядов, в то время как в случае автоматических средств может быть использована система с компьютерным управлением, которая обеспечивает автоматический подрыв зарядов, когда происходит определенное событие, например, резкое изменение давления в буровой скважине или обнаружение того, что шариковые уплотнители или расклинивающий материал на последней подстадии миновали перфоратор. Пусковой механизм и оборудование, необходимое для автоматического подрыва зарядов, физически могут быть расположены на поверхности, внутри буровой скважины или размещены на перфорационном устройстве в качестве его компонентов.

На фиг. 8 представлено перфорационное устройство 101, когда оно предпочтительно должно быть расположено таким образом, чтобы десять перфорационных зарядов 134 находились вблизи от третьей зоны, которая должна быть подвергнута обработке, посредством чего будет сведено к минимуму количество перемещений и теоретически уменьшается вероятность осложнений, связанных с перемещением. Такая установка в надлежащее положение также уменьшает вероятность изменений требуемой скорости нагнетания для управления давлением, когда происходит перемещение перфоратора, за счет чего дополнительно снижается опасность возникновения осложнений. Нагнетание на вто рой стадии должно быть продолжено таким образом, чтобы на второй стадии обработки было обеспечено принудительное воздействие для входа во вторую зону через вторую группу перфорационных отверстий 220, в результате чего будет создан гидравлический разрыв 222 с расклинивающим материалом. Ближе к концу второй стадии обработки сюда должно быть введено определенное количество шариковых уплотнителей, достаточное для уплотнения второй группы перфорационных отверстий 220. После введения шариковых уплотнителей и нагнетания в скважину на второй стадии обработки нагнетание продолжают на третьей стадии обработки. Нагнетание будет продолжено до тех пор, пока не произойдет посадка на вторую группу перфорационных отверстий вторых шариковых уплотнителей. Далее описанный выше процесс будет повторен для желаемого количества интервалов, которые должны быть обработаны. В случае конкретного перфорационного устройства 101, обсуждавшегося в целях его описания применительно к фигурам с 3 по 8, в этом конкретном примере может быть суммарно обработано до четырех интервалов пласта, поскольку перфорационное устройство 101 содержит четыре носителя 152, 142, 132, 122 избирательно подрываемых перфорационных зарядов, причем в течение обработки можно индивидуально управлять каждой группой перфорационных зарядов 154, 144, 134, 124, и избирательно подрывать ее. В общем, способ может быть применен для обработки двух или более интервалов при одном введении в буровую скважину перфорационного устройства 101.

Обычно для проведения обработки интервалы могут быть сгруппированы на основе свойств пласта, соображений, касающихся выполнения обработки или ограничений, касающихся оборудования. После каждой группы интервалов (предпочтительно двух или более) в конце рабочего дня (часто определяемого световыми условиями) или если приходится сталкиваться с затруднениями в отношении уплотнения одной или более зон, предпочтительно должна быть использована перемычка или иное механическое устройство для изоляции группы интервалов, которые уже обработаны, от следующей группы, которая должна быть подвергнута обработке. Одна или более перемычки или перегородки с избирательным подрывом, отделяющие разрывы, также могут быть применены посредством стреляющего перфорационного узла, при этом их устанавливают так, как это желательно, в ходе выполнения операции по интенсификации добычи, используя инструмент для избирательного подрыва, чтобы обеспечить гарантированную механическую изоляцию между перфорированными интервалами и исключить необходимость прохождения отдельного троса для установки механических изоляционных устройств или отклоняющих агентов между группами разрывов, получаемых на стадиях обработки.

Хотя в перфорационном устройстве, описанном в этом варианте осуществления конструкции, используют дистанционно подрываемые заряды для пробивания обсадной трубы и цементной оболочки, альтернативные перфорационные устройства, выполняющие перфорирование посредством водяной и/или абразивной струи, химического растворения или лазерного излучения, но не ограничиваемые этим, могут быть использованы в объеме настоящего изобретения с целью создания пути прохождения потока между буровой скважиной и окружающим ее пластом. В целях этого изобретения термин перфорационное устройство будет иметь широкое толкование как включающий в себя все из вышеуказанных устройств, а также любое приводное устройство, подвешенное в буровой скважине и предназначенное для приведения в действие зарядов, или иные устройства, которые могут быть перемещены с помощью обсадной трубы или иного средства, внешнего по отношению к приводному устройству, чтобы обеспечить гидравлическое сообщение между буровой скважиной и пластом.

Перфорационное устройство может представлять собой стреляющий перфорационный узел, состоящий из перфорационных систем, которые можно приобрести в торговой сети. Такие перфораторные системы могут включать в себя систему избирательного подрыва, при этом один перфоратор будет состоять из большого количества групп перфорационных зарядов. Каждой отдельной группой, состоящей из одного или нескольких перфорационных зарядов, можно дистанционно управлять и подрывать ее с поверхности, используя электрические сигналы, радиосигналы, сигналы давления, оптико-волоконные или другие управляющие сигналы. Каждая группа перфорационных зарядов может быть предназначена (при определенном количестве зарядов, определенном количестве подрывов на фут, определенном размере отверстий и определенных характеристиках проницаемости) для оптимального перфорирования отдельной зоны, которая должна быть обработана на отдельной стадии. Размер трубок перфоратора приблизительно находится в диапазоне от 1,687 дюйма до 2,625 дюйма (от 42,86 мм до 66,67 мм) по наружному диаметру полых стальных носителей зарядов, при этом такие трубки имеются в торговой сети и могут быть легко изготовлены для применения достаточно мощных перфорационных зарядов, чтобы соответствующим образом пробивать обсадную трубу диаметром 4,5 дюйма (114,3 мм) или более. В случае применения этого способа, составляющего изобретение, обычно предпочтительны перфораторы небольшого диаметра, поскольку получающиеся перфорации могут обеспечивать достаточное гидравлическое сообщение с пла19 стом, чтобы соответствующим образом интенсифицировать добычу из пласта с резервуаром. Обычно способ, составляющий изобретение, легко может быть применен в случае технологических обсадных труб диаметром порядка 4,5 дюйма (114,3 мм) или более, причем совместно с имеющимися в торговой сети стреляющими перфорационными системами и шариковыми уплотнителями. При использовании других отклоняющих агентов или меньших шариковых уплотнителей этот способ может быть применен при меньших обсадных трубах.

Каждый отдельный перфоратор может иметь длину примерно от 2 до 8 футов (0,6-2,43 м) и содержать примерно от 8 до 20 перфорационных зарядов, расположенных вдоль трубки перфоратора, при этом плотность зарядов составляет от 1 до 6 на фут, а предпочтительно от 2 до 4 зарядов на фут. В предпочтительном варианте от 15 до 20 отдельных перфораторов будет установлено друг на друга таким образом, что полная длина собранной перфораторной системы предпочтительно может составлять приблизительно менее 80-100 футов (24,3830,48 м). Перфоратор по всей его длине может быть расположен в скважине, используя находящийся на поверхности кран, легко приводимый в состояние эксплуатационной готовности, а также смазочные системы. Могут быть использованы и более длинные перфораторы, но в этом случае обычно потребуется дополнительное или специальное оборудование.

Перфорационное устройство может быть перемещено вниз по скважине с помощью различных средств и может включать в себя электрический провод, проволочный трос, гладкий трос, обычные трубы, намотанные трубы, а также системы перемещения посредством обсадных труб. Перфорационное устройство может оставаться в скважине после перфорирования первой зоны, после чего оно может быть расположено в последующей зоне до, в течение и после обработки первой зоны. Перфорационное устройство предпочтительно должно быть на некоторое время перемещено выше уровня открытых перфораций или в смазочное устройство перед выпуском шариковых уплотнителей в скважину, но также может находиться в любом другом положении внутри скважины, если имеется достаточный зазор для прохождения шариковых уплотнителей или другого отклоняющего материала, или для прохождения перфоратора мимо севших на свои места шариковых уплотнителей, если это необходимо. Как вариант, особенно в том случае, когда обработку выполняют от самой верхней к самой нижней группе перфораций, отработавшее перфорационное устройство может быть отделено от перемещающего механизма и сброшено в скважину.

Как вариант, в зависимости от выполнения обработки и количества зон перфорационное устройство может быть вытянуто из буровой скважины в течение определенной стадии обработки для замены, после чего такое устройство может быть введено назад в скважину. Продолжительность завершающей операции и, следовательно, стоимость ее выполнения могут быть сведены к минимуму при использовании мелких соседних скважин, которые бурят на месте, достигаемом краном, удерживающим смазочную систему. Мелкие соседние скважины должны содержать канаты, находящиеся на поверхности, чтобы запасные перфорационные узлы можно было удерживать и сохранять в безопасности в надлежащем месте ниже уровня грунта, и быстро поднимать для сведения к минимуму времени, требуемого для замены перфоратора. Перфорационному устройству могут быть приданы такие размеры и оно может быть спроектировано так, чтобы создавать большое количество групп перфораций. Частью перфорационного устройства, которая должна быть установлена до или после перфорирования, но предпочтительно до перфорирования, может быть перемычка или другое механическое отклоняющее устройство с избирательным подрывом или иным способом приведения в действие.

Когда в качестве отклоняющего агента используют шариковые уплотнители, и стреляющую перфорационную систему с избирательным подрывом в качестве перфорационного устройства, стреляющая перфорационная система с избирательным подрывом предпочтительно должна содержать устройство принудительного расположения (например, централизующее или децентрализующее устройство) перфоратора относительно технологической обсадной трубы для пробивания перфораций, которые имеют относительно круглую форму предпочтительно с относительно гладкой кромкой, чтобы в большей степени содействовать уплотнению перфораций шариковыми уплотнителями. Одно из таких перфорационных устройств, которое может быть использовано при осуществлении способа, составляющего изобретение, раскрыто в одновременно находящейся на рассмотрении предварительной заявке на патент в США, поданной на рассмотрение 19 июня 2001 года и озаглавленной Стреляющий перфорационный узел для использования при многоступенчатых операциях с целью интенсификации добычи (РМ # 2000.04, КС. То1тап и др.). В некоторых случаях для позиционирования желательно использование механических или магнитных устройств, при этом перфорационные заряды будут ориентированы под углом, примерно составляющим 0 и 180° по отношению к месту нахождения по окружности устройства для позиционирования (как показано на фиг. 3), чтобы получить относительно круглые перфорационные отверстия.

Стреляющая перфорационная система с избирательным подрывом или другое перфорационное устройство предпочтительно содержит устройство для контроля глубины, например локатор муфты обсадной трубы, используемый для того, чтобы разместить стреляющие перфораторы в соответствующем месте по глубине буровой скважины. Например, если перфорационное устройство подвешено в буровой скважине посредством троса, на перфорационном устройстве может быть использован обычный локатор муфты обсадной трубы, находящийся на тросе; как вариант, если перфорационное устройство подвешено в буровой скважине посредством использования системы труб, на перфорационном устройстве может быть использован обычный механический локатор муфты обсадной трубы. Наряду с локатором муфты обсадной трубы перфорационному устройству также может быть придана такая конфигурация, чтобы оно содержало другие средства измерений резервуара, текучей среды, а также свойств буровой скважины, которые, как полагают, желательны для рассматриваемого случая применения. Например, могут быть использованы датчики температуры и давления для измерения температуры текучей среды в буровой скважине и давления по ходу выполнения обработки; может быть использовано ядерное устройство для плотностного каротажа текучей среды с целью измерений эффективной плотности текучей среды в буровой скважине (что было бы особенно полезно для получения сведений о распределении расклинивающего материала в буровой скважине и о месте его нахождения в ходе обработки с целью создания гидравлического разрыва с расклиниванием); для определения места нахождения зон, несущих углеводороды, либо для идентификации или определения места нахождения радиоактивного материала внутри буровой скважины или пласта может быть использована радиоактивная детекторная система (например, измерительная система с использованием нейтронов или гамма-лучей). Перфорационному устройству также может быть придана такая конфигурация, чтобы оно содержало устройства или компоненты для приведения в действие механических отклоняющих агентов, используемых как часть технологической обсадной трубы.

Если предположить, что будет использован стреляющий перфорационный узел с избирательным подрывом, то трос предпочтительно должен иметь диаметр 5/16 дюйма (7,39 мм) или должен представлять собой больший трос с армирующей оплеткой. Этот трос обычно может выдерживать прилагаемое рабочее натяжение, приблизительно составляющее 5500 фунтов (2494 кг) или более, и поэтому позволяет создать значительное тянущее усилие, чтобы обеспечить перемещение перфоратора в широком диапазоне условий прохождения потока при обработке с целью интенсификации добычи. Может быть использован трос большего диаметра, чтобы обеспечить увеличенные пределы рабочего натяжения, которые считают необходимыми, исходя из накопленного опыта.

Альтернативным вариантом может быть использование перфорационных зарядов, перемещаемых посредством обсадной трубы, так чтобы перфорационные заряды были встроены в обсадную трубу или были прикреплены к ней таким образом, чтобы обеспечить избирательный подрыв. Например, избирательный подрыв может быть выполнен посредством гидравлического воздействия с поверхности. Установка зарядов в надлежащее положение в обсадной трубе и их приведение в действие с поверхности посредством гидравлического возбуждения могут уменьшить вероятность возникновения проблем, касающихся устранения препятствий для шариковых уплотнителей, повреждения стреляющего перфоратора посредством текучих сред, обеспечивающих разрыв, или перемыкания расклинивающим материалом разрыва буровой скважины вследствие препятствия, создаваемого на пути прохождения потока стреляющего перфоратора.

В качестве примера обработки с целью создания разрыва для интенсификации добычи из песчаной линзы площадью 15 акров (6 га), содержащей углеводородный газ, первая стадия разрыва может состоять из следующих подстадий: а) подачи 5000 галлонов (18926 л) 2% водного раствора КС1; Ь) подачи 2000 галлонов (7570 л) геля с поперечными связями, содержащего расклинивающий материал из расчета 1 фунт на галлон (0,454 кг на 3,785 л); с) подачи 3000 галлонов (11356 л) геля с поперечными связями, содержащего расклинивающий материал из расчета 2 фунта на галлон (0,907 кг на 3,785 л); б) подачи 5000 галлонов (18926 л) геля с поперечными связями, содержащего расклинивающий материал из расчета 3 фунта на галлон (1,36 кг на 3,785 л); подачи 3000 галлонов (11356 л) геля с поперечными связями, содержащего расклинивающий материал из расчета 4 фунта на галлон (1, 814 кг на 3,785 л), так чтобы в первой зоне было размещено 35000 фунтов (15876 кг) расклинивающего материала.

При завершении или незадолго до завершения последней подстадии обработки песчаного пласта на первой стадии разрыва в буровую скважину вводят достаточное количество шариковых уплотнителей для уплотнения определенного количества перфораций, по которым вводят текучую среду, при этом нагнетание продолжают для выполнения второй стадии разрыва (причем каждая стадия разрыва состоит из одной или более подстадий подачи текучей среды). Обычно шариковые уплотнители должны быть введены в хвостовую часть расклинивающего материала в 2% водном растворе КС1, взаимосвязанном с первой подстадией второй стадии обработки, что способствует созданию турбулентного течения и промывке обсадной трубы. Время введения шариков по отношению к концу стадии подачи расклинивающего материала может быть вычислено на основе хорошо известных уравнений, описывающих характеристики транспортирования шариков в ожидаемых условиях течения. Как вариант, время может быть определено посредством производственных испытаний при конкретной системе текучей среды и геометрии потока. Чтобы в большей степени способствовать посадке шариковых уплотнителей по возможности в самом широком диапазоне условий нагнетания, предпочтительно использовать плавучие шариковые уплотнители (то есть такие шариковые уплотнители, плотность которых меньше минимальной плотности текучей системы).

Как указано выше, в конце последней подстадии обработки песчаного пласта может оказаться предпочтительным выполнение процесса промывки обсадной трубы, при котором используют большое количество смесителей расклинивающего материала/текучей среды и передвижную вакуумную установку, чтобы обеспечить резкий переход от текучей среды с поперечными связями, несущей расклинивающий материал, к воде с 2% КСЬ, не несущей расклинивающий материал. В течение этой операции текучая среда, несущая расклинивающий материал, будет находиться в одном смесителе, в то время как вода с 2% КСЬ будет находиться в другом смесителе. Для нагнетания в скважину воды с 2% КСЬ и прекращения нагнетания в скважину текучей среды, несущей расклинивающий материал, используют соответствующие клапаны управления потоком текучей среды. Затем используют передвижную вакуумную установку для выкачивания из первого смесителя текучей среды, несущей расклинивающий материал. Процесс повторяют в конце каждой стадии разрыва. Вода с имеющим пониженную вязкость 2% КСЬ действует таким образом, чтобы обеспечить более выраженный турбулентный поток в буровой скважине и более четкий раздел между последней подстадией подачи текучей среды с поперечными связями, несущей расклинивающий материал, и первой подстадией подачи воды с 2% КСЬ на следующей стадии разрыва. Этот способ содействует сведению к минимуму вероятности простреливания текучей среды, несущей расклинивающий материал, вследствие чего уменьшается опасность закупоривания перфораций расклинивающим материалом, находящимся в текучей среде, а также способствует сведению к минимуму вероятности миграции шариковых уплотнителей, когда шарики перемещаются, вниз по скважине (то есть дальнейшего прохождения шариковых уплотнителей таким образом, что расстояние между первым и последним шариковыми уплотнителями будет увеличиваться, когда шарики перемещаются вниз по буровой скважине).

Как только будет достигнуто повышение давления, связанное с посадкой шариковых уплотнителей на первую группу перфораций и уплотнением этих перфораций, второй стреляющий перфоратор с избирательным подрывом осуществляет выстрел и предпочтительно происходит перемещение перфоратора к следующей зоне. В зависимости от характеристик стреляющего перфоратора может оказаться предпочтительным некоторое перемещение перфоратора для снижения опасности его залипания и возникновения препятствия на пути прохождения потока при попытке обработки с целью интенсификации добычи или при уплотнении перфораций. Чувствительность по давлению/скорости контролируют для того, чтобы определить, начался ли разрыв, или надвигается опасность отсеивания. Если очевидно, что начался разрыв, то перфоратор перемещают к следующей зоне. Если имеет место состояние отсеивания, то выполнение операций на некоторое время приостанавливают, чтобы обеспечить возможность осаждения расклинивающего материала, после чего в той же самой зоне подрывают другую группу зарядов. Далее эти данные могут быть использованы для определения того, требуется ли время ожидания между посадкой шариковых уплотнителей и перфорационной операцией на последующих стадиях разрыва.

Когда переходят от нагнетания на одной стадии к нагнетанию на других стадиях, а также в течение нагнетания на любой стадии обработки, в идеале давление все время должно сохраняться на уровне наибольшего конечного давления разрыва в предыдущей зоне или выше этого уровня, чтобы удерживать шариковые уплотнители посаженными на перфорации предыдущей зоны в течение всех последующих операций. Давлением можно управлять с помощью различных средств, включая выбор соответствующих плотностей обрабатывающих текучих сред (эффективной плотности), соответствующее увеличение или уменьшение скорости, создаваемой насосом, количество пробиваемых перфораций в каждой последующей зоне, либо выбор диаметра последующих перфораций. Кроме того, для сохранения желаемых скорости и давления в течение посадки шариков, и уплотнения ими также могут быть использованы находящиеся на поверхности клапаны управления противодавлением или заслонки, управляемые вручную. Если давление не сохраняется, то некоторые шариковые уплотнители могут покинуть свои посадочные места, после чего работа может быть продолжена на техническом уровне несколько ниже оптимального, хотя скважина все же может быть подготовлена к эксплуатации приемлемым образом с экономической точки зрения.

Как вариант, в качестве отклоняющего агента для временного отклонения потока от обработанных групп перфораций могут быть использованы устройства в виде скользящих втулок, устройства в виде створчатых клапанов и подобные им механические устройства, перемещаемые посредством технологической обсадной трубы. Скользящая втулка, створчатый клапан или подобное механическое устройство могут быть приведены в действие механическим, электрическим, гидравлическим, оптическим, радиоуправляемым или иным управляющим устройством, расположенным на перфорационном устройстве, либо даже посредством дистанционного сигнала с поверхности. В качестве примера использования механического устройства как отклоняющего агента на фиг. 9-14 представлен другой альтернативный вариант осуществления способа, составляющего изобретение, при котором в качестве отклоняющего агента используют механический створчатый клапан.

На фиг. 9 представлено перфорационное устройство 103, подвешенное на тросе 107 в технологической обсадной трубе 82, содержащей механический створчатый клапан 170. Согласно фиг. 9 механический створчатый клапан 170 удерживают в открытом положении посредством стопорного механизма 172, при этом обсадная труба 82 еще не перфорирована. Перфорационное устройство 103 согласно фиг. 9 содержит имеющий гнездо для троса, освобождаемый срезанием, а также содержащий шейку для захвата ловильным инструментом переходник 110, локатор 112 муфты обсадной трубы, четыре носителя 152, 142, 132, 122 избирательно подрываемых перфорационных зарядов и отпирающее устройство 162 клапана, которое может служить для разблокирования стопорного механизма 172 клапана, что приводит к закрытию механического створчатого клапана 170. Носитель 152 перфорационных зарядов с избирательным подрывом содержит десять перфорационных зарядов 154, подрыв которых выполняют независимым образом посредством использования головки 150 для избирательного подрыва, носитель 142 перфорационных зарядов с избирательным подрывом содержит десять перфорационных зарядов 144, подрыв которых осуществляют независимым образом посредством использования головки 140 для избирательного подрыва, носитель 132 перфорационных зарядов с избирательным подрывом содержит десять перфорационных зарядов 134, подрыв которых осуществляют независимым образом посредством использования головки 130 для избирательного подрыва, носитель 122 перфорационных зарядов с избирательным подрывом содержит десять перфорационных зарядов 124, подрыв которых выполняют независимым образом, используя головку 120 для независимого подрыва.

Согласно фиг. 9 перфорационное устройство 103 размещено в буровой скважине таким образом, что перфорационные заряды 154 находятся в том месте первой зоны, которое должно быть подвергнуто перфорированию. На фиг. 10 представлена буровая скважина согласно фиг. 9 после подрыва первой группы избирательно подрываемых перфорационных зарядов 154 и создания перфорационных отверстий 210, которые проходят сквозь технологическую обсадную трубу 82, цементную оболочку 84 и далее в пласт, так что будет обеспечено гидравлическое сообщение между буровой скважиной и пластом. На фиг. 11 представлена буровая скважина согласно фигуре 10 после того как перфорационное устройство 103 перемещено вверх из первой перфорационной зоны, при этом первая намеченная зона показана обработанной для интенсификации добычи с созданием гидравлического разрыва 212 с расклинивающим материалом посредством нагнетания суспензии, состоящей из расклинивающего материала и несущей текучей среды, в пласт через первую группу перфорационных отверстий 210.

Как показано на фиг. 12, используют отпирающее устройство 162 для механического зацепления стопорного механизма 172 клапана и освобождения клапана, чтобы механический створчатый клапан 170 был освобожден и закрыт для принудительной изоляции части буровой скважины, находящейся ниже механического створчатого клапана 170, от той части буровой скважины, которая находится выше механического створчатого клапана 170, посредством чего будет обеспечена эффективная гидравлическая изоляция первой группы перфорационных отверстий 210 от скважины над механическим створчатым клапаном 170.

На фиг. 13 представлена буровая скважина согласно фиг. 12 с перфорационным устройством 103, теперь размещенным таким образом, что вторая группа перфорационных зарядов 142 будет расположена на глубине, соответствующей второму интервалу, при этом их используют для создания второй группы перфорационных отверстий 220. На фиг. 14 представлена вторая намеченная зона, обработанная для интенсификации добычи с получением гидравлического разрыва 222, заполненного расклинивающим материалом, посредством нагнетания суспензии, состоящей из расклинивающего материала и текучей среды, в пласт через вторую группу перфорационных отверстий 220.

Альтернативный вариант осуществления изобретения, в котором используют предварительно перфорированные скользящие втулки в качестве механических изоляционных устройств, представлен на фиг. 15. В иллюстративных целях на фиг. 15 показано применение двух предварительно перфорированных устройств со скользящей втулкой. Устройства 300 и 312 со скользящей втулкой установлены совместно с технологической обсадной трубой 82 перед операцией по интенсификации добычи. Каждое из устройств 300 и 312 со скользящей втулкой содержит внутреннюю скользящую втулку 304, заключенную в наружном корпусе 302. Внут27 ренняя скользящая втулка 304 может быть перемещена, чтобы открыть перфорационные отверстия 306 по отношению к внутренней части буровой скважины, так чтобы обеспечить гидравлическое сообщение между буровой скважиной, цементной оболочкой 84 и пластом 108. Перфорационные отверстия 306 выполняют в скользящих втулках до применения этих втулок в буровой скважине. На фиг. 15 также показан инструмент 310 для смещения скользящей втулки, который располагают на составных трубах 308. Следует заметить, что, как вариант, инструмент для смещения скользящей втулки также может быть размещен на намотанных трубах или на тросе. Инструмент 310 для смещения скользящей втулки конструируют и изготавливают таким образом, что он может входить в зацепление с внутренней скользящей втулкой 304 и отсоединяться от нее. Когда смещающий инструмент 310 входит в зацепление с внутренней скользящей втулкой 304, незначительное перемещение вверх подсоединенных труб 308 обеспечит перемещение внутренней скользящей втулки 304 вверх и открытие перфорационных отверстий 306 по отношению к скважине.

Способ, составляющий изобретение, в случае этого варианта со скользящей втулкой, показанного на фиг. 15, будет включать в себя: а) применение инструмента 310 для смещения скользящей втулки, чтобы сместить внутреннюю скользящую втулку 304, находящуюся в устройстве 312, для открытия перфорационных отверстий 306 по отношению к буровой скважине таким образом, что будет установлено гидравлическое сообщение между буровой скважиной, цементной оболочкой 84 и пластом 108; Ь) выполнение обработки для интенсификации добычи путем нагнетания в перфорационные отверстия 306, находящиеся в устройстве 312 со скользящей втулкой, чтобы разорвать интервал пласта и окружающую цементную оболочку; с) применение инструмента 310 для смещения скользящей втулки, чтобы сместить скользящую втулку 304, находящуюся внутри устройства 312, для закрытия перфорационных отверстий 306 по отношению к внутренней части буровой скважины, так чтобы было прекращено гидравлическое сообщение между буровой скважиной, цементной оболочкой 84 и пластом 108; б) повторение стадий с а) по с) для желаемого количества интервалов. После того как проведена обработка желаемого количества интервалов с целью интенсификации добычи, скользящие втулки могут, например, вновь быть открыты посредством использования инструмента для смещения скользящей втулки, располагаемого на трубах, для приведения многочисленных интервалов в состояние добычи продукта.

Как вариант, скользящая втулка может иметь перфорационное окно, которое может быть открыто и закрыто посредством использования инструмента для смещения скользящей втулки, находящегося на перфорационном устройстве. В этом варианте скользящая втулка не должна содержать предварительно пробитых отверстий, а окно каждой отдельной скользящей втулки будет последовательно пробито перфорационным устройством в течение выполнения обработки для интенсификации добычи. В этом варианте способ, составляющий изобретение, будет включать в себя: а) расположение перфорационного устройства таким образом, что первая группа избирательно подрываемых перфорационных зарядов будет размещена в том месте, которое соответствует перфорационному окну первой скользящей втулки; Ь) пробивание перфорационного окна первой скользящей втулки; с) выполнение обработки для интенсификации добычи путем нагнетания в первую группу перфораций, находящихся внутри перфорационного окна первой скользящей втулки, для выполнения обработки с целью интенсификации добычи; б) использование инструмента для смещения скользящей втулки, находящегося на перфорационном устройстве, для перемещения внутренней скользящей втулки и перекрытия первой группы перфораций, находящихся внутри перфорационного окна скользящей втулки; е) повторение стадий а)-б) для желаемого количества интервалов. После того как проведена обработка желаемого количества интервалов с целью интенсификации добычи, скользящие втулки могут, например, быть смещены посредством использования инструмента, предназначенного для их смещения и находящегося на системе труб, для приведения большого количества интервалов в состояние добычи продукции.

На фиг. 16 представлен альтернативный вариант осуществления изобретения, в котором система позиционирования, состоящая из верхнего приводного узла 131 и нижнего приводного узла 133, применена к перфорационному устройству и будет использована для приведения в рабочее состояние и расположения в буровой скважине узла, который находится в донной части. В этом варианте обрабатывающую текучую среду нагнетают вниз в кольцевой зазор между тросом 107 и технологической обсадной трубой 82, и принудительно подают в намеченные для этого перфорации. На фиг. 16 показано, что шариковые уплотнители 218 уплотнили перфорации 220, так что путем создания гидравлического разрыва 212 выполняют обработку следующего интервала с целью интенсификации добычи. Затем операции продолжают и повторяют соответствующим образом применительно к желаемому количеству зон и интервалов пластов.

Система позиционирования может быть самодвижущейся с управлением посредством встроенной компьютерной системы и может нести на себе встроенные сигнальные системы, так что не будет необходимости в креплении троса или трубы для расположения системы позиционирования в надлежащем месте, управления ею и/или приведения ее в действие. Кроме того, различными компонентами на перфорационном устройстве также можно управлять посредством встроенных компьютерных систем, при этом компоненты могут нести на себе встроенные сигнальные системы, так что не будет необходимости в креплении троса или системы труб для управления компонентами и/или для приведения в их действие, либо для сообщения с ними. Система позиционирования и/или другие компоненты узла в донной части скважины могут, например, нести на себе встроенные источники энергии (например, батареи), компьютерные системы и системы для передачи/приема данных, чтобы компонентами устройства для позиционирования и перфорирования можно было управлять дистанционно с поверхности с помощью дистанционных сигнальных средств или, как вариант, различные встроенные компьютерные системы могут быть предварительно запрограммированы на поверхности для выполнения желаемой последовательности операций, когда эти компоненты используют в буровой скважине. Такая система позиционирования может оказаться особенно выгодной для обработки горизонтальных или наклонных скважин, поскольку в зависимости от размера и веса перфорационного устройства могут потребоваться дополнительные силы и дополнительная энергия для размещения и позиционирования перфорационного устройства.

На фиг. 17 представлен альтернативный вариант осуществления изобретения, в котором используют абразивные (или эрозионные) струи текучей среды в качестве средства перфорирования буровой скважины. Воздействие абразивной (или эрозионной) струи представляет собой обычный способ, используемый в нефтяной промышленности для резания и перфорирования проходящей в скважину колонны труб, а также других компонентов, находящихся в буровой скважине и в ее головной части. Использование намотанных труб или составных труб обеспечивает трубопровод для прохождения потока, позволяющий использовать технологию резания струёй текучей среды. В этом варианте использование струйного инструмента обеспечивает возможность создания систем с абразивно (или эрозионно) воздействующими текучими средами или суспензиями, обладающими высоким давлением и высокой скоростью, которые нагнетают в скважину по системе труб и через струйные сопла. Абразивная (или эрозионная) текучая среда режет стенку технологической обсадной трубы, цементную оболочку и проникает в пласт, чтобы обеспечить путь потока для сообщения с пластом. В течение выполнения работ для интенсификации добычи при использовании этого струйного инструмента по всему подготавливаемому интервалу может быть обеспечено произвольное распределение отверстий и прорезей.

В общем, резание и перфорирование посредством абразивной (или эрозионной) текучей среды может быть легко выполнено в широком диапазоне условий нагнетания, используя широкий диапазон текучих систем (воду, гели, а также системы текучих сред, состоящие из сочетания жидкостей и газов), при разнообразии абразивных твердых материалов (песка, керамических материалов и т.д.), если в определенных случаях перфорирования буровой скважины потребуется использование абразивного твердого материала. Поскольку такой струйный инструмент может иметь длину от одного до четырех футов (0,3-1,22 м), требования, предъявляемые к высоте смазочной системы, находящейся на поверхности, в значительной степени снижаются [по возможности до 60 футов (18,28 м) или более] по сравнению с высотой, требуемой при использовании в качестве перфорационного устройства обычных стреляющих перфорационных узлов с избирательным подрывом. Уменьшение требований к высоте смазочной системы (находящейся на поверхности), обеспечивает преимущества, включая снижение затрат и времени выполнения операций.

На фиг. 17 представлены струйный инструмент 410, который используют в качестве перфорационного устройства, и витая труба 402, которую используют для подвешивания струйного инструмента 410 в буровой скважине. В этом варианте механический локатор 418 муфты обсадной трубы используют для контроля глубины узла, находящегося в донной части скважины, и его позиционирования, переходник 404 с полностью открываемым обратным клапаном створчатого типа используют для гарантии того, что текучая среда не будет протекать по витой трубе 402 вверх, а комбинированный переходник 406, освобождаемый путем среза и имеющий шейку для захвата ловильным инструментом, используют в качестве предохранительного разъединительного устройства. Струйный инструмент 410 содержит окна 412 для струйного течения, используемые для ускорения и направления абразивной текучей среды, нагнетаемой вниз по витой трубе 402, при этом струя будет непосредственно ударять по обсадной трубе 82.

На фиг. 17 представлен струйный инструмент 410, используемый для создания перфораций 420 с целью проникновения через первый намеченный интервал пласта, при этом первый намеченный интервал подвергают гидравлическим разрывам 422 для интенсификации добычи, причем упомянутые перфорации, чтобы препятствовать прохождению текучей среды, уплотняют посредством использования определенного средства 426 отклонения, состоящего из макрочастиц, в качестве отклоняющего агента. Кроме того, на фиг. 17 показано, что струйный инструмент 410 используют для создания перфораций 424 во втором намеченном интервале пласта, при этом перфорации 424 могут быть подвергнуты обработке с целью интенсификации добычи на второй стадии многостадийной обработки посредством создания гидравлических разрывов с расклинивающим материалом. Обсуждавшиеся варианты могут быть использованы для многоступенчатой обработки большого количества зон для их разрыва посредством гидравлического или кислотного воздействия, для многоступенчатого кислотного воздействия на основную массу большого количества зон, а также для обработки вертикальных, наклонных или горизонтальных буровых скважин. Например, в изобретении создан способ образования большого количества вертикальных разрывов (или до некоторой степени вертикальных разрывов), пересекающих горизонтальные или наклонные буровые скважины. Такая технология может обеспечить экономичное завершение подготовки к эксплуатации большого количества горизонтальных или наклонных скважин с одного места в тех месторождениях, которые в ином случае разрабатывать экономически невыгодно.

Одно из преимуществ по сравнению с существующей технологией заключается в том, что последовательностью зон, подлежащих обработке, можно точно управлять, поскольку будет открыт только желаемый перфорационный интервал и будет обеспечено гидравлическое сообщение с пластом. Поэтому план проведения отдельных стадий обработки можно оптимизировать перед обработкой посредством нагнетания, основываясь на характеристиках отдельной зоны. Например, в случае гидравлического разрыва объем работ для создания разрыва и различные параметры обработки могут быть изменены для обеспечения наиболее оптимальной обработки каждой отдельной зоны с целью интенсификации добычи.

Поскольку одновременно будет подвергнуто обработке большое количество зон, вероятность того, что обработка с целью интенсификации добычи будет ниже оптимальной, значительно снижается. Например, в случае гидравлического разрыва это изобретение позволяет свести к минимуму вероятность избыточного притока расклинивающего материала в разрыв или неоптимального размещения этого материала в разрыве.

Еще одно преимущество изобретения заключается в том, что несколько стадий обработки могут быть выполнены непрерывно, а это приводит к значительной экономии средств по сравнению с другими способами, при которых требуется удаление перфорационного устройства из буровой скважины между выполнением отдельных стадий обработки.

Кроме того, еще одно важное преимущество изобретения заключается в том, что снижается опасность при работах со скважиной по сравнению с другими способами, в случае которых необходимо выполнение большого количества прохождений в скважину, либо по сравнению с теми способами, при которых используют одно прохождение, но требуется более сложное оборудование для скважины, которое подвержено механическим повреждениям или нарушениям их функционирования. Изобретение может быть использовано для выполнения многоступенчатой обработки в наклонных и горизонтальных буровых скважинах, и обеспечивает возможность обработки отдельных зон посредством выполнения отдельных стадий. Как правило, применительно к наклонным и горизонтальным буровым скважинам другая типичная технология отклонения приводит к более сложным проблемам вследствие характера транспортирования текучей средой отклоняющего материала по длинным интервалам, обычно связанным с наклонными или горизонтальными скважинами. Для горизонтальных буровых скважин и в значительной степени для наклонных буровых скважин один из возможных вариантов может состоять в использовании сочетания плавучих и не плавучих шариковых уплотнителей для повышения гарантии их посадки при всех ориентациях перфораций.

Процесс может быть осуществлен таким образом, чтобы управлять обработкой отдельных зон в желаемой последовательности. Например, если имеется проблема в отношении эксплуатационных характеристик шариковых уплотнителей при повышенных температурах и давлениях, то может оказаться желательным выполнение обработки сверху вниз, чтобы свести к минимуму период времени, в течение которого шариковые уплотнители будут подвержены воздействию повышенных температур и давлений, связанных с большими глубинами буровой скважины. Как вариант, может оказаться желательным выполнение обработки вверх от донной части буровой скважины. Например, в случае гидравлического разрыва вероятность отсеивания может быть сведена к минимуму посредством выполнения обработки от донной части скважины к ее верхней части. Также может оказаться желательным выполнение обработки зон в порядке от интервалов с самым низким напряжением к интервалам с самым высоким напряжением. Альтернативным вариантом является использование перфорационных ниппелей, чтобы шариковые уплотнители в меньшей степени выдавались в буровую скважину или вообще не выдавались в нее, что позволило бы обеспечить большую эксплуатационную гибкость, если желательно перемещение стреляющего перфоратора за уже обработанные интервалы.

Помимо шариковых уплотнителей в этом случае могут быть использованы другие отклоняющие материалы и способы отклонения, включая, но не ограничиваясь ими, такие материалы, состоящие из макрочастиц, как песок, керамический материал, расклинивающий материал, соль, воски, смолы, либо другие органические или неорганические соединения, или альтернативные текучие системы, такие как загущенные текучие среды, гелеобразные текучие среды, пены или иные химически составленные текучие среды, либо могут быть использованы способы ограничения входа.

Чтобы дополнительно проиллюстрировать выполнение обработки для создания заполняемого расклинивающим материалом гидравлического разрыва с целью интенсификации добычи, используя транспортируемую посредством троса стреляющую перфорационную систему с избирательным подрывом, приемлемую в качестве перфорационного устройства, и шариковые уплотнители в качестве отклоняющего агента, ниже указаны применяемое оборудование и стадии выполнения работ:

1) бурят скважину и в том интервале, в котором должна быть выполнена обработка с целью интенсификации добычи, посредством цемента закрепляют технологическую обсадную трубу;

2) зоны, намеченные для обработки внутри подготовленного интервала с целью интенсификации добычи, идентифицируют посредством обычных промышленных способов, используя приборы для каротажа открытых скважин и/или скважин, закрепленных обсадными трубами;

3) устанавливают барабан с тросом для стреляющей перфорационной системы с избирательным подрывом;

4) компонуют головную часть скважины для выполнения гидравлического разрыва посредством установки соответствующих фланцев, клапанов управления потоком, напорных окон и инструмента для изоляции троса, которые считают необходимыми для конкретного случая применения;

5) перфорационную систему, перемещаемую на тросе, устанавливают на головной части скважины для ее введения в скважину, используя смазочное устройство соответствующего размера и подвешиваемые на тросе с помощью крана превенторы выброса;

6) затем стреляющую перфорационную систему перемещают в скважину и располагают на надлежащей глубине, чтобы разместить первую группу зарядов непосредственно в первой зоне, которая должна быть перфорирована;

7) предпочтительно выполнить процессы на поверхности всухую, чтобы подтвердить функционирование всех компонентов и проверить на практике координацию действий персонала, выполняющего работы по интенсификации добычи, при выполнении работы всухую могут быть выполнены проверки каналов радиосвязи, осуществляемой в течение перфорационных и разрывных операций, а также проверки работы всего соответствующего оборудования, находящегося на поверхности;

8) когда первый стреляющий перфоратор с избирательным подрывом расположен непосредственно в первой перфорируемой зоне, в неуравновешенных условиях может быть выполнено перфорирование технологической обсадной трубы. После перфорирования должны быть приведены в состояние готовности передвижные насосные установки и может быть выполнена первая стадия обработки для интенсификации добычи, при которой создают гидравлический разрыв с расклинивающим материалом посредством нагнетания в первую группу перфораций. На этой стадии также могут быть обеспечены данные, касающиеся чувствительности пласта к давлению при неуравновешенных условиях перфорирования, так чтобы при подаче шариков и их посадке сохранялось давление в скважине, большее давления, имевшего место непосредственно перед посадкой, для гарантии того, что шарики не сойдут со своих посадочных мест при выполнении перфорирования следующей зоны (которое возможно будет происходить при меньшем давлении). Если в течение этого выполнения перфорирования происходит различное залипание перфоратора, то последующее перфорирование может быть выполнено в том случае, когда местоположение перфоратора будет перенесено по глубине на несколько футов выше или ниже желаемого перфорируемого интервала. При этом трос может быть перемещен в скважине со скоростью, приблизительно составляющей 10-15 футов в минуту (3-4,5 м/мин). Когда локатор муфты обсадной трубы на перфорационном инструменте доходит до надлежащей глубины для перфорирования зоны, обеспечивают выстрелы перфоратора при перемещении и перфоратор может продолжать перемещение в скважине вверх или вниз, пока он не пройдет за перфорации;

9) после завершения окончательной стадии обработки с целью интенсификации добычи трос и стреляющую перфорационную систему удаляют из буровой скважины, и затем по возможности скорее должна быть начата добыча из тех зон, которые были обработаны для интенсификации добычи. Наиболее выгодный признак этого способа заключается в том, что при возникновении неисправностей в течение выполнения работ можно временно прекратить обработку без ущерба в отношении возможности выполнения остающейся части обработки. Такие неисправности могут включать в себя поломку оборудования, ошибки персонала или иные непредвиденные обстоятельства. При выполнении других способов многоступенчатой обработки с целью интенсификации добычи, при которых перфорации создают во всех интервалах до нагнетания текучей среды, если при ведении работы возникает неисправность, которая требует преждевременного прекращения работы, обработка всех желаемых интервалов для интенсификации добычи может оказаться весьма затруднительной.

В случае этого примера многоступенчатой обработки для интенсификации добычи, когда выполняют гидравлический разрыв с расклиниванием, используя стреляющую перфорационную систему с избирательным подрывом, перемещаемую на тросе, в качестве перфорационного устройства и шариковые уплотнители в качестве отклоняющего агента, приведенное далее обсуждение определяет пограничные условия, отвечающие различным условиям обработки, и те явления, с которыми приходится сталкиваться и которые, если не принять меры для их ослабления, могут привести к интенсификации добычи, которая будет ниже оптимальной. Как показывают производственные испытания, чтобы свести к минимуму вероятность появления импульсов скорости и давления, связанных с посадкой шариков в буровой скважине, подрыв в перфораторе должен быть выполнен, как только достигнуто достаточно значительное повышение давления, причем без снижения скорости или давления нагнетания. Например, при проведении производственных испытаний созданного изобретения, при которых на основе каротажа после обработки с целью интенсификации добычи было выявлено хорошее отклонение, данные обработки показывают, что повышение давления (связанное с поступлением шариковых уплотнителей в буровую скважину и их посадкой), доходящее примерно до 1500 2000 фунтов на квадратный дюйм (105,5-140,6 кгс/см²) , происходит всего лишь за несколько секунд (обычно примерно от 5 до 10), при этом в стреляющем перфораторе с избирательным подрывом, расположенном в следующей зоне, подрыв осуществляют как только будет выявлено это значительное, почти мгновенное повышение давления.

Если наблюдается пониженная по величине характеристика давления или большая продолжительность, то можно предположить, что не обеспечено оптимальное уплотнение перфораций. В течение выполнения какой-либо определенной операции обычно невозможно будет четко установить причину, вследствие которой обеспечено уплотнение, худшее оптимального, поскольку может существовать несколько вероятных причин, включая какую-либо или все из следующих причин: а) не все из шариковых уплотнителей перемещены по скважине; б) в течение выполнения операции некоторые шариковые уплотнители могли сойти со своих посадочных мест и повторно не сели на них; в) произошло повреждение некоторых шариковых уплотнителей в течение выполнения операции и/или г) плохое качество выполнения перфорационных отверстий, что приводит к неполному уплотнению.

Однако при продолжении работы на последующей стадии обработки и введении дополнительного количества шариковых уплотнителей в конце последующей стадии обработки можно эффективно свести к минимуму условия возникновения неизвестной неисправности без существенного ущерба в отношении эффективности обработки. Фактическое количество избыточных шариковых уплотнителей, которое может быть введено, будет определено персоналом по месту на основе фактических данных обработки. Следует заметить, что это решение (касающееся фактического количества избыточных шариковых уплотнителей, которое должно быть введено), возможно придется принимать в пределах приблизительно 4-10 мин, поскольку обычно именно такое время может пройти между перфорированием и введением шариков.

Предпочтительной стратегией выполнения обработки является рассмотрение каждого перфорируемого интервала как более приоритетной зоны или менее приоритетной зоны на основе расшифрованных каротажных диаграмм, касающихся открытых скважин и скважин, закрепленных обсадными трубами, а также оценки затрат на отдельные скважины и экономики, касающейся выполнения операций по интенсификации добычи. Далее, если на данной стадии выявлено неполное уплотнение шариковыми уплотнителями (когда неполное уплотнение шариками может быть определено на основе наблюдаемых не предполагавшихся величин повышения давления, исходя из количества перфораций и скорости, создаваемой насосом, или из сравнения характеристик давления до и после перфорирования), может оказаться желательным продолжение выполнения операции на, по меньшей мере, еще одной стадии, чтобы попытаться повторно обеспечить уплотнение шариками. Если последующие две зоны, находящиеся выше того места, где была выполнена стадия с плохо обеспеченным уплотнением, были определены как высокоприоритетные зоны, то на следующей стадии должно быть введено избыточное количество шариковых уплотнителей, а если вновь будет выявлено несовершенное уплотнение шариками, то работа предпочтительно должна быть прекращена. Если повторное уплотнение было выполнено удовлетворительным образом, то предпочтительно, чтобы работы были продолжены.

Однако, если последующая зона над тем местом, где первоначально была выполнена стадия с плохим уплотнением, представляет собой менее приоритетную зону, на следующей стадии должны быть введены избыточные шариковые уплотнители. Даже если на этой последующей стадии уплотнение также будет плохо выполнено и будет выявлена несовершенная посадка шариков, работа может быть продолжена и на третьей стадии вновь может быть введено дополнительное количество шариковых уп лотнителей. Если после этих двух следующих друг за другом попыток хорошее уплотнение все же не будет обеспечено, предпочтительно, чтобы работы были прекращены.

Управление работами, подобное описанному выше управлению, может быть использовано для доведения до максимума количества высокоприоритетных зон, которые обработаны с целью интенсификации добычи при хорошем уплотнении шариками предыдущих зон и без необходимости прерывания обработки, если на практике возникают затруднения при обеспечении уплотнения. Решение по выполнению конкретной операции при обработке должно быть принято на основе экономических соображений, касающихся этой конкретной операции. Чтобы проанализировать жесткие условия и влияние каких-либо затруднений, возникающих в течение обработки, может быть использован диагностический каротаж после обработки.

В том случае, если персонал, находящийся на месте ведения работ, считает (исходя из данных обработки), что некоторые перфорационные заряды сработали настолько неудовлетворительно, что это могло сказаться на выполнении обработки (вследствие слишком высоких давлений или ограничений скорости), то для выполнения обработки может быть применена стратегия, подобная описанной далее. В рассматриваемой перфорированной зоне могут быть обеспечены выстрелы из дополнительного стреляющего перфоратора и на этой стадии могут быть введены дополнительные шариковые уплотнители. Если полагают, что перфорационные заряды второго стреляющего перфоратора с избирательным подрывом могли сработать настолько неудовлетворительно, что это сказалось на выполнении обработки, то обработку следует закончить и перфораторы удаляют из скважины для их осмотра.

В том случае, если стреляющий перфоратор с избирательным подрывом не стреляет (что определено по характеристикам давления при обработке, характеристикам цепи, звуковому индикатору или характеристикам перемещения), то для выполнения обработки может быть применена стратегия, подобная описанной далее. Если возникает неисправность на ранней стадии выполнения работы, то нагнетательные операции могут быть продолжены по решению персонала, находящегося на месте ведения работ. Стреляющие перфораторы могут быть подняты на поверхность и осмотрены. В зависимости от результатов осмотра перфораторов и характера обработки при продолжении нагнетательных операций могут быть скомпонованы новые перфораторы для их введения в скважину и последующего продолжения обработки. Если при выполнении работ неисправность возникает позднее, то работа может быть прекращена. Предпочтительно, чтобы были установлены перемычка или определенное механическое уп лотняющее устройство для облегчения обработки на последующих стадиях.

Приведенные выше способы обеспечивают средства, облегчающие выполнение экономически целесообразной обработки с целью интенсификации добычи в свете неисправностей, возникающих в ходе операций, или в случаях ведения работ со скважиной на уровне, ниже оптимального, что может повлиять на обработку, если не будут приняты соответствующие меры.

Рассматриваемое множество одновременно выполняемых операций, связанное с созданным изобретением, и тот факт, что перфорационное устройство подвешено в буровой скважине в течение нагнетания текучих сред для обработки с целью интенсификации добычи, обуславливают некоторый риск, связанный с выполнением этих операций, с которым обычно не приходится сталкиваться при использовании других многоступенчатых способов обработки с целью интенсификации добычи. Могут быть использованы определенные стадии планирования и выполнения, чтобы свести к минимуму вероятность появления операционных неисправностей в течение этих работ вследствие упомянутого возрастающего риска. Приведенные далее примеры будут основаны на таких конструктивных параметрах, как 7 дюймов (177,8 мм) для обсадной трубы и 2,625 дюйма (66,67 мм) для стреляющих перфораторов). Использование изоляционного инструмента для защиты троса от непосредственного воздействия расклинивающего материала, использование троса размером 5/16 дюйма (7, 93 мм) предпочтительно с двухслойным армирующим кабелем диаметром 31,13 мм и сохранение скорости текущей среды ниже типичных эрозионных пределов (приблизительно 180 футов/с (54,86 м/с) позволяют свести к минимуму опасность разрушения троса вследствие эрозии. Производственные испытания показывают, что трос не будет подвержен воздействию расклинивающего материала, когда происходит нагнетание с расходом, приблизительно составляющим менее 30-40 баррелей в мин (4,26-5,68 м³/мин). Повреждение троса вследствие нагрузки, создаваемой гелем и расклинивающим материалом, также можно предотвратить посредством выбора соответствующей прочности троса, сохранения натяжения в разумных конструктивных пределах и гарантии того, что оборудование установлено и подсоединено, следуя принятой практике (например, предпочтительно используя новое гнездо для комплекта тросов). Рекомендуется использовать трос размером 5/16 дюйма (7,93 мм), имеющий прочность на разрыв 11000 фунтов (4990 кг) и максимальную рабочую прочность на растяжение 5500 фунтов (2494 кг), предполагая, что вес сочетания троса и инструмента будет составлять порядка 1700 фунтов (771 кг). Необходимо следить за показаниями весового индикатора троса, чтобы не было пре вышено максимальное натяжение. Когда необходимо проконтролировать натяжение, скорости, создаваемые насосом, могут быть замедлены или работа насоса может быть прекращена. В случае поломки может оказаться необходимым выполнить вылавливание производственного оборудования и, возможно, использовать намотанный трубопроводный узел для вымывания производственного оборудования, если оно окажется покрытым расклинивающим материалом.

Еще одна проблема заключается в вероятности разного рода залипания стреляющего перфоратора в течение перфорирования или непосредственно после него, которая может быть решена смещением по фазе зарядов перфоратора, используя при необходимости кольца, обеспечивающие удерживание на расстоянии, или другие установочные средства, либо выстреливание из стреляющего перфоратора при перемещении троса. Если происходит залипание, то скорость и давление нагнетания при выполнении обработки могут быть уменьшены, пока не произойдет освобождение перфоратора, или если залипание перфоратора продолжается, работа может быть прекращена и для освобождения перфоратора в скважине может быть создан обратный поток. Используя это изобретение, можно прекратить обработку почти в любое время, что минимально повлияет на остальную часть скважины. При различном развитии событий это может означать остановку после перфорирования интервала при выполнении обработки этого интервала или когда обработку не выполняют, а также при применении какоголибо отклоняющего агента или когда такой агент не применяют.

Когда используют шариковые уплотнители диаметром 7/8 дюйма (22,22 мм) между стреляющим перфоратором диаметром 2,625 дюйма (66,67 мм) и обсадной трубой диаметром 6 дюймов (152,4 мм), может возникнуть опасность перегораживания шариковыми уплотнителями промежутка между обсадной трубой и перфоратором, однако сохранение ширины зазора между перфоратором и стенкой обсадной трубы, несколько большего наружного диаметра шариковых уплотнителей, в значительной степени уменьшает эту опасность. Кроме того, шариковые уплотнители обычно состоят из более слабого материала, чем стреляющий перфоратор, и, вероятно, будут деформированы, если свободно тянуть перфоратор. Еще одна потенциальная проблема заключается в перегораживании в буровой скважине геля и/или расклинивающего материала перфоратором, однако такая опасность может быть уменьшена посредством компьютерного управления расклинивающим материалом и/или химическими реагентами для сведения к минимуму возможности забивания этими материалами. Другие возможные действия для исправления этих ситуаций будут вклю чать в себя течение или нагнетание в скважину, ожидание разрушения геля, вытягивание гнезда троса, вылавливание стреляющего перфоратора из скважины и при необходимости приведение в действие узла с намотанной трубой для выполнения промывочных операций.

Хотя имеется некоторая опасность залипания перфоратора, а в результате этого и повреждения троса, применяют даже перфоратор размером 2,625 дюйма (66,67 мм), используя инструмент для изоляции буровой скважины с внутренним диаметром 2,875 дюйма (73,02 мм) после выполнения обработки для образования разрыва. Рекомендуемые процессы включают в себя перемещение перфоратора вверх по скважине со скоростью 250-300 футов в минуту (76,2-91,5 м/мин), чтобы смыть расклинивающий материал с инструмента и уменьшить опасность залипания. Нагнетание к изоляционному инструменту головной части скважины для вымывания перфоратора может оказаться необходимым для его полного перемещения в смазочное устройство.

Еще одна проблема, касающаяся этой технологии, заключается в том, что на эксплуатационные характеристики стреляющего перфоратора будут влиять условия, имеющиеся в буровой скважине. Учитывая, что на эффективное проникновение через зазор может повлиять наличие расклинивающего материала и неуравновешенное давление в буровой скважине, предпочтительная практика заключается в использовании текучих сред с пониженной вязкостью, например воды с 2% КС1, чтобы обеспечить выполнение процесса промывки буровой скважины после стадии нагнетания расклинивающего материала. Другая предпочтительная практика включает перемещение стреляющего перфоратора для содействия децентрализации, если используют магнитные устройства для позиционирования, и перфораторы, находящиеся на колонне для инструмента, могут продолжать работу после соответствующего времени ожидания, если перфоратор дал осечку. Если желательно, то обработка может быть прекращена в случае осечки подвешенного стреляющего перфоратора без создания опасностей для скважины, которые могли бы возникнуть в результате обычных способов отклонения с помощью шариковых уплотнителей.

Хотя для доведения до максимума количества интервалов, которое может быть обработано, предпочтительно использование коротких перфораторов [например, длиной 4 фута (1,22 м) или менее], это может в некоторых случаях ограничить продуктивность скважины из-за увеличенного падения давления в зоне резервуара вблизи от буровой скважины по сравнению с использованием более длинных перфораторов. Также может возрасти вероятность чрезмерного обратного потока расклинивающего материала, что приведет к снижению эффективности обра41 ботки с целью интенсификации добычи. Предпочтительно, чтобы обратный поток имел контролируемую невысокую скорость для ограничения возможности обратного потока расклинивающего материала. В зависимости от того, к чему приводит обратный поток, может быть использован расклинивающий материал с покрытием из смолы, либо могут быть использованы альтернативные компоновки стреляющих перфораторов, чтобы улучшить обработку с целью интенсификации добычи.

Кроме того, чтобы уменьшить вероятность нежелательного эрозионного воздействия расклинивающего материала на трос вследствие непосредственного столкновения с тросом текучей среды, несущей такой материал, когда происходит ее нагнетание в напорные отверстия, на головной части скважины может быть установлено устройство для изоляции троса. Устройство для изоляции троса состоит из фланца с коротким отрезком прикрепленной к нему трубы, которая проходит вниз по центру буровой скважины на несколько футов ниже напорных отверстий. Стреляющий перфоратор и трос проходят внутри этой трубы. Таким образом, труба устройства для изоляции троса отражает расклинивающий материал и изолирует трос от непосредственного воздействия этого материала. Такое устройство для изоляции троса может содержать трубу с номинальным диаметром от 3 до 3,5 дюйма (76,2-88,9 мм), так что легко может быть обеспечено прохождение внутри этого устройства стреляющего перфоратора с размером 11/16-2,635 дюйма (17,46-66,67 мм), причем при установке в технологической обсадной трубе или в оборудовании головной части скважины с диаметром 4,5 дюйма (114,3 мм) или более. Такое устройство для изоляции троса также может содержать фланец, установленный выше отверстий для нагнетания текучей среды, предназначенной для обработки с целью интенсификации добычи, чтобы свести к минимуму или предотвратить создание условий для застаивания (неподвижности) текучей среды над отверстием для нагнетания текучей среды, обеспечивающей обработку, что потенциально могло бы служить ловушкой для плавучих шариковых уплотнителей и препятствовать перемещению всех шариковых уплотнителей или некоторых из них вниз по скважине. Длина изоляционного устройства может быть такой, чтобы в случае повреждения нижний клапан разрыва мог быть закрыт и головная часть скважины была демонтирована настолько, насколько это необходимо для удаления изоляционного устройства. В зависимости от текучих сред, обеспечивающих обработку с целью интенсификации добычи, и способа нагнетания устройство для изоляции троса не потребуется, если отсутствуют проблемы, связанные с эрозией.

Даже если производственные испытания устройств для изоляции троса показывают, что проблемы, касающиеся эрозии, отсутствуют, в зависимости от характера выполнения работ может возникнуть некоторая опасность эрозионного повреждения трубчатого узла с изоляционным устройством, приводящая к затруднениям при его удалении. Если используют изоляционное устройство, то предпочтительная практика заключается в том, чтобы сохранить скорости соударения с изоляционным устройством значительно меньшими типичных пределов возникновения эрозии, предпочтительно ниже 180 футов/с (54 м/с), а более предпочтительно примерно ниже 60 футов/с (18,3 м/с).

Еще одна проблема в случае применения этой технологии заключается в том, что может произойти преждевременное отсеивание, если перфорирование не будет выполнено в надлежащее время, поскольку трудно начать разрыв посредством текучей среды, несущей расклинивающий материал, в следующей зоне. Может оказаться предпочтительным использование для набивки текучей среды с КС1, а не текучей среды с поперечными связями, чтобы лучше осуществить начало разрыва следующей зоны. Выполнение нагнетания при большей скорости воды с 2% КС1 между стадиями для обеспечения турбулентной промывки/чистки обходной трубы или использование оборудования для быстрой промывки сводит к минимуму опасность отсеивания расклинивающего материала. Кроме того, какие-либо стреляющие перфораторы, находящиеся на тросе для инструмента, обеспечивают возможность продолжения работы после соответствующего времени ожидания.

Также может произойти избыточный приток к предшествующей зоне, если уплотнение шариками проблематично или если перфорирование не выполнено в надлежащее время. Выполнение нагнетания при повышенной скорости и использование для набивки текучей среды с 2% КС1, чтобы обеспечить турбулентную промывку/чистку обсадной трубы, может содействовать предотвращению избыточного притока. Использование данных, полученных на предыдущих стадиях, для оценки согласования по времени и объемов нагнетания, связанных с поступлением шариков в буровую скважину, позволяет выполнить регулировки для улучшения результатов.

Хотя предпочтительно использование плавучих шариковых уплотнителей, в некоторых случаях текучая среда, служащая для обработки, может иметь достаточно низкую плотность, так что приобретаемые в торговой сети шариковые уплотнители не будут обладать плавучестью; в этом случае могут быть использованы не плавучие шариковые уплотнители. Однако в зависимости от конкретного характера обработки посадка на перфорации не плавучих шариковых уплотнителей и уплотнение ими перфораций могут оказаться проблематичными. В настоящем изобретении обеспечена возможность сброса количества не плавучих шариковых уплотнителей, превышающего количество уплотняемых перфораций, для гарантии того, чтобы каждая отдельная группа перфораций была полностью уплотнена. При этом будет предотвращено воздействие последующих стадий обработки на эту зону и избыточные не плавучие шариковые уплотнители смогут падать к донной части скважины и не будут препятствовать выполнению остальной части обработки. Этот аспект изобретения обеспечивает возможность использования специальных текучих сред для выполнения разрыва, таких как азот, двуокись углерода или пены, обладающих меньшим удельным весом, чем имеющиеся в настоящее время шариковые уплотнители.

Шестистадийная обработка с целью интенсификации добычи, предусматривающая создание гидравлического разрыва, заполняемого расклинивающим материалом, была успешно завершена, при этом все шесть стадий были выполнены так, как было запланировано. При выполнении этих работ предварительно была перфорирована первая зона, при этом по ходу работ был обеспечен подрыв всех из шести стреляющих перфораторов с избирательным подрывом. Перфораторы с избирательным подрывом с 1 по 5 были скомпонованы таким образом, чтобы можно было делать 16 выстрелов - по 4 выстрела на фут (на 0,3 м), с чередованием выстрелов по фазе порядка -7,5, 0 и +7,5°, чтобы уменьшить вероятность залипания перфоратора. Перфоратор 6 с избирательным подрывом представлял собой запасной перфоратор (16 выстрелов, по 2 выстрела на фут), который должен был быть приведен в действие в определенном случае для возможности устранения преждевременного отсеивания, если такое произойдет, причем в целях безопасности осуществляют подрыв в этом перфораторе до его извлечения из буровой скважины.

В течение периода времени, связанного с первым и вторым введением шариков и выполнением перфораций, происходили минимальные нарушения нагнетания при операции быстрой промывки (этот вопрос был решен в течение более поздних стадий обработки). Стреляющий перфоратор разным образом залипал в течение двух из выполнявшихся стадий обработки, причем оба раза он был освобожден посредством уменьшения скорости нагнетания. Обследование перфоратора, проведенное после выполнения работ, показало, что один заряд четвертого перфоратора и три заряда каждого из пятого и шестого перфораторов с избирательным подрывом не были подорваны.

В течение третьего введения шариков и перфорирования четвертого интервала не было явно выражено повышение давления, что имело место в предыдущих случаях, а это позволяет предположить, что некоторые перфорации не были полностью уплотнены шариковыми уплотнителями. Другое вероятное объяснение этой пониженной характеристики давления состоит в том, что перфорации, ранее подвергнутые сжатию, могли быть разрушены в течение предыдущей стадии (и это предположение было подтверждено каротажем температуры после обработки). В этом случае неполадки при операции быстрой промывки были исключены.

Температурный каротаж, выполненный приблизительно через 5 ч после обработки для интенсификации добычи, предусматривающей выполнение разрыва, позволяет сделать предположение, что все зоны были обработаны текучей средой как низкотемпературными аномалиями (по сравнению с показателями базовой температуры, полученными до выполнения обработки с целью интенсификации добычи), имеющимися в каждом перфорированном интервале. Кроме того, данные каротажа позволяют сделать предположение о возможности разрушения перфораций, ранее подвергнутых сжатию, в течение обработки для выполнения разрыва и захождения текучей среды, чем, вероятно, можно объяснить аномальное давление, наблюдавшееся в течение третьей стадии выполнения операции. Каротаж был осуществлен при закрытой буровой скважине после выполненного ранее обратного течения разрывающей текучей среды приблизительно в объеме обсадной трубы. Заполнение расклинивающим материалом препятствовало каротажу самой глубокой группы перфораций.

В течение этой обработки с целью интенсификации добычи все 109 фенольных шариковых уплотнителей с покрытием из резины, удельный вес которых составлял 0, 9, были введены для уплотнения 80 предназначенных для этого перфораций. Перед проведением работ шариковые уплотнители были отобраны для использования посредством испытания их эксплуатационных характеристик приблизительно при 8000 фунтов на квадратный дюйм (562 кгс/см²). Шариковые уплотнители в количестве 91 штуки после обработки были восстановлены; в общем, на 70 шариковых уплотнителях имелись четко видимые отпечатки перфораций (причем на нескольких из них имелось большое количество отметок от перфораций), указывающие на то, что шарики были успешно посажены на перфорации, а 4 шариковых уплотнителя были подвергнуты эрозии. Что касается 21 шарикового уплотнителя, на которых не было отметок от перфораций, то не определено, была ли фактически выполнена посадка этих шариковых уплотнителей или нет, поскольку необходима весьма значительная разность давлений для нанесения на уплотнители видимых и постоянных отпечатков. Подвергшиеся эрозии шариковые уплотнители указывают на то, что выполняемая обработка предпочтительно допускает некоторое повреждение отдельных шариковых уплотнителей.

Для квалифицированных специалистов в этой отрасли будет очевидно, что для достижения целей согласно этому изобретению многие сочетания инструментов и методики отведения, которые специально не упомянуты в представленных примерах, функционально будут эквивалентны тому, что было указано.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки многочисленных интервалов одного или нескольких подземных пластов, пересекаемых буровой скважиной, закрепленной обсадными трубами, содержащий следующие операции:

а) использование перфорационного устройства для перфорирования по меньшей мере одного интервала одного или нескольких подземных пластов;

б) нагнетание обрабатывающей текучей среды в перфорации, созданные по меньшей мере в одном интервале посредством перфорационного устройства, без удаления перфорационного устройства из буровой скважины;

в) применение одного или нескольких отклоняющих агентов в буровой скважине для блокировки с возможностью разблокировки дальнейшего протекания текучей среды в перфорации;

г) повторение, по меньшей мере, стадий а) и б) для по меньшей мере еще одного интервала одного или нескольких подземных пластов;

при этом в некоторое время после стадии

а) и перед блокировкой с возможностью разблокировки потока текучей среды в перфорации перфорационное устройство перемещают в положение выше по меньшей мере одного интервала, перфорированного на стадии а).
2. Способ обработки многочисленных интервалов одного или нескольких подземных пластов, пересекаемых буровой скважиной, закрепленной обсадными трубами, содержащий следующие операции:

а) использование перфорационного устройства с избирательным подрывом, содержащего множество групп из одного или нескольких сформированных перфорационных зарядов для перфорирования по меньшей мере одного интервала одного или нескольких подземных пластов;

б) нагнетание обрабатывающей текучей среды в перфорации, создаваемые по меньшей мере в одном интервале, посредством перфорационного устройства без удаления перфорационного устройства из скважины;

в) применение шариковых уплотнителей в буровой скважине для блокировки с возможностью разблокировки дальнейшего протекания текучей среды в перфорации;

г) повторение, по меньшей мере, стадий а) и б) для, по меньшей мере, еще одного интервала одного или нескольких подземных пластов;

при этом в некоторое время после стадии а) и перед блокировкой с возможностью разблокировки потока текучей среды в перфорации перфорационное устройство перемещают в положение выше по меньшей мере одного интервала, перфорированного на стадии а).
3. Способ по п.1 или 2, дополнительно содержащий повторение стадии в) по меньшей мере для еще одного интервала одного или нескольких подземных пластов.
4. Способ по п.1, в котором отклоняющие агенты, применяемые в буровой скважине, выбирают из группы, содержащей шариковые уплотнители, макрочастицы, гели, вязкие текучие среды и пены.
5. Способ по п.1, в котором отклоняющие агенты, применяемые в буровой скважине, представляют собой по меньшей мере одну механическую скользящую втулку.
6. Способ по п.5, в котором перфорационное устройство дополнительно используют для приведения в действие механических скользящих втулок.
7. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент, применяемый в буровой скважине, представляет собой по меньшей мере один механический створчатый клапан.
8. Способ по п.7, в котором перфорационное устройство дополнительно используют для приведения в действие механического створчатого клапана.
9. Способ по п.1 или 2, в котором для подвешивания перфорационного устройства в буровой скважине используют трос.
10. Способ по п.9, в котором устройство для изоляции троса размещают в буровой скважине вблизи от места вхождения обрабатывающей текучей среды в буровую скважину для защиты троса от обрабатывающей текучей среды.
11. Способ по п.1 или 2, в котором обрабатывающую текучую среду выбирают из группы, состоящей из суспензии, содержащей расклинивающий материал и несущую текучую среду, из разрывающей текучей среды, не несущей расклинивающий материал, из кислотного раствора и из органического растворителя.
12. Способ по п.1 или 2, в котором используют колонну труб для подвешивания перфорационного устройства в буровой скважине.
13. Способ по п.12, в котором устройство для изоляции труб располагают в буровой скважине вблизи от места вхождения обрабатывающей текучей среды в буровую скважину для защиты трубы от обрабатывающей текучей среды.
14. Способ по п.12, в котором колонну труб выбирают из группы, состоящей из намотанных труб или составных труб.
15. Способ по п.1, в котором перфорационное устройство представляет собой стреляющий перфоратор с избирательным подрывом, содержащий множество групп из одного или нескольких сформированных перфорационных зарядов.
16. Способ по п.12, в котором перфорационное устройство представляет собой устройство для резания струёй, и используют текучую среду, нагнетаемую вниз по колонне труб для обеспечения гидравлического сообщения между буровой скважиной и одним или несколькими интервалами одного или нескольких подземных пластов.
17. Способ по п.1 или 2, в котором буровая скважина имеет перемещаемые посредством обсадной трубы перфорационные заряды, прикрепленные к обсадной трубе в местах, соответствующих многочисленным интервалам одного или нескольких подземных пластов, при этом перфорационное устройство приводит в действие по меньшей мере один из зарядов, перемещаемых посредством обсадной трубы для пер-

Фиг. 1 форирования по меньшей мере одного интервала одного или нескольких подземных пластов.
18. Способ по п.1 или 2, в котором используют устройство для позиционирования для перемещения перфорационного устройства внутри буровой скважины.
19. Способ по п.18, в котором устройство для позиционирования приводят в действие посредством встроенной компьютерной системы, которая также приводит в действие перфорационное устройство.
20. Способ по п.18, в котором устройство для позиционирования приводят в действие и управляют им посредством связи по проводам.
21. Способ по п.1 или 2, в котором упомянутое перфорационное устройство имеет локатор глубины, подсоединенный к нему для управления местом нахождения перфорационного устройства в буровой скважине.