RU2548291C2 - Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2548291C2 RU2548291C2 RU2012127785/03A RU2012127785A RU2548291C2 RU 2548291 C2 RU2548291 C2 RU 2548291C2 RU 2012127785/03 A RU2012127785/03 A RU 2012127785/03A RU 2012127785 A RU2012127785 A RU 2012127785A RU 2548291 C2 RU2548291 C2 RU 2548291C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- layers
- reservoir
- fluid
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 93
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 title description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 96
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 96
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 89
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 127
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 25
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 25
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 22
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 67
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 16
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 9
- -1 CO 2 Substances 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000012043 cost effectiveness analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012502 risk assessment Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты. Технический результат - повышение эффективности добычи углеводородов. По способу изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта. Используют селективную закачку для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта. При этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта. Изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта. Осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта. Осуществляют испытания ступенчатого изменения давления по меньшей мере на одном слое пласта в совокупности слоев пласта. Испытание ступенчатого изменения давления включает в себя открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины. При этом один из слоев пласта вскрывают при заданном давлении. Осуществляют обратный поток флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта. Осуществляют повторное вскрытие одного из слоев пласта один или более раз. При этом давление вскрытия пласта уменьшают каждый раз. Определяют режим, при котором давление вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта. В ответ на определение того, что давление повторного вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
При освоении некоторых скважин добыча флюидов на основе углеводородов может со временем снизиться до нерентабельных уровней. Иногда извлечение углеводородов может быть увеличено за счет закачки флюидов, а такие способы относятся к способам вторичного извлечения или повышения отдачи пласта. В одном из способов, известном как заводнение, вода закачивается с целью выталкивания нефти в направлении добывающей скважины. Однако для увеличения добычи требуемого углеводорода можно закачивать углеводородные газы, CO2, воздух, пар и другие флюиды. Различные способы гидроразрыва пласта, включая способы гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, также использовались для облегчения извлечения углеводородов из некоторых подземных пластов. Поскольку структура подземных пластов часто является слоистой, адекватное регулирование в отношении гидроразрыва пласта и/или закачки флюидов затруднено за счет того, что многие индивидуальные пласты содержат флюиды на основе углеводородов.
В общем случае, настоящее изобретение включает систему и способ, которые сочетают способ возбуждения скважины, например способ гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, и применение потоков селективной закачки в нескольких отдельных подземных пластах с целью увеличения добычи углеводородов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Ниже будут описаны некоторые варианты реализации изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи, причем одинаковые позиционные обозначения обозначают одинаковые элементы, и:
Фиг.1 - это иллюстрация системы для улучшения профиля закачки флюида в несколько слоев вдоль ствола скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.2 - это график, иллюстрирующий один способ для отбора/гидроразрыва слоя пласта с целью увеличения скорости закачки флюида, что улучшает добычу углеводорода в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.3 - это схематическая иллюстрация, показывающая последовательный гидроразрыв нескольких слоев пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.4 - это графическая иллюстрация увеличения эффективности извлечения углеводородов, являющегося следствием применения способа многоуровневого гидроразрыва пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.5 - это блок-схема, иллюстрирующая последовательность операций, относящихся к закачиванию для увеличения притока в скважину, которое используется для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.6 - это блок-схема, иллюстрирующая способ закачивания для гидроразрыва, используемый для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения; и
Фиг.7 - это блок-схема, иллюстрирующая промывку жидкостью с химикалиями, например кислотами или растворителями, которая может использоваться для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения.
В приведенном ниже описании приведены многочисленные подробности, обеспечивающие понимание настоящего изобретения. Однако для средних специалистов в данной области техники будет очевидно, что настоящее изобретение может использоваться на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов реализации изобретения.
Настоящее изобретение, в общем случае, относится к системе и способу для увеличения профиля закачки флюида в скважинах с нагнетанием флюида для стимулирования, таким образом, повышенного извлечения углеводородов, например нефти, из подземных участков. Способ полезен для увеличения процента флюидов на основе углеводорода, извлекаемых из совокупности слоев пласта, сформированного на протяжении данного подземного участка. В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения потоки селективной закачки (ПСЗ) используются для регулирования закачки флюидов, например жидкостей, газов, пара, в слои пласта через регуляторы потока, расположенные между изолирующими устройствами. Использование потоков селективной закачки также более эффективно распределяет флюиды по слоям пласта, что увеличивает коэффициент вертикального вытеснения и увеличивает извлечение углеводородов.
Как это более подробно описано ниже, способ увеличивает закачку флюидов и увеличивает извлечение углеводорода, что, как следствие, увеличивает добычу углеводорода. Различные аспекты настоящего способа включают закачки флюидов в конкретных выбранных подземных слоях для создания индивидуальных трещин в этих слоях. Способ потока селективной закачки используется для увеличения числа индивидуальных слоев пласта, подвергаемых гидроразрыву. В некоторых применениях в каждый слой пласта доставляются комплементарные химикалии, например кислоты или растворители, с целью улучшения процесса гидроразрыва пласта и/или протяженности созданных трещин. Дополнительно могут быть выполнены различные анализы до, во время и/или после операции гидроразрыва пласта. Селективная закачка потока также увеличивает число слоев пласта/пластового резервуара, которые могут быть подвергнуты гидроразрыву в одной внутрискважинной операции.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения способ может использоваться для увеличения эффективности способов, связанных с закачиваемым флюидом, например способов заводнения, для увеличения извлечения углеводорода. В этом варианте реализации изобретения флюид, например вода или другой подходящий флюид, вводится в подземный участок для создания разнообразных индивидуальных трещин с использованием потока селективной закачки флюида. Поток селективной закачки флюида последовательно направляется в каждый изолированный слой или, по меньшей мере, в некоторые из изолированных слоев совокупности слоев пласта, чтобы обеспечить увеличенный гидроразрыв пласта вдоль всего подземного участка. Гидроразрыв пласта осуществляется через одно или большее число внутрискважинных устройств регулирования потока, например регулирующие клапаны, связанные с каждым индивидуальным слоем или с каждой конкретной группой выбранных слоев.
Во многих применениях самый глубокий слой первоначально подвергается гидроразрыву с использованием глубинной вспомогательной оправки (с устройством регулирования потока, например с установленными в ней регулирующими клапанами, или без такого устройства) при одновременном блокировании верхних регулирующих клапанов за счет «неработающих» клапанов или клапанов «заглушек» (или других клапанов с отсутствием потока) для того, чтобы обеспечить закачку флюида через выбранную оправку и в выбранный слой пласта. Например, способ может использоваться со свободными оправками (если присутствуют ограничения на высокое устьевое давление), или с регулирующими клапанами, или с другими соответствующими регуляторами потока, помещенными в оправку. Операция может повторяться через другие оправки для селективного и последовательного разрыва каждого из последующих слоев пласта, в то время как остальные слои остаются изолированными. В некоторых случаях устройство может быть установлено в оправку с целью защиты целостности оправки от воздействия давления и/или коррозии в процессе гидроразрыва пласта.
В некоторых применениях комплементарные химикалии закачиваются или доставляются другим способом в индивидуальные слои до или после закачки для гидроразрыва пласта. Например, до или после закачки для гидроразрыва пласта в нужный слой пласта могут быть доставлены соляная кислота (HCl), общие растворители, растворитель дизельного топлива, парафина или асфальтена. Комплементарные химикалии улучшают процесс гидроразрыва пласта и/или протяженность трещины. Однако использование комплементарных химикалиев может потребоваться не во всех применениях.
Способ также может включать процесс анализа для оценки и текущего контроля аспектов увеличения добычи углеводородов. Анализ может быть выполнен до, во время и/или после операции, а различные способы текущего контроля могут в дальнейшем использоваться после операции. Например, до операции гидроразрыва пласта может быть выполнен анализ по критерию применимости, чтобы способствовать выбору скважины-кандидата, для которой настоящий способ является приемлемым. Подготовительный анализ перед операцией может включать оценку параметров скважины, включая механическую целостность, давление нагнетания и гидроразрыва пласта, геологические корреляции, физику пласта, расчет запасов, динамику добычи, эксплуатационные аспекты, оценку риска, планирование операции, а также рентабельность операции.
Анализ также может включать эксплуатационные аспекты, включая определение давления гидроразрыва пласта, которое может быть достигнуто, например, с помощью «испытания ступенчатым изменением давления» в соответствии с приведенным ниже описанием. Другие эксплуатационные аспекты могут включать определение приращения давления, используемого во время операции гидроразрыва, и реализацию операции (или, при необходимости, плана работ в аварийных ситуациях). Анализ также может включать способы текущего контроля, которые включают текущий контроль параметров скважины, например скоростей потока, давлений и качества воды/флюида. Текущий контроль может осуществляться с помощью различных технологий, включая самопишущие приборы, вертушечные расходомеры, волоконно-оптические системы распределенного измерения температуры и/или другие технологии, разработанные для измерения скоростей закачки в каждом слое пласта, например, скоростей закачки через конкретные регулирующие клапаны в каждом слое пласта. Способы текущего контроля также могут включать использование математических моделей для воспроизведения динамических аспектов пластовых резервуаров и слоев пласта, а также общих технологических показателей скважины. Скорости закачки для данного слоя или слоев могут быть изменены в соответствии с результатами моделирования.
При рассмотрении в общем случае, на фиг.1 приведена система скважины 20, размещенная в скважине 22 и имеющая по меньшей мере один ствол скважины 24 для обеспечения индивидуального гидроразрыва в совокупности слоев пласта путем увеличения профиля приемистости скважины при закачивании флюида и, за счет этого, увеличения извлечения углеводорода. Система скважины 20 включает эксплуатационное оборудование для селективной закачки 26, разработанное для увеличения вертикального вытеснения из пласта за счет обеспечения регулируемой закачки флюида в индивидуальные выбранные слои пласта 28 из совокупности слоев пласта 28. Эксплуатационное оборудование 26 обеспечивает регулирование потока закачки, например потока закачки воды в индивидуальные слои пласта 28 через соответствующую оправку/устройство регулирования потока 30. Как пример, оправки/устройства регулирования потока 30 могут включать регуляторы расхода, например регуляторы расхода воды (РРВ), такие как регулирующие клапаны. Оправки/регуляторы потока 30 обеспечивают лучшее регулирование профиля приемистости скважины через пластовый резервуар и индивидуальные слои пласта 28 пластового резервуара.
В конкретном примере, приведенном на фиг.1, эксплуатационное оборудование селективной закачки 26 включает насосно-компрессорную колонну 32, содержащую изолирующие устройства 34, например пакеры. В приведенных конкретных вариантах реализации изобретения оправки/устройства регулирования потока 30 могут включать регулирующие клапаны, расположенные в оправках для съемного клапана 36. В некоторых применениях устройства регулирования потока 30 включают неработающие клапаны-заглушки. Кроме того, оправки для съемного клапана 36 независимо изолированы между пакерами 34, обеспечивая, таким образом, отдельную закачку, например закачку воды, в конкретные выбранные слои пласта 28 в соответствии с конкретным расчетом профиля расположения скважин. Такая возможность существенно усиливает операцию по гидроразрыву пласта за счет селективной закачки, одновременно изолируя другие зоны скважины/слои пласта от давления гидроразрыва. Также следует отметить, что в приведенных на фигурах вариантах реализации изобретения насосно-компрессорная колонна 32 размещена внутри окружающей ее обсадной трубы 38, имеющей отверстия 40, связанные с каждым слоем пласта 28, чтобы обеспечить поток закачиваемого флюида от насосно-компрессорной колонны 32 через соответствующее устройство регулирования потока 30, через соответствующие отверстия 40 в выбранные окружающие слои пласта 28.
В зависимости от применения закачки/гидроразрыва пласта и от окружающих пород система скважины 20 может включать ряд других компонентов для облегчения закачки и/или текущего контроля процедуры. Например, внутри скважины может быть размещена следящая система 42 с насосно-компрессорной колонной 32 для текущего контроля гидроразрыва каждого слоя пласта 28. Следящая система 42 может быть размещена внутри насосно-компрессорной колонны 32, вдоль наружной части насосно-компрессорной колонны 32 или в местоположении, отделенном от насосно-компрессорной колонны, таком как местоположение вдоль обсадной трубы 38. Кроме того, следящая система 42 может включать совокупность датчиков 44, например распределенных датчиков или дискретных датчиков, разработанных для измерения нужных параметров, таких как давление, температура, скорость потока, пористость или другие параметры, относящиеся к интенсификации добычи и/или окружающему пластовому резервуару. Следящая система 42 полезна для сбора данных, чтобы обеспечить различные виды анализа до, во время и/или после гидроразрыва индивидуальных слоев 28.
Для того чтобы лучше распознать скважины-кандидаты (например, в процессе отбора скважин) и/или обеспечить лучшее реагирование на низкие скорости закачки, обнаруживаемые в некоторых слоях пласта, может осуществляться подробный анализ возможных проблем, влияющих на ограничение закачки воды. Процесс отбора проблем и возможных связанных решений для них может выполняться с целью определения более приемлемой системы интенсификации добычи для ее реализации с помощью предлагаемого способа. В некоторых применениях процесс отбора может основываться на принципе разрыва пласта/отверстий и создании проводящих каналов внутри пласта за счет жидкости без расклинивающего агента, такой как вода.
При рассмотрении в общем случае, на фиг.2 процесс гидроразрыва пласта может включать нагнетание закачиваемого флюида, например воды или другого подходящего флюида, в процедуре «испытания ступенчатым изменением давления», за которой следует обратный поток. Следует отметить, что цикл нагнетания включает обе вышеупомянутые стадии (нагнетание закачиваемого флюида и обратный поток). Процедура испытания ступенчатым изменением давления включает серию следующих одна за другой более высоких скоростей закачки, для которых значения давления считываются и записываются при каждой скорости и на временном шаге 46, как показано на фиг.2. На фиг.2 диаграмма скоростей закачки и соответствующие стабилизированные значения давления графически представлены как прямая линия с постоянным наклоном 48 до точки 50, в которой пласт разрывается или «разрушается», давление превышает предел (ДИГ) в первом цикле накачки 52. Затем выполняется стадия обратного потока для того, чтобы обеспечить переход между циклами накачки и для увеличения разрыва пласта. Выполняется второй цикл накачки 54, а давление повторного открывания гидроразрыва (ДПОГ) 56 фактически становится параметром для оценки эффективности процесса возбуждения скважины, а также для определения рейтинга успешности воздействия на пласт. Рейтинг успешности зависит от перепада давления, получаемого при сравнении давления повторного открывания гидроразрыва 56 с давлением закачки флюида из установки закачки флюида, например из установки для закачки воды. На давление повторного открывания гидроразрыва может оказываться воздействие при выполнении каждого цикла накачки, что уменьшает эффективное давление повторного открывания. Циклы могут повторяться до тех пор, пока уменьшение этого давления не будет сочтено рентабельным. Выполнение нескольких циклов увеличивает разрывы пласта, что вызывает его усталость и ослабляет пласт. Это проявляется в уменьшении давления повторного открывания за счет уменьшения прочности на разрыв и модуля Юнга пласта.
В предлагаемом способе для увеличения извлечения углеводорода важным фактором является коэффициент вертикального вытеснения из пласта, и этот фактор определяется эксплуатационным оборудованием селективного потока 26 при его использовании для интенсификации гидроразрыва пласта. Кроме того, интенсификация гидроразрыва пласта посредством эксплуатационного оборудования селективного потока 26 предоставляет способ, непосредственно сфокусированный на увеличении коэффициента вертикального вытеснения при низких затратах и малом риске. Другое преимущество способа состоит в обеспечении избирательности закачки, поскольку разрывы выполняются избирательно в соответствии с селективным расположением колонны труб. Способ гидроразрыва пласта рассчитан на то, чтобы избежать взаимосвязи между пластами при существенном увеличении гидропроводности вдоль выбранного или вычисленного пласта. В варианте реализации изобретения на фиг.3 показано последовательное возбуждение скважины, например гидроразрыв индивидуальных слоев пласта 28. В этом примере эксплуатационное оборудование селективной закачки 26 используется для гидроразрыва индивидуальных слоев 28 или конкретных групп слоев через пустую оправку (или с использованием устройств регулирования потока) 30, содержащую «неработающие» клапаны или клапаны «заглушки» 58 для блокирования закачки флюида в другие слои подземного участка. Таким образом, закачка флюида направляется через выбранное устройство (устройства) регулирования 30 в конкретные слои или в группу слоев 28, которые должны подвергаться гидроразрыву.
Как показано в варианте реализации изобретения на фиг.3, последовательность закачки повторяется для каждого слоя или группы слоев подземного участка. Первоначально клапаны-заглушки 58 используются для блокирования потока в верхние слои пласта 28, в то время как самый нижний слой пласта 28 подвергается гидроразрыву или возбуждается другим способом. В приведенном на фигуре конкретном примере флюид для возбуждения притока в скважину 60, например флюид для гидроразрыва пласта на основе воды, вначале доставляется вниз через насосно-компрессорную колонну 32. В этом примере флюид для гидроразрыва пласта вытекает наружу через самую нижнюю оправку 30 в самую нижнюю зону пласта 28, чтобы создать требуемые гидроразрывы 62, как показано в левой части фиг.3.
После гидроразрыва самого нижнего слоя пласта 28 он блокируется клапаном-заглушкой 58, как показано в средней части фиг.3. Затем открывается устройство регулирования потока 30 следующего по порядку слоя пласта 28, подвергаемого возбуждению, например подвергаемого гидроразрыву, чтобы обеспечить вытекание флюида 60, как показано на фигуре. В то время как слой пласта 28 подвергается гидроразрыву (или возбуждается другим способом), другие слои пласта 28 остаются изолированными от давления флюида гидроразрыва пласта за счет пакеров 34 и закрытых устройств регулирования потока 30 в таких других зонах скважины. Этот процесс введения закачиваемого флюида в выбранный слой пласта 28 при изоляции других слоев пласта повторяется для каждого последующего слоя пласта, что также показано в крайней правой части фиг.3. Для получения нужной изоляции или включения слоя могут использоваться различные опции, например установка или удаление селективного неработающего клапана или клапана-заглушки.
Устройства регулирования потока 30 могут переключаться между открытым и закрытым положениями с помощью различных механизмов управления клапанами в зависимости от конструкции устройства регулирования потока. Для определенных регулирующих клапанов, включая клапаны-заглушки 58, в забой скважины может перемещаться толкатель для того, чтобы переключать соответствующий клапан. Например, закачка в конкретные слои 28 может быть достигнута путем перемещения/запуска/извлечения регулирующих клапанов 30/58 за счет низкозатратных канатных работ в скважине. В результате исчезает необходимость в извлечении селективных насосно-компрессорных колонн для выполнения индивидуальных гидроразрывов, что позволяет избежать существенных затрат, связанных со стоимостью буровых работ и необходимых заменяемых инструментов.
Способ селективной закачки пара существенно увеличивает эффективность извлечения углеводорода из различных скважин. Усовершенствования применяются не только в отношении коэффициента вертикального вытеснения, но также и в отношении коэффициента вытеснения по площади и общей эффективности извлечения или коэффициента извлечения углеводородов из пласта. В общем случае, на фиг.4 приведена графическая иллюстрация, показывающая существенное увеличение в различных измерениях коэффициента использования, когда предлагаемый «способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока» используется для извлечения углеводородов из подземного участка.
Как показано в примере на фиг.4, коэффициент вытеснения по площади существенно возрастает, как показано в верхней части 66 графического представления на фиг.4. В этом конкретном примере коэффициент вытеснения по площади основывается на конфигурации скважин, в которой используются четыре нагнетающие скважины, расположенные по углам расстановки скважин, а добывающая скважина располагается в центре системы скважин. Со временем закачиваемый флюид протекает в пористую среду, вытесняя нефть в добывающую скважину. Отношение между площадью, заполненной водой, и площадью системы скважин (в данном случае это прямоугольник) называется коэффициентом вытеснения по площади. Следует отметить, что могут применяться различные системы нагнетающих скважин и добывающих скважин в зависимости от характеристик применения и окружающих пород пластового резервуара. По мере достижения закачиваемым флюидом дополнительных слоев пласта коэффициент вытеснения по площади в этих конкретных слоях пласта возрастает, увеличивая, таким образом, общий коэффициент вытеснения по площади.
Коэффициент вертикального вытеснения представлен в нижней части 68 графического представления на фиг.4 посредством схематического вида в поперечном разрезе слоев пласта 28 в три различных момента времени. В этом примере пять различных слоев пласта 28 заполняются водой 60. Нагнетаемая вода 60 распределяется в различных слоях пласта в соответствии с петрофизическими свойствами, например водопроницаемостью и толщиной слоев, повреждением пласта при заканчивании скважины и/или пластовым давлением. В этом примере коэффициент вертикального вытеснения - это отношение между объемом заводненных слоев и общим объемом слоев. Коэффициент вертикального вытеснения, в частности, может быть существенно увеличен за счет использования описанного здесь способа, использующего гидроразрыв пласта с селективной закачкой в индивидуальные слои пласта 28. Однако общий коэффициент вытеснения или коэффициент извлечения также возрастает и представляет собой сумму трех коэффициентов, а именно коэффициента вытеснения, коэффициента вытеснения по площади и коэффициента вертикального вытеснения.
Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока может применяться в различных условиях окружающей среды со многими типами скважин. Однако один вариант реализации способа для осуществления этой методики включает первоначальную подготовку скважины к работе. На этой начальной стадии каждый слой 28, который должен подвергаться индивидуальному воздействию, соответствующим образом подготавливается, чтобы обеспечить целостность эксплуатационного оборудования селективной закачки 26 и гарантировать, что каждый слой пласта 28 имеет изоляцию/независимость от воздействия на пласт относительно других слоев 28. В некоторых применениях на этой стадии выполняются необязательные «травильные» работы путем доставки комплементарного химикалия в один или в большее число индивидуальных слоев пласта. Например, в забой скважины может быть доставлена HCl для очистки колонны или трубопровода для закачки 32 путем удаления остаточных составляющих в стенках трубопровода, которые, в противном случае, могут заблокировать устройства/клапаны регулирования потока 30 или повредить слои пласта 28.
Начальные сегменты одного из вариантов реализации процедуры показаны в блок-схеме на фиг.5. В этом конкретном примере канатные работы могут использоваться для изоляции слоев пласта с помощью клапанов-заглушек 58, как показано в блоке 70. Затем система проходит гидродинамические испытания посредством проверки на герметичность, как представлено в блоке принятия решения 72. Если поток равен нулю, может быть выполнена необязательная операция по травлению путем направления в забой скважины комплементарного химикалия, например HCl, как это представлено в блоке 74, до подключения селективной группы, подвергаемой гидроразрыву, как это представлено блоком 76. Если, с другой стороны, обнаружен поток как индикация недостаточной изоляции, может быть запущен каротаж скважины, а клапаны-заглушки 58 могут быть повторно отрегулированы и/или в забое может быть повторно запущено оборудование, как это представлено блоком 78.
На последующей стадии способа флюид для закачки 60, например вода или другой подходящий флюид, доставляется в забой скважины и вводится в конкретный слой или в группу слоев 28 между пакерами 34 для создания индивидуальных разрывов 62 в конкретном слое (слоях), как указано выше со ссылкой на фиг.3. Поток селективной закачки флюида 60 может последовательно использоваться на индивидуальных изолированных слоях пласта 28 для увеличения числа слоев пласта 28, которые могут быть независимо подвергнуты гидроразрыву. В результате способ применения селективного потока обеспечивает независимую обработку конкретных слоев и оптимизирует эффективное создание протоков по всему пласту. Во многих применениях в качестве флюида для гидроразрыва можно использовать солевой раствор, если слой пласта чувствителен к необработанной воде.
В общем случае, на фиг.6 показана блок-схема, иллюстрирующая одну процедуру по осуществлению процесса гидроразрыва пласта, рассмотренного выше со ссылкой на фиг.2. Первоначально могут быть выполнены несколько циклов накачки для гидроразрыва пласта, как это представлено блоком 80. Циклы нагнетания для гидроразрыва пласта могут быть выполнены на протяжении двух различных стадий, первая из которых - это испытания ступенчатым изменением давления или стадия закачки флюида, когда флюид 60 закачивается в нужный выбранный слой пласта, подвергаемого гидроразрыву. Вторая стадия - это стадия обратного потока (не стадия закачки флюида), которая обеспечивает циклы нагнетания для переходного процесса и увеличения эффекта возмущения пласта. В эксплуатационных условиях скважины с закачкой флюида работают при специфическом давлении нагнетания, определяемом производительностью насосов наземного оборудования месторождения углеводородов, как это предусмотрено для поддержания операций по нагнетанию в пласт. Однако такое специфическое давление нагнетания не имеет отношения к какому-либо давлению, полученному во время применения способа гидроразрыва. Это специфическое давление нагнетания может быть измерено для любого пласта за счет профилирования динамического давления, когда закачка флюида осуществляется в конкретной скважине в нормальных условиях эксплуатации.
Соответственно, требуемое давление нагнетания должно быть доступно/достигнуто до осуществления описанного здесь процесса гидроразрыва пласта. Число циклов накачки для гидроразрыва пласта может определяться, например, в соответствии с подробным анализом в отношении характеристик пласта и анализом эффективности затрат для операции. После окончания циклов нагнетания для гидроразрыва пласта последнее давление повторного открывания гидроразрыва сравнивается с ранее определенным давлением нагнетания, как это представлено блоком принятия решения 82. Если давление повторного открывания гидроразрыва больше значения давления нагнетания, то можно использовать промывку химикалием, как это представлено блоком 84. Снова могут быть выполнены последующие несколько циклов нагнетания по гидроразрыву пласта, как это представлено блоком 86, до тех пор, пока давление повторного открывания гидроразрыва не станет меньше, чем давление нагнетания, как это представлено блоком принятия решения 88. Если давление повторного открывания гидроразрыва меньше, чем давление нагнетания, то нагнетание для гидроразрыва пласта заканчивается, как это представлено блоками 90 и 92. Если имеются затруднения в достижении давления повторного открывания гидроразрыва пласта, которое меньше давления нагнетания, то могут применяться дополнительные испытания и/или другие методики, как это представлено блоком 94.
Как указывалось выше, в забой скважины могут быть направлены химикалии вместе с потоком закачки 60 и/или в дополнение к нему, чтобы содействовать процессу гидроразрыва пласта или улучшить его. Если, например, происходит ограничение скорости нагнетания за счет ограничений при повреждении призабойной зоны скважины, то могут быть добавлены комплементарные химикалии (соляная кислота (HCl), общие растворители, растворители дизельного топлива, парафина или асфальтена) для улучшения процесса гидроразрыва пласта и протяженности гидроразрыва. В некоторых применениях комплементарные химикалии могут быть добавлены во время испытаний скачкообразным изменением давления.
В общем случае, как показано на блок-схеме фиг.7, иллюстрируется один из примеров добавления закачки комплементарных химикалий. Во время начальных испытаний скачкообразным изменением давления скорость нагнетания сравнивается с давлением нагнетания, как показано в блоке 96. Скорость нагнетания сравнивается с заранее установленным значением Y, как это представлено в блоке принятия решения 98. Если скорость нагнетания выше значения Y, то используется предварительная промывка, в ходе которой комплементарный химикалий, например HCl, доставляется в забой скважины в нужную зону скважины/слой пласта, как это представлено в блоке 100.
Затем в забое скважины проводится процедура промывки с дополнительным или с более сильным химикалием, как показано в блоке 102. За процедурой промывки может последовать процедура вытеснения флюида, как это представлено в блоке 104.
Снова обратимся к блоку принятия решения 98. Если скорость закачки ниже значения Y, то в буровой скважине может использоваться соответствующий инструмент на гибких насосно-компрессорных трубах (НКТ), как это представлено в блоке 106. Гибкие НКТ используются для выполнения и дополнения процедуры предварительной промывки, как это представлено в блоке 100. Затем могут быть проведены процедуры промывки и вытеснения, как это представлено в блоках 102, 104.
Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока может применяться в различных скважинах, выполненных в различных типах подземных участков. Число слоев пласта, подвергаемых независимому воздействию в скважинах с закачкой флюида для увеличения извлечения углеводорода в эксплуатационных скважинах, а также число и тип пакеров, регулирующих клапанов и других компонентов эксплуатационного оборудования для нагнетания может быть отрегулировано в соответствии с конкретными окружающими породами и применением. Аналогично, флюид для закачки и любые комплементарные химикалии, используемые для облегчения гидроразрыва пласта, могут быть выбраны в соответствии с параметрами конкретного применения и/или окружающих пород, в которых применяется способ. Процедурные стадии способа также могут быть отрегулированы для согласования с конкретными параметрами данного применения, использующего способ селективной закачки потока. Также могут быть использованы различные способы отбора скважин-кандидатов для определения скважин, которые наиболее подходят для увеличения добычи с помощью селективного гидроразрыва пласта.
Хотя выше были подробно описаны только немногие варианты реализации настоящего изобретения, средние специалисты в данной области техники охотно признают, что возможны многие его модификации без существенного отхода от замысла этого изобретения. Соответственно, такие модификации подразумевают их включение в объем правовой охраны данного изобретения в соответствии с определениями в формуле изобретения.
Claims (21)
1. Способ увеличения добычи углеводорода, в котором:
изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта;
используют способ селективной закачки потока для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта, при этом изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта; и
осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта, содержащий осуществление испытания ступенчатого изменения давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта, причем осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления.
изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта;
используют способ селективной закачки потока для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта, при этом изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта; и
осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта, содержащий осуществление испытания ступенчатого изменения давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта, причем осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изолирование включает размещение пакеров в стволе скважины для изоляции совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют регуляторы потока воды.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гидроразрыв пласта включает закачку воды в каждый слой пласта, в то время как другие слои пласта изолированы от давления воды гидроразрыва пласта.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает увеличение гидроразрыва в каждом слое пласта за счет доставки в каждый слой пласта комплементарного химикалия.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает увеличение гидроразрыва пласта в каждом слое пласта за счет доставки в каждый слой пласта кислоты.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает текущий контроль гидроразрыва в каждом слое пласта.
8. Способ увеличения добычи углеводорода, в котором:
осуществляют испытание ступенчатым изменением давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины;
используют способ селективной закачки потока для направления флюида в по меньшей мере один селективный слой пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид направляют к по меньшей мере одному селективному слою пласта независимо от того, был ли уже флюид направлен к соседнему слою в совокупности слоев пласта; и
изолируют другие слои пласта в совокупности слоев пласта от давления, оказываемого на каждый селективный слой пласта, когда флюид направляют в каждый селективный слой пласта; при этом
осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором система закачки пласта обеспечивает подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления.
осуществляют испытание ступенчатым изменением давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины;
используют способ селективной закачки потока для направления флюида в по меньшей мере один селективный слой пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид направляют к по меньшей мере одному селективному слою пласта независимо от того, был ли уже флюид направлен к соседнему слою в совокупности слоев пласта; и
изолируют другие слои пласта в совокупности слоев пласта от давления, оказываемого на каждый селективный слой пласта, когда флюид направляют в каждый селективный слой пласта; при этом
осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором система закачки пласта обеспечивает подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что дополнительно включает гидроразрыв каждого слоя пласта при одновременной изоляции всех остальных слоев пласта в совокупности слоев пласта.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что изоляция включает применение клапанов-заглушек в требуемых местоположениях вдоль ствола скважины.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что изоляция включает размещение в стволе скважины пакеров для изоляции индивидуальных слоев пласта в совокупности слоев пласта.
12. Способ по п. 8, отличающийся тем, что использование включает направление закачиваемого флюида по существу без расклинивающего агента в один или более селективные слои пласта в совокупности слоев пласта.
13. Способ по п. 9, также включающий увеличение гидроразрыва пласта путем доставки в каждый слой пласта комплементарного химикалия.
14. Способ по п. 9, отличающийся тем, что испытание ступенчатым изменением давления включает серию последовательных более высоких скоростей закачки.
15. Способ увеличения коэффициента вертикального вытеснения в скважине, в котором:
изолируют совокупность слоев пласта вдоль ствола скважины от выбранного слоя пласта;
используют способ селективной закачки потока для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта, при этом изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта;
осуществляют гидроразрыв, по меньшей мере, нескольких слоев пласта из совокупности слоев пласта, содержащий осуществление испытания ступенчатого изменения давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта, причем осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором система закачки пласта обеспечивает подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления;
вводят флюид закачки в селективный слой пласта для возбуждения выбранного слоя пласта; и
повторяют изолирование и введение флюида для каждого из совокупности слоев пласта для увеличения коэффициента вертикального вытеснения скважины.
изолируют совокупность слоев пласта вдоль ствола скважины от выбранного слоя пласта;
используют способ селективной закачки потока для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта, при этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта, при этом изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта;
осуществляют гидроразрыв, по меньшей мере, нескольких слоев пласта из совокупности слоев пласта, содержащий осуществление испытания ступенчатого изменения давления на по меньшей мере одном слое пласта в совокупности слоев пласта, причем осуществление испытания ступенчатого изменения давления включает в себя:
открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины, при этом один из слоев пласта открывают при давлении открывания пласта;
обратное протекание флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта;
открывание повторно одного из слоев пласта один или более раз, причем давление открывания пласта уменьшают каждый раз при открывании слоя пласта;
определение, что давление открывания пласта меньше, чем давление закачки, при котором система закачки пласта обеспечивает подачу флюида в совокупность слоев пласта; и
в ответ на определение того, что давление повторного открывания пласта меньше, чем давление накачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления;
вводят флюид закачки в селективный слой пласта для возбуждения выбранного слоя пласта; и
повторяют изолирование и введение флюида для каждого из совокупности слоев пласта для увеличения коэффициента вертикального вытеснения скважины.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что изолирование включает в себя срабатывание совокупности пакеров вдоль ствола скважины.
17. Способ по п. 15, отличающийся тем, что введение флюида включает введение закачиваемого флюида на основе воды.
18. Способ по п. 15, отличающийся тем, что введение флюида включает регулируемый поток в совокупность слоев пласта с совокупностью устройств регулирования потока.
19. Способ по п. 15, отличающийся тем, что введение флюида включает регулируемый поток в совокупность слоев пласта с совокупностью клапанов-заглушек, расположенных в соответствующих боковых оправках.
20. Способ по п. 15, также включающий отбор скважины посредством закачивания флюида в соответствии с процедурой испытания ступенчатым измерением давления.
21. Способ по п. 15, также включающий селективное срабатывание каждого устройства из совокупности устройств регулирования потока с помощью канатных работ.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US26665909P | 2009-12-04 | 2009-12-04 | |
| US61/266,659 | 2009-12-04 | ||
| US12/848,690 US8490704B2 (en) | 2009-12-04 | 2010-08-02 | Technique of fracturing with selective stream injection |
| US12/848,690 | 2010-08-02 | ||
| PCT/US2010/055203 WO2011068615A1 (en) | 2009-12-04 | 2010-11-03 | Technique of fracturing with selective stream injection |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012127785A RU2012127785A (ru) | 2014-01-20 |
| RU2548291C2 true RU2548291C2 (ru) | 2015-04-20 |
Family
ID=44115229
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012127785/03A RU2548291C2 (ru) | 2009-12-04 | 2010-11-03 | Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8490704B2 (ru) |
| CN (1) | CN102741502B (ru) |
| BR (1) | BR112012013455A2 (ru) |
| CA (1) | CA2782531C (ru) |
| MX (1) | MX2012006436A (ru) |
| RU (1) | RU2548291C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011068615A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130180722A1 (en) * | 2009-12-04 | 2013-07-18 | Schlumberger Technology Corporation | Technique of fracturing with selective stream injection |
| CA2795902A1 (en) * | 2010-04-12 | 2011-10-20 | Schlumberger Canada Limited | Automatic stage design of hydraulic fracture treatments using fracture height and in-situ stress |
| US8893794B2 (en) * | 2011-02-16 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated zonal contact and intelligent completion system |
| US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| US10012071B2 (en) * | 2013-07-11 | 2018-07-03 | Laurie Sibbald | Differential method for equitable allocation of hydrocarbon component yields using phase behavior process models |
| RU2540713C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| US9695681B2 (en) * | 2014-10-31 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance |
| US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2019-10-22 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
| CN113187441B (zh) * | 2021-06-09 | 2022-04-26 | 中国地质大学（北京） | 一种深部煤层气与浅层低压致密气分压合采装置及方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4991654A (en) * | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Casing valve |
| RU2009114272A (ru) * | 2008-04-15 | 2010-10-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Способ улучшения изоляции уплотняющимися шариками |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3051243A (en) * | 1958-12-12 | 1962-08-28 | George G Grimmer | Well tools |
| US3245470A (en) * | 1962-12-17 | 1966-04-12 | Dow Chemical Co | Creating multiple fractures in a subterranean formation |
| US3381749A (en) * | 1965-09-07 | 1968-05-07 | Baker Oil Tools Inc | Multiple injection packers |
| US3454085A (en) * | 1966-11-30 | 1969-07-08 | Otis Eng Corp | Well installation with plural flow meters |
| US6543540B2 (en) * | 2000-01-06 | 2003-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole production zone |
| US6705398B2 (en) * | 2001-08-03 | 2004-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture closure pressure determination |
| US6651741B2 (en) * | 2001-10-13 | 2003-11-25 | 1407580 Ontario Inc. | Method of increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells |
| CA2412072C (en) * | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US7096954B2 (en) * | 2001-12-31 | 2006-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells |
| US6708763B2 (en) * | 2002-03-13 | 2004-03-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation |
| US7066265B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
| US20060054316A1 (en) * | 2004-09-13 | 2006-03-16 | Heaney Francis M | Method and apparatus for production logging |
| US7617871B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
| US7849925B2 (en) * | 2007-09-17 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing water injector wells |
| US8863833B2 (en) * | 2008-06-03 | 2014-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Multi-point injection system for oilfield operations |
| CN101539007B (zh) * | 2009-04-15 | 2012-01-04 | 中国石油大学(北京) | 磨料喷射装置及磨料射流射孔、分层压裂方法 |
| US8196655B2 (en) * | 2009-08-31 | 2012-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective placement of conformance treatments in multi-zone well completions |
| US8210257B2 (en) * | 2010-03-01 | 2012-07-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Fracturing a stress-altered subterranean formation |
-
2010
- 2010-08-02 US US12/848,690 patent/US8490704B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-11-03 WO PCT/US2010/055203 patent/WO2011068615A1/en active Application Filing
- 2010-11-03 BR BR112012013455A patent/BR112012013455A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-11-03 CA CA 2782531 patent/CA2782531C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-11-03 RU RU2012127785/03A patent/RU2548291C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-11-03 CN CN201080063069.9A patent/CN102741502B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-11-03 MX MX2012006436A patent/MX2012006436A/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4991654A (en) * | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Casing valve |
| RU2009114272A (ru) * | 2008-04-15 | 2010-10-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Способ улучшения изоляции уплотняющимися шариками |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112012013455A2 (pt) | 2016-05-10 |
| MX2012006436A (es) | 2012-09-07 |
| WO2011068615A1 (en) | 2011-06-09 |
| CA2782531C (en) | 2015-04-21 |
| CN102741502A (zh) | 2012-10-17 |
| US20110198088A1 (en) | 2011-08-18 |
| CA2782531A1 (en) | 2011-06-09 |
| RU2012127785A (ru) | 2014-01-20 |
| CN102741502B (zh) | 2014-12-24 |
| US8490704B2 (en) | 2013-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2548291C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока | |
| US10487638B2 (en) | Hydraulic fracturing system and method | |
| Shah et al. | A comprehensive overview on recent developments in refracturing technique for shale gas reservoirs | |
| US20130180722A1 (en) | Technique of fracturing with selective stream injection | |
| US8281860B2 (en) | Method and system for treating a subterranean formation | |
| US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
| US9879514B2 (en) | Hydraulic fracturing system and method | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| CA3157526A1 (en) | Process for recovering reservoir fluid from a formation | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| AU2017267994B2 (en) | Hydraulic fracturing system and method | |
| WO2017003501A1 (en) | Real-time, continuous-flow pressure diagnostics for analyzing and designing diversion cycles of fracturing operations | |
| RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| Pankaj et al. | Application of refracturing using coiled tubing opens a new door of opportunities for unconventional reservoir stimulation | |
| van Gijtenbeek et al. | New coiled-tubing-deployed multizone hydraulic fracturing: An unconventional process for unconventional reservoirs | |
| Virues et al. | Going from conceptual to analytical drilling/completions/reservoir guided model of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Canadian Horn River Basin | |
| RU2766479C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
| Mcneil et al. | New Multistage Fracturing Process Offers Real-Time Control of Rate and Proppant Concentration at the Perforations | |
| Muhammad et al. | Production Optimization Using Gas Lift Technique | |
| US20240229630A1 (en) | System and Method for Determining Parameters corresponding to Hydraulic Connection between Monitor Well and Treatment Well | |
| US11629578B2 (en) | Procedures for selective water shut off of passive ICD compartments | |
| US11359487B2 (en) | Selection of fluid systems based on well friction characteristics | |
| Khan | Identification of Water production causes in oil reservoir; A comparative analysis using Chan´ s Diagnostic Plot Technique | |
| Khurpade et al. | Completion Strategy: A Case Study of Using Autonomous Inflow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151104 |