Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)

Авторы патента:


Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)
Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2412347:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к вариантам способа обработки стволов скважин гидроразрывом с множеством продуктивных интервалов, обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретений: способ содержит следующие этапы: спуск в ствол скважины разобщающей компоновки, содержащей хвостовик, одну или несколько муфт, одну или несколько обернутых фильтром муфт и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга; набухание, по меньшей мере, одного из множества набухающих пакеров для создания разобщения зон одного или нескольких выбранных интервалов; при этом одна или несколько обернутых фильтром муфт и одна или несколько муфт расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга для размещения, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт и, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт, по меньшей мере, в одном из одного или нескольких выбранных интервалов; развертывание внутри хвостовика сдвигающего инструмента, выполненного с возможностью регулирования установки в нужное положение каждой из одной или нескольких муфт и каждой из одной или нескольких обернутых фильтром муфт; приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в открытое положение для интенсификации притока из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов посредством подачи текучей среды через одно или несколько отверстий хвостовика и через один или несколько отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт; приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в закрытое положение для повторного установления разобщения зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов; приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт в открытое положение для обеспечения прохода добываемой текучей среды из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов через одно или несколько отверстий в хвостовике и через множество отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 31 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов и, в частности, использованию разобщающей компоновки для создания разобщения зон, обеспечивающего выбранную обработку продуктивных или ранее находившихся в эксплуатации интервалов в стволах скважин.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Нефтяные и газовые скважины часто эксплуатируют с добычей углеводородов из множеств подземных зон или интервалов ствола скважины. Время от времени возникает необходимость обработки или повторной обработки одного или нескольких интервалов ствола скважины. Причинами для обработки или повторной обработки интервалов ствола скважины являются необходимость обработки для интенсификации притока или повторной обработки для интенсификации притока интервала в результате снижения продуктивности в течение срока эксплуатации скважины. Примеры обработки пласта для интенсификации притока включают в себя обработки гидроразрывом и кислотные обработки для интенсификации притока. Другие виды обработки включают в себя обработки для охвата заводнением, обработки для предотвращения выноса песка, блокирование или изоляцию интервалов, обработки для консолидации породы, обработки герметизации или любые их комбинации.

Одной трудностью в обработке выбранного интервала ствола скважины, находящейся в эксплуатации, является отсутствие разобщения зон между интервалами. Каждый из выбранных интервалов, подлежащих обработке, может иметь гидравлическую связь с другими интервалами ствола скважины. Это отсутствие разобщения между интервалами может создавать препятствие целевым обработкам выбранных интервалов, поскольку текучая среда обработки, предназначенная для одного выбранного интервала, может самопроизвольно перетекать в интервал, не предназначенный для обработки. Таким образом, перед обработкой или повторной обработкой выбранного интервала ствола скважины выбранный интервал должен часто быть изолирован от других интервалов ствола скважины. Таким путем обработки можно нацелить на конкретные интервалы.

Обычные способы повторного разобщения интервалов ствола скважины включают в себя использование разобщающего устройства, такого, например, как сдвоенные пакеры, пакеры с песчаными пробками, пакеры с мостовыми пробками, изоляции посредством цементирования и их комбинаций. Такие обычные способы, вместе с тем, имеют ряд недостатков, включающих в себя более низкую пропускную способность вследствие дополнительных сужений ствола скважины, присущих таким способам, плохую изоляцию между интервалами и истощение между интервалами.

Следовательно, существует необходимость улучшенного способа создания разобщения между интервалами ствола скважины для обеспечения обработки или повторной обработки выбранных интервалов в стволах скважин с несколькими продуктивными пластами.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно изобретению создан способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы:

спуск в ствол скважины разобщающей компоновки, содержащей хвостовик, одну или несколько муфт, одну или несколько обернутых фильтром муфт и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга;

набухание, по меньшей мере, одного из множества набухающих пакеров для создания разобщения зон одного или нескольких выбранных интервалов;

при этом одна или несколько обернутых фильтром муфт и одна или несколько муфт расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга для размещения, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт и, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт, по меньшей мере, в одном из одного или нескольких выбранных интервалов;

развертывание внутри хвостовика сдвигающего инструмента, выполненного с возможностью регулирования установки в нужное положение каждой из одной или нескольких муфт и каждой из одной или нескольких обернутых фильтром муфт;

приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в открытое положение для интенсификации притока из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов посредством подачи текучей среды через одно или несколько отверстий хвостовика и через один или несколько отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт;

приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в закрытое положение для повторного установления разобщения зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов; и

приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт в открытое положение для обеспечения прохода добываемой текучей среды из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов через одно или несколько отверстий в хвостовике и через множество отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт.

Приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт в закрытое положение может повторно устанавливать разобщение зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов.

Приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт может смещать, по меньшей мере, одну из одной или несколько муфт или, по меньшей мере, одну из одной или нескольких обернутых фильтром муфт продольно вдоль хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

Приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт может поворачивать, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одну из одной или нескольких обернутых фильтром муфт вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

Сдвигающий инструмент можно развертывать на насосно-компрессорной трубе, гибкой насосно-компрессорной трубе, каротажном кабеле или бурильной трубе.

Разобщающая компоновка может дополнительно содержать один или несколько центраторов, расположенных вокруг хвостовика в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов.

Согласно другому варианту выполнения способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалах содержит следующие этапы:

спуск разобщающей компоновки, содержащей хвостовик, одну или несколько муфт и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга,

при этом одна или несколько муфт выполнены с возможностью установки в закрытое положение, открытое положение и открытое к фильтру положение;

развертывание внутри хвостовика сдвигающего инструмента, выполненного с возможностью регулирования установки в нужное положение каждой из одной или нескольких муфт;

набухание, по меньшей мере, одного из множества набухающих пакеров для создания разобщения зон одного или нескольких выбранных интервалов;

при этом одна или несколько муфт расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга для размещения, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт, по меньшей мере, в одном из одного или нескольких выбранных интервалов;

приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в открытое положение;

закачка текучей среды через один или несколько проемов в хвостовике и через одно или несколько отверстий, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов для обработки притока из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов; и

приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в положение, открытое к фильтру, для обеспечения прохода добываемой текучей среды из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов через одно или несколько отверстий хвостовика и через одно или несколько отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт.

Приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки смещает, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт в закрытое положение для установления разобщения зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов.

Приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт может поворачивать, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

Сдвигающий инструмент может развертываться на насосно-компрессорной трубе, гибкой насосно-компрессорной трубе, каротажном кабеле или бурильной трубе.

Разобщающая компоновка может дополнительно содержать один или несколько центраторов, расположенных вокруг хвостовика в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Приведенные чертежи показывают некоторые аспекты нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения и их не следует использовать для ограничения или очерчивания границ изобретения.

На фигуре 1А показан ствол скважины с колонной обсадных труб, расположенных в нем.

На фигуре 1В показан вид сечения разобщающей компоновки, содержащей хвостовик и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 2 показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины, создающей разобщение выбранных интервалов ствола скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 3А показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины, создающей разобщение выбранных интервалов ствола скважины, с некоторыми необязательными признаками согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 3В показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины, создающей разобщение выбранных интервалов ствола скважины, с некоторыми необязательными признаками согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 4 показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины, создающей разобщение выбранных интервалов ствола скважины, с выполнением гидроструйного перфорирования в самом нижнем интервале с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы.

На фигуре 5А показан спуск разобщающей компоновки в ствол скважин посредством составной трубной колонны, скрепленной с гидроструйным инструментом, для обеспечения спуска за один рейс и обработки нескольких интервалов ствола скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 5В показан гидроструйный инструмент, спущенный в интервал ствола скважины, подлежащий обработке, перфорирующий хвостовик и инициирующий приток или улучшающий перфорационные каналы в выбранном интервале ствола скважины.

На фигуре 5С показан ввод текучей среды обработки в выбранный интервал ствола скважины с несколькими продуктивными интервалами.

На фигуре 5D показана обработка текучей средой выбранного интервала ствола скважины с несколькими продуктивными интервалами.

На фигуре 5Е показан гидроструйный инструмент, убранный из первого интервала ствола скважины в положение над пробкой обратного притока в ствол скважины расклинивющего агента обработки гидроразрыва пласта.

На фигуре 5F показано удаление лишнего расклинивающего агента посредством обратной циркуляции пробки обратного притока в ствол скважины для обеспечения обработки другого выбранного интервала ствола скважины, представляющего интерес.

На фигуре 5G показан гидроструйный инструмент, перфорирующий хвостовик и инициирующий приток или улучшающий перфорационные каналы в следующем выбранном интервале для обеспечения его обработки.

На фигуре 6А показан вид сечения обернутой фильтром муфты в стволе скважины в положении, открытом для фильтрования.

На фигуре 6В показан вид сечения обернутой фильтром муфты в стволе скважины в положении, закрытом к фильтру.

На фигуре 6С показан вид сечения обернутой фильтром муфты в стволе скважины в положении, открытом к фильтру.

На фигуре 6D показан вид сечения обернутой фильтром муфты в стволе скважины в положении, закрытом к фильтру.

На фигуре 7А показан вид сечения муфты в стволе скважины в открытом положении.

На фигуре 7В показан вид сечения муфты в стволе скважины в закрытом положении.

На фигуре 7С показан вид сечения муфты в стволе скважины в открытом положении.

На фигуре 7D показан вид сечения муфты в стволе скважины в закрытом положении.

На фигуре 8А показан вид сечения обернутой фильтром муфты в стволе скважины в положении, открытом к фильтру.

На фигуре 8В показан вид сечения муфты в стволе скважины в закрытом положении.

На фигуре 8С показан вид сечения муфты в стволе скважины в открытом положении.

На фигуре 8D показан вид сечения муфты в стволе скважины в положении, открытом к муфте.

На фигуре 8Е показан вид сечения муфты в стволе скважины в закрытом положении.

На фигуре 8F показан вид сечения муфты в стволе скважины в открытом положении.

На фигуре 9А показан вид сечения муфты в стволе скважины в открытом положении.

На фигуре 9В показан вид сечения муфты в стволе скважины в закрытом положении.

На фигуре 10А показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины.

На фигуре 10В показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для обработки стволов скважин с несколькими продуктивными интервалами и, конкретнее, к использованию разобщающей компоновки для создания разобщения зон для обеспечения выборочной обработки продуктивных или ранее находившихся в эксплуатации интервалов в стволе скважины с несколькими продуктивными интервалами.

Способы и устройства настоящего изобретения могут обеспечивать повторное установление разобщения зон продуктивных интервалов, разбуренных, но не эксплуатировавшихся, или непродуктивных интервалов, или ранее находившихся в эксплуатации интервалов в стволах скважин с несколькими продуктивными интервалами посредством использования разобщающей компоновки. В некоторых вариантах осуществления разобщающие компоновки настоящего изобретения могут содержать хвостовик и множество набухающих пакеров, при этом набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика с выбранными разносами.

Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приведено следующее описание некоторых вариантов осуществления, которые не должны считаться ограничивающими или образующими объем изобретения.

На фигуре 1А показано типичное заканчивание ствола скважины. Колонна 105 обсадных труб расположена в стволе 140 скважины. Перфорационные каналы 150 в колонне 105 обсадных труб обеспечивают прохождение текучей среды через колонну 105 обсадных труб. При таком заканчивании обработка или повторная обработка конкретного интервала может являться проблематичной, поскольку каждый интервал больше не разобщен с другим интервалом. Для решения данной проблемы на фигуре 1В показан один вариант осуществления устройства повторного установления разобщения ранее не разобщенных интервалов продольного участка ствола скважины.

В частности, на фигуре 1В показан вид сечения разобщающей компоновки 100, содержащей хвостовик 110 и множество набухающих пакеров 120. Множество набухающих пакеров 120 могут быть расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

В некоторых вариантах осуществления хвостовик 110 может быть постоянно установлен в стволе скважины, в данном варианте хвостовик 110 может быть выполнен из любого материала, совместимого с расчетными условиями на забое скважины, в которых хвостовик 110 предполагается эксплуатировать. В других вариантах осуществления хвостовик 110 может быть временным и может быть выполнен из разбуриваемого или разлагающегося материала. Подходящие для хвостовика материалы включают в себя, без ограничения этим, металлы, известные в технике (например, алюминий, чугун), различные сплавы, известные в технике (например, нержавеющая сталь), композитные материалы, разлагающиеся материалы или любые их комбинации. Термины «разлагающийся», «разлагаться», «разложение», и т.п. при использовании в настоящем документе относятся к разложению, которое может являться результатом, кроме всего, химической или термической реакции или реакции, наведенной излучением. Разлагающиеся материалы включают в себя, без ограничения этим, растворимые материалы, материалы, деформирующиеся или плавящиеся при нагревании, такие как термопластичные материалы, гидролитически разлагающиеся материалы, материалы, разлагающиеся под воздействием излучения, материалы, вступающие в реакцию с кислыми текучими средами, или любые их комбинации. Дополнительные примеры подходящих разлагающихся материалов раскрыты в патенте США 7036587, который полностью включен в данный документ в виде ссылки.

Набухающие пакеры 120 могут представлять собой любую эластомерную муфту, кольцо или пояс, подходящие для создания не проницаемого для текучей среды уплотнения между хвостовиком 110 и внешней насосно-компрессорной трубой, обсадной колонной или стволом скважины, в котором хвостовик 110 расположен. Подходящие набухающие пакеры включают в себя, без ограничения этим, набухающие пакеры, раскрытые в патенте США 2004/0020662, включенном в данный документ в виде ссылки.

Каждый набухающий пакер 120 может быть выполнен из различных материалов, различных форм и размеров. То есть ничто не должно восприниматься как требование, чтобы все набухающие пакеры 120 были выполнены из идентичных материалов, идентичной формы или размера. В некоторых вариантах осуществления каждый набухающий пакер 120 может быть индивидуально спроектирован для условий, прогнозируемых на каждом выбранном интервале, учитывая, например, расчетные температуры и давления. Подходящие набухающие материалы включают в себя этиленпропиленовый сополимерный каучук, этиленпропилендиеновый терполимерный каучук, бутилкаучук, галогенизированный бутилкаучук, бромбутилкаучук, хлорбутилкаучук, хлорированный полиэтилен, сополимер бутадиена и стирола, каучук на основе этиленпропиленового мономера, натуральный каучук, каучук на основе этиленпропилендиенового мономера, гидрогенизированный акрилонитрилбутадиеновый каучук, изопреновый каучук, хлорпреновый каучук и полинорборнен. В некоторых вариантах осуществления только участок набухающего пакера может содержать набухающий материал.

На фигуре 2 показан вид сечения разобщающей компоновки 200, расположенной в колонне 205 обсадных труб ствола 240 скважины для восстановления разобщения в интервалах ствола скважины, предварительно не разобщенных. Хотя ствол 240 скважины показан вертикальным, разобщающую компоновку 200 можно использовать в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, кроме вертикальных скважин. Кроме того, абсолютно понятно, что разобщающая компоновка 200 может проходить по всей длине ствола 240 скважины (то есть с выполнением разобщения по всей колонне обсадных труб) или только на нужном участке длины ствола 240 скважины. Кроме того, разобщающая компоновка 200 может быть выполнена в одной секции или нескольких секциях, как необходимо. Таким образом, разобщение может быть создано только на некоторых участках длины ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления разобщающая компоновка 200 может являться составной компоновкой.

Колонна 205 обсадных труб имеет перфорационные каналы 250, обеспечивающие сообщение с каждым перфорированным интервалом в стволе скважины. Разобщающая компоновка (например, хвостовик 210 и набухающие пакеры 220) может быть спущена в колонну обсадных труб 210.

Набухание пакеров 220 может обуславливать посадку с натягом между хвостовиком 210 и колонной 205 обсадных труб так, чтобы создать гидравлическое разобщение выбранных интервалов по длине ствола скважины. Гидравлическая изоляция может создавать разобщение зон между интервалами, которые ранее не были гидравлически изолированы друг от друга. Таким образом может быть восстановлена целостность ранее перфорированной обсадной колонны. То есть разобщающая компоновка может восстановить необходимую изоляцию интервалов друг от друга. После восстановления целостности ствола скважины таким образом выбранные интервалы можно обрабатывать, как необходимо, как описано более подробно ниже.

Набухание пакеров можно инициировать, обеспечив контакт реакционно-способной текучей среды, такой, например как, углеводород с пакером. В некоторых вариантах осуществления набухание пакеров можно инициировать локальным нанесением реакционно-способной подходящей текучей среды на пакеры. Реакционно-способная текучая среда может быть введена в контакт с набухающим материалом рядом способов, наиболее обычным из которых является размещение реакционно-способной текучей среды в стволе скважины до спуска хвостовика. Выбор реакционно-способной текучей среды зависит от состава набухающего материала, а также среды в стволе скважины. Подходящие реакционно-способные текучие среды включают в себя любые текучие среды на углеводородной основе, такие как товарная нефть, природный газ, растворители на нефтяной основе, дизельное топливо, конденсат, текучие среды на водной основе, газы или любые их комбинации. Патентная публикация США №2004/0020662 описывает пакер, набухающий от углеводорода, а патент США 4137970 описывает пакер, набухающий от воды, оба включены в данный документ в виде ссылки. Норвежский патент 20042134, включенный в данный документ в виде ссылки, описывает набухающий пакер, расширяющийся под воздействием газа. Локальное нанесение на набухающие пакеры может воздействовать после или во время ввода разобщающей компоновки в ствол скважины. В некоторых случаях можно обеспечивать контакт текучей среды коллектора с набухающими пакерами для инициирования набухания пакеров.

После достижения гидравлического разобщения выбранных интервалов ствола скважины может быть установлена гидравлическая связь с выбранными интервалами ствола скважины. Любое количество способов можно использовать для установления гидравлической связи с выбранным интервалом, включающих в себя, без ограничения этим, перфорирование хвостовика на выбранных интервалах, как необходимо.

Выбранные интервалы можно затем обрабатывать текучей средой обработки. Выбранные интервалы могут включать в себя интервалы разбуренных, но не эксплуатировавшиеся, размещенные в многослойной структуре между ранее находившимися в эксплуатации интервалами, и, следовательно, должны быть установлены пакеры для изоляции данного интервала, даже если интервал могут не открывать до установки хвостовика 210. Дополнительно, пакеры можно устанавливать для изоляции интервалов, которые больше не должны эксплуатироваться, таких как интервалы с избыточным поступлением воды.

Использованные в данном описании термины "обработанный", "обработка", "обрабатывающий" и т.п. относятся к любой подземной операции с использованием текучей среды в связи с выполнением необходимой функции и/или для достижения нужной цели. Термины "обработанный", "обработка", "обрабатывающий" и т.п., при использовании в данном документе, не означают какого либо конкретного мероприятия с текучей средой или ее конкретным компонентом. В некоторых вариантах осуществления обработка выбранного интервала ствола скважины может включать в себя любое число подземных работ, включающих в себя, без ограничения этим, обработку для охвата заводнением, обработку для закрепления рыхлой породы, обработку для предотвращения выноса песка, изолирующую обработку или обработку пласта для интенсификации притока на выбранном интервале. Обработки пласта для интенсификации притока могут включать в себя, например, обработки гидроразрывом или кислотные обработки пласта для интенсификации притока.

На фигуре 3А показан вид сечения разобщающей компоновки в стволе скважины, создающей разобщение выбранных интервалов ствола скважины, с некоторыми необязательными признаками согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Хвостовик 310 можно спустить в ствол 340 скважины любым подходящим способом для размещения хвостовика 310 в стволе 340 скважины, включающем в себя, без ограничения этим, развертывание хвостовика 310 с составной трубной колонной или установку на гибкой насосно-компрессорной трубе. При использовании любое устройство подвески хвостовика может срезаться для подъема гибкой насосно-компрессорной трубы или составной трубной колонны, оставляя при этом ранее находившиеся в эксплуатации интервалы изолированными. Если необходимо, хвостовик 310 может включать в себя долото и скребок, спускаемые на конце хвостовика с целью удаления препятствий в обсадной колонне при спуске хвостовика 310. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 310 могут устанавливать на дне забоя ствола 340 скважины, пока набухающие пакеры 320 не набухнут для создания посадки с натягом или уплотнения, изолирующего текучую среду, достаточного для удержания хвостовика 310 на месте. Альтернативно, хвостовик 310 можно устанавливать на мостовую пробку 355, привязанную к глубине, или любое подходящее сужение в обсадной колонне на известной глубине. Здесь хвостовик 305 показан стоящим на мостовой пробке 355, которую можно установить спуском на каротажном кабеле. Таким образом, мостовая пробка 355 может служить точкой привязки, над которой размещают хвостовик 310 при спуске в обсадную колонну. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 310 может представлять собой сплошную колонну труб до поверхности, эффективно изолирующую всю колонну 305 обсадных труб, или в других вариантах осуществления хвостовик 310 может изолировать только продольный участок колонны 305 обсадных труб.

Как описано выше, когда хвостовик 310 оказался на месте работы и набухающие пакеры расширились для создания гидравлической изоляции между интервалами, выбранные интервалы можно изолировать и перфорировать, как необходимо для обеспечения обработки выбранных интервалов. Любой подходящий способ можно использовать для разобщения выбранных интервалов хвостовика, включающий в себя, без ограничения этим, способ с шаром и кольцевой перегородкой, пакеры, ниппельные пробки и пробки на тартальном канате, мостовые пробки, скользящие муфты, пробки из твердых частиц или расклинивающего агента или любые их комбинации.

Перед обработкой выбранных интервалов хвостовик 310 можно перфорировать, обеспечивая обработку одного или нескольких выбранных интервалов. Термин "перфорированный" при использовании в данном описании означает, что элемент или хвостовик имеет отверстия. Отверстия могут иметь любую форму, например круглую, прямоугольную, щелевидную и т.п. Термин не направлен на ограничения способа выполнения отверстий, то есть он не требует их выполнения перфорированием или расположения отверстий.

Можно использовать любые подходящие способы перфорирования хвостовика 310, включающие в себя, без ограничения этим, обычное перфорирование, такое как с использованием перфорирующих зарядов, перфорирования хвостовика заранее, скользящие муфты или окна, ломкие диски, панели с разрывными дисками, панели, выполненные из разлагающегося материала, растворимые пробки, перфорационные каналы, выполняемые химической резкой, или любые их комбинации. В некоторых вариантах осуществления можно использовать гидроструйный инструмент для перфорирования хвостовика. Таким путем можно восстанавливать гидравлическую связь с каждым выбранным интервалом, как необходимо. Показанные на фигуре 3А скользящие муфты 360 можно приводить в действие для открытия перфорационных каналов 370 хвостовика. Перфорационные каналы 370 хвостовика могут представлять собой просто заранее выполненные отверстия в хвостовике 310 или отверстия, созданные ломкими дисками, разложением разлагающихся панелей или любым другим устройством, подходящим для создания отверстия в хвостовике 310 в нужном месте на отрезке длины хвостовика 310.

В некоторых вариантах осуществления скользящие муфты 360 могут содержать устройство для уменьшения содержания мелкодисперсных материалов, такое чтобы скользящая муфта 360 могла функционировать в открытом положении, закрытом положении и/или положении, обеспечивающем работу устройства для уменьшения содержания мелкодисперсных материалов, такого как песчаный фильтр или фильтр с гравийной набивкой, для уменьшения обратного притока в ствол скважины мелкодисперсных материалов или расклинивающего агента через калиброванное отверстие скользящей муфты 360.

Некоторые варианты осуществления могут включать в себя шлангокабельные линии, линии каротажного кабеля или трубы на поверхность для создания мониторинга забойных датчиков, электродистанционного управления подземным оборудованием, нагнетания химикатов или любые их комбинации. Например, как показано на фигуре 3В, шлангокабельную линию 357 можно использовать для приведения в действие скользящих муфт 360 с дистанционным управлением. Шлангокабельная линия 357 может проходить между хвостовиком 310 и набухающими пакерами 320, или шлангокабельная линия 357 может проходить через набухающие пакеры 320, как показано на фигуре 3В. Шлангокабельную линию 357 можно также использовать, как линию нагнетания химикатов или текучих сред, таких как для обработки с локальным нанесением, заполнения азотом, добавок удаления H2S, ингибиторов коррозии или любых их комбинаций.

Хотя хвостовик 310 и набухающие пакеры 320 показаны создающими разобщение вдоль колонны обсадных труб 305, понятно, что хвостовик 310 и набухающие пакеры 320 могут создавать разобщение в необсаженном стволе без колонны обсадных труб или для фильтра с гравийной набивкой, если необходимо. Таким образом, колонна 305 обсадных труб не является обязательно требуемым признаком во всех вариантах осуществления настоящего изобретения. Другими словами, показ колонны 305 обсадных труб на фигурах является чисто иллюстративным и не должен требовать присутствия колонны 305 обсадных труб во всех вариантах осуществления настоящего изобретения.

После надлежащего разобщения выбранных интервалов и их перфорирования с использованием разобщающей компоновки выбранные интервалы можно обрабатывать, как необходимо. На фигуре 4 показан гидроструйный инструмент 485, спущенный в хвостовик 410 на гибкой насосно-компрессорной трубе 483. Гидроструйный инструмент 485 можно использовать для перфорирования колонн 405 обсадных труб и инициирования притока или улучшения перфорационных каналов в первом интервале 491 ствола скважины. Затем, если необходимо, первый интервал 491 можно обработать для интенсификации притока гидроструйным инструментом 485 или вводом текучей среды обработки для интенсификации притока в хвостовик 405. Специалисту в данной области техники, использующему изобретение, должно быть ясно, что разобщение и перфорование выбранных интервалов можно проводить в различной последовательности в зависимости от профиля конкретной скважины, условий и необходимых обработок. В некоторых вариантах осуществления несколько интервалов можно перфорировать до изоляции одного или нескольких выбранных интервалов. Существует несколько способов перфорирования и гидроразрыва пласта индивидуальных слоев. Один способ использует выборочный отстрел перфоратора на каротажном кабеле с закупориванием каналов уплотнительными шариками между обработками. Другой способ использует обычное перфорирование с разбуриваемыми мостовыми пробками, устанавливаемыми между обработками. Еще один способ использует скользящие окна, открывающиеся и закрывающиеся посредством каротажного кабеля или гибкой насосно-компрессорной трубы между обработками. Другой способ использует восстанавливаемые мостовые пробки и гидроструйное перемещение мостовой пробки между интервалами. Другие способы используют перфорирование ограниченного входа, системы сдвоенных пакеров для изоляции обычным способом перфорированных интервалов и пакеры на насосно-компрессорной трубе с обычным перфорированием.

Примеры подходящих обработок, которые можно применять на каждом выбранном интервале, включают в себя, без ограничения этим, обработки пласта для интенсификации притока (например, обработку гидроразрывом или кислотную обработку пласта для интенсификации притока), обработки для охвата заводнением, обработки предотвращения выноса песка, обработки уплотнения рыхлых пластов, изолирующие обработки или любые их комбинации. Кроме того, принимая во внимание выполнение данных этапов обработки часто на ранее обрабатывавшихся интервалах, совершенно ясно, что ранее разбуренные и неэксплуатировавшиеся интервалы можно обрабатывать аналогичным способом.

На фигуре 5А показан спуск разобщающей компоновки в ствол скважины посредством составной трубной колонны, скрепленной с гидроструйным инструментом для обеспечения спуска за один рейс и обработки нескольких интервалов ствола скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Одно из преимуществ данной реализации настоящего изобретения включает в себя возможность установки разобщающей компоновки и выполнения перфорирования и обработок в одном рейсе в ствол 540 скважины. Составную трубную колонну 580 можно использовать для спуска хвостовика 510 в ствол 540 скважины. Конкретнее, составная трубная колонна 580 скреплена с хвостовиком 510 посредством устройства 575 соединения. После спуска хвостовика 510 в ствол 540 скважины набухающим пакерам может быть обеспечено набухание для создания непроницаемого для текучей среды уплотнения на колонне 505 обсадных труб, для разобщения или повторного разобщения интервалов ствола 540 скважины. После установки хвостовика 510 на место работы устройство 575 соединения может быть срезано или иначе отсоединено от хвостовика 510.

После срезания или иного отсоединения устройства 575 соединения гидроструйный инструмент 585 может быть спущен в интервал ствола скважины, подлежащий обработке, в данном случае первый интервал 591 ствола скважины, как показано на фигуре 5В. Как показано здесь, гидроструйный инструмент 585 можно использовать для перфорирования колонны 505 обсадных труб и инициирования притока или улучшения перфорационных каналов в первом интервале 591 ствола скважины. Затем, как показано на фигуре 5С, текучую среду обработки (в данном случае обработки 595 гидроразрывом) можно ввести в хвостовик 510 для обработки первого интервала 591 ствола скважины. На фигуре 5D показана обработка 595 гидроразрывом, применяемая в первом интервале 591 ствола скважины в некоторый момент после перфорирования первого интервала 591 ствола скважины гидроструйным инструментом 585, который может быть отведен в некоторую точку над прогнозируемым верхом пробки обратного притока в ствол скважины расклинивающего агента обработки гидроразрывом. На фигуре 5Е гидроструйный инструмент 585 отведен с первого интервала 591 ствола скважины над пробкой обратного притока расклинивающего агента обработки 595 гидроразрывом. На фигуре 5F лишний расклинивающий агент удаляют обратной циркуляцией с откачкой пробки обратного притока расклинивающего агента, обеспечивая обработку следующего интервала ствола скважины, представляющего интерес.

После удаления излишнего расклинивающего агента гидроструйный инструмент 585 можно использовать для перфорирования колонны 505 обсадных труб и инициирования притока или улучшения перфорационных каналов во втором интервале 592 ствола скважины, как показано на фигуре 5G. Обработки текучей средой можно затем применить во втором интервале 592 ствола скважины. Аналогичным способом другие интервалы ствола скважины, представляющие интерес, можно перфорировать и обрабатывать или повторно обрабатывать, как необходимо. Кроме того, совершенно очевидно, что разбуренные, но неэксплуатировавшиеся интервалы между двумя эксплуатационными интервалами можно также аналогично перфорировать и обрабатывать.

На финальном этапе процесса насосно-компрессорную трубу можно спустить с проведением обратной циркуляции для удаления пробки обратного притока расклинивающего агента и обеспечения добычи из вновь перфорированных и обработанных для интенсификации притока интервалов.

Традиционно гидроразрыв пласта основан на использовании сложных и комплексных компоновок низа бурильной колонны. С традиционным способом гидроразрыва пласта связаны некоторые процессы высокого риска для получения гидроразрыва пласта в нескольких продуктивных интервалах. Одним главным фактором риска, связанным с традиционным гидроразрывом пласта, является преждевременное выпадение расклинивающего агента из жидкости гидроразрыва. Посредством реализации муфт и разобщающей компоновки, показанных на фигурах 6-10, некоторые из данных рисков можно уменьшить или устранить, поскольку один рейс в скважину обеспечивает проведение гидроразрывов пласта в нескольких продуктивных интервалах и заканчивание скважины с использованием фильтра после обработки всех интервалов для интенсификации притока.

На фигурах 6A-6D показаны виды сечения обернутой фильтром муфты в стволе 600 скважины. На фигуре 6А муфта 660, обернутая фильтром, является муфтой с фильтром 650 или другим приемлемым устройством для уменьшения содержания мелкодисперсных материалов, перекрывающими отверстия 640. Отверстия 640 обеспечивают проход текучей среды, такой как добываемая текучая среда, через фильтры 650 муфты 660. В некоторых вариантах осуществления фильтры 650 могут быть расположены вокруг наружной поверхности муфты 660 для создания перекрывания фильтром всех отверстий 640. В другом примере вариантов осуществления фильтры 650 могут размещать в проемах отверстий 640 или любым другим способом, подходящим для предотвращения обратного притока расклинивающего агента через муфты 660. Фильтры 650 действуют, предотвращая обратный приток в ствол скважины расклинивающего агента или вынос песка. Обеспечение устранения проблем обратного притока в ствол скважины расклинивающего агента имеет особую важность в Северном море, в Западной Африке и на побережье Персидского залива. Например, в Северном море опасность представляют материалы существующей продолжительности проницаемости. Создание решения проблемы обратного притока в ствол скважины расклинивающего агента приводит к улучшенным заканчиваниям с гидроразрывом пласта и решению вопросов охраны окружающей среды.

Для предотвращения повреждения стенками ствола скважины фильтров 650 один или несколько центраторов 620 могут быть расположены вокруг обернутой фильтром муфты 660 или хвостовика 610. Как показано на фигуре 6А, центраторы 620 могут быть расположены выше и ниже муфты 660. В некоторых вариантах осуществления один или несколько центраторов 620 могут быть расположены только выше, только ниже, выше и ниже или в любом месте на хвостовике 610 или обернутой фильтром муфте 660.

Муфта 660 расположена вокруг хвостовика 610 как часть разобщающей компоновки, рассмотренной ниже в описании фигур 10А и 10В. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 610 может иметь заранее выполненные отверстия 630. В других вариантах осуществления отверстия 630 могут быть выполнены после спуска разобщающей компоновки в ствол скважины.

Как показано на фигуре 6А, обернутая фильтром муфта 660 может продольно смещаться по выбранному промежутку вдоль хвостовика 610 в положение открытой к фильтру, так чтобы отверстия 630 и 640 были совмещены друг с другом. В некоторых вариантах осуществления установка муфты 660 на положение, открытое к фильтру, обеспечивает прохождение текучих сред из ствола скважины через отверстия 640 муфты 660 и через отверстия 630 в хвостовик 610. В одном варианте осуществления добываемые текучие среды принимают в хвостовик 610 из отверстий 640 и 630 из выбранного интервала. Несколько выбранных интервалов могут принимать текучие среды одновременно. Несколько выбранных интервалов могут являться смежными, несмежными или любыми комбинациями таких интервалов.

На фигуре 6В показана обернутая фильтром муфта 660, смещенная продольно вдоль хвостовика 610 в закрытое положение (отверстия 630 и 640 не совмещены друг с другом) для предотвращения прохода какой-либо текучей среды из ствола скважины через отверстия 640 и 630 и в хвостовик 610. В некоторых вариантах осуществления и, как показано на фигуре 6С, обернутую фильтром муфту 660 смещают в открытое к фильтру положение поворотом обернутой фильтром муфты 660 по часовой стрелке или против часовой стрелки для обеспечения прохода текучей среды из ствола скважины через отверстия 640 и 630 и в хвостовик 610. На фигуре 6D показана обернутая фильтром муфта 660, повернутая по часовой стрелке или против часовой стрелки в закрытое положение для предотвращения прохода какой-либо текучей среды из ствола скважины через отверстия 640 и 630 и в хвостовик 610. В одном варианте осуществления обернутую фильтром муфту 660 могут смещать с приведением в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки обернутой фильтром муфты 660 в нужное положение.

На фигурах 7A-7D показаны, в общем, виды сечения муфт в стволе 700 скважины. На фигуре 7А муфта 770 является муфтой с отверстиями 740. Фильтр не является необходимым для муфты 770. В отличие от обернутых фильтром муфт 670 нет необходимости предотвращения обратного притока в ствол скважины расклинивающего агента, поскольку муфта 770 обеспечивает прохождение текучей среды из хвостовика и в ствол скважины на выбранном интервале. Муфта 770 расположена вокруг хвостовика 710 как часть разобщающей компоновки, рассмотренной ниже в описании фигур 10А и 10В. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 710 может иметь заранее выполненные отверстия 730. В других вариантах осуществления отверстия 730 могут быть выполнены после спуска хвостовика 710 в ствол скважины.

Для предотвращения повреждения стенками ствола скважины фильтров или обернутых фильтрами муфт (не показано), таких как обернутые фильтрами муфты 660 фигуры 6, один или несколько центраторов 720 могут быть расположены около муфты 770 или хвостовика 710. Как показано на фигуре 7А, центраторы 720 установлены в нужном положении выше и ниже муфты 770. В некоторых вариантах осуществления один или несколько центраторов 720 могут быть расположены только выше, только ниже, выше и ниже или в любых местах вдоль хвостовика 710 или муфты 770.

Как указано на фигуре 7А, муфта 770 может продольно смещаться на выбранном промежутке вдоль хвостовика 710 в положение открытой к фильтру, так чтобы отверстия 730 и 740 были совмещены друг с другом. В некоторых вариантах осуществления муфта 770 устанавливается в открытое положение (отверстия 730 и 740 совмещены друг с другом), обеспечивая проход текучих сред через хвостовик 710 и через отверстия 730 и 740 в ствол скважины. Например, можно осуществлять прохождение текучих сред гидроразрыва пласта через отверстия 730 и 740, чтобы обрабатывать для интенсификации притока выбранный интервал. Несколько выбранных интервалов можно обработать для интенсификации притока в одно время. Несколько выбранных интервалов могут являться смежными, несмежными или любыми комбинациями таких интервалов.

На фигуре 7В показана муфта 770, смещенная продольно вдоль хвостовика 710 в закрытое положение (отверстия 730 и 740 не совмещены друг с другом). Когда муфта 770 установлена в закрытое положение, предотвращается прохождение текучих сред через хвостовик 710 и через отверстия 730 и 750 и в ствол скважины. В закрытом положении муфта 770 повторно устанавливает разобщение зон выбранного интервала.

В некоторых вариантах осуществления и как показано на фигуре 7С муфту 770 смещают вокруг хвостовика 710 в открытое положение поворотом муфты 770 по часовой стрелке или против часовой стрелки так, чтобы обеспечивать проход текучей среды из хвостовика 710 через отверстия 730 и 740 в ствол скважины. На фигуре 7D показана муфта 770, повернутая по часовой стрелке или против часовой стрелки в закрытое положение для предотвращения прохода любой текучей среды из хвостовика 710 через отверстия 730 и 740 в ствол скважины. В одном варианте осуществления муфту 770 можно смещать приводом в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки в нужное положение муфты 770.

В некоторых вариантах осуществления функциональные возможности обернутой фильтром муфты 660 и муфты 770 можно объединять, как показано на фигурах 8A-8F. На фигурах 8A-8F показаны, в общем, виды сечения муфт в стволе 800 скважины, имеющих секцию с фильтром, секцию без фильтра и секцию без фильтра с проемами. Такая многофункциональная муфта показана на фигуре 8А как муфта 880. Муфта 880 может иметь отверстия 840. Некоторые отверстия 840 может перекрывать фильтр 850. Участок с фильтром муфты 880 работает аналогично обернутой фильтром муфте 660 фигуры 6. Участок без фильтра муфты 880 работает аналогично муфте 770. Муфта 880 расположена вокруг хвостовика 810 как часть разобщающей компоновки, рассмотренной в описании фигур 10А и 10В.

В некоторых вариантах осуществления хвостовик 810 может иметь заранее выполненные отверстия 830. В других вариантах осуществления отверстия 830 могут быть выполнены после спуска хвостовика 810 в ствол скважины. Для предотвращения повреждения стенками ствола скважины фильтров 850 один или несколько центраторов 820 могут быть расположены около муфты 880 или хвостовика 810. Как показано на фигуре 8А, центраторы 820 установлены в нужное положение выше и ниже муфты 880. В некоторых вариантах осуществления один или несколько центраторов 820 могут быть расположены только выше, только ниже, выше и ниже или в любом месте по длине хвостовика 810 или муфты 880. Как указано на фигуре 8А, муфта 880 может продольно смещаться на выбранном промежутке вдоль хвостовика 810 в положение, открытое к фильтру, так чтобы совместить отверстия 830 и 840 друг с другом. В некоторых вариантах осуществления муфту 880 устанавливают на открытое к фильтру положение, обеспечивающее проход текучих сред из ствола скважины через отверстия 840 муфты 880 и через отверстия 830 хвостовика 810. На фигуре 8В показана муфта 880, смещенная продольно вдоль хвостовика 810 в закрытое положение, что предотвращает проход какой-либо текучей среды из ствола скважины через отверстия 840 и 830 и в хвостовик 610 и также предотвращает проход текучих сред через хвостовик 810 и из отверстий 830 и 840. На фигуре 8С показана муфта 880, смещенная продольно вдоль хвостовика 810 в открытое положение, обеспечивающее проход текучей среды из хвостовика 810 через отверстия 830 и 840 в ствол скважины.

В некоторых вариантах осуществления и как показано на фигуре 8D муфта 880 смещается вокруг хвостовика 810 в положение открытой к фильтру поворотом муфты 880 по часовой стрелке или против часовой стрелки для обеспечения прохода текучей среды из ствола скважины через отверстия 840 и 830 в хвостовик 810. На фигуре 8Е показана муфта 880, повернутая по часовой стрелке или против часовой стрелки в закрытое положение, что предотвращает проход любой текучей среды из ствола скважины через отверстия 840 и 830 в хвостовик 810 и также предотвращает прохождение текучих сред через хвостовик 810 и из отверстий 830 и 840. На фигуре 8F показана муфта 880, приведенная в действие для смещения муфты 880 вокруг хвостовика 810 в открытое положение для обеспечения прохода текучей среды из хвостовика 810 через отверстия 830 и 840 в ствол скважины. В одном примере варианта осуществления муфта 880 может смещаться приводом в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки в нужное положение муфты 880.

На фигурах 9А-9В показаны, в общем, виды сечения муфты в стволе 900 скважины. В некоторых вариантах осуществления одна или несколько муфт 970 и одна или несколько обернутых фильтром муфт 960 могут быть расположены вокруг хвостовика 910. На фигуре 9А обернутая фильтром муфта 960 является муфтой с фильтром 950 или другим приемлемым устройством для уменьшения содержания мелкодисперсных материалов, закрывающих отверстия 940 муфты 960. На фигуре 9А муфта 990 является муфтой без каких-либо отверстий. Муфты 960 и 990 расположены вокруг хвостовика 910 как часть разобщающей компоновки, рассмотренной в описании фигур 10А и 10В. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 910 может иметь заранее выполненные отверстия 930. В других вариантах осуществления отверстия 930 могут быть выполнены после спуска хвостовика 910 в ствол скважины. Для предотвращения повреждения стенками ствола скважины фильтров 950 один или несколько центраторов 920 могут быть расположены около муфты 960 или хвостовика 910. Как показано на фигуре 9А, центраторы 920 установлены в нужное положение выше и ниже муфты 960. В некоторых вариантах осуществления один или несколько центраторов 920 могут быть расположены только выше, только ниже, выше и ниже или в любом месте вдоль по хвостовику 910 или муфт 960. Как показано на фигуре 9А, обернутая фильтром муфта 960 и муфта 990 могут продольно смещаться на выбранном промежутке вдоль хвостовика 910 в положение, открытое к фильтру, так чтобы совместить отверстия 930 хвостовика 910 с отверстиями 940 обернутой фильтром муфты 960. В некоторых вариантах осуществления положение, открытое к фильтру, обеспечивает проход текучих сред из ствола скважины через отверстия 940 муфты 960 и через отверстия 930 хвостовика 910. На фигуре 9В показана сплошная муфта 990 без отверстий, приводимая в действие для продольного смещения вдоль хвостовика 910 для предотвращения прохода какой-либо текучей среды из ствола скважины через отверстия 930 и в хвостовик 910 и также для предотвращения прохождения текучих сред через хвостовик 910 и из отверстий 930.

На фигурах 10А и 10В показаны, в общем, виды сечений разобщающей компоновки 1000 в стволе скважины, обеспечивающей за один рейс размещение и обработку в нескольких интервалах ствола скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Одно из преимуществ такой реализации настоящего изобретения включает в себя возможность спуска разобщающей компоновки 1000 на забой скважины и выполнение обработки и эксплуатационных работ в одном рейсе в ствол скважины. Одна или несколько муфт 1070 и одна или несколько обернутых фильтром муфт 1060 расположены вокруг хвостовика 1010. Муфты 1070 имеют одно или несколько отверстий 1040 (показано на фигуре 10В). Муфты 1070 могут выполнять свои функции аналогично муфтам 770. Обернутые фильтром муфты 1060 имеют одно или несколько отверстий 1040, перекрытых фильтром 1050. Обернутые фильтром муфты 1060 могут выполнять свои функции аналогично обернутым фильтром муфтам 660. В одном варианте осуществления муфты 1070 и обернутые фильтром муфты 1060 можно заменить муфтами с функциональными возможностями - как обернутыми фильтрами муфтами 1060, так и муфт, 1070, такими как муфта 880, показанная на фигуре 8.

Один или несколько набухающих пакеров 1090 также расположены вокруг хвостовика 1010. Также для предотвращения повреждения стенками ствола скважины фильтров 1050 один или несколько центраторов 1020 могут быть расположены около муфты 1060 или хвостовика 1010. Как показано на фигурах 10А и 10В, центраторы 1020 установлены в нужное положение выше и ниже муфт 1060. В некоторых вариантах осуществления один или несколько центраторов 1020 могут быть расположены только выше, только ниже, выше и ниже или в любом месте вдоль по хвостовику 1010 или муфте 1080.

Способ выбора, обработки для интенсификации притока и добычи углеводородов в интервале или зоне с использованием разобщающих компоновок должны быть описаны со ссылками на фигуру 10А и фигуру 10В. Первое, разобщающую компоновку 1000 спускают в ствол скважины. Второе, набухающим пакерам 1090 могут обеспечивать набухание для создания не проницаемого для текучей среды уплотнения, для изоляции или повторной изоляции выбранных интервалов ствола скважины. Набухающие пакеры 1090 могут быть выполнены из различных материалов, таких как материалы, установленные для набухающего пакера 120. Любой способ, в общем известный специалисту в данной области техники, можно использовать для обеспечения набухания набухающих пакеров 1090, а также способы, рассмотренные при описании фигуры 2. Только с иллюстративными целями на фигурах 10А и 10В показан выбранный интервал между набухающими пакерами 1090 с двумя обернутыми фильтрами муфтами 1060 и одной муфтой 1070. В других вариантах осуществления выбранный интервал, изолированный набухающими пакерами 1090, может включать в себя любое количество обернутых фильтром муфт 1060 и любое количество муфт 1070. Другие примеры вариантов осуществления могут также включать в себя несколько выбранных интервалов, разобщенных несколькими набухающими пакерами 1090. Другой вариант осуществления может включать в себя муфту с функциональными параметрами - как муфты 1060, так и муфты 1070, показанные на фигурах 8A-8D.

Сдвигающий инструмент 1015 можно спустить в хвостовик 1010. Как показано здесь, сдвигающий инструмент 1015 можно приводить в действие для смещения муфт 1070 и обернутых фильтром муфт 1060 около хвостовика 1010. Смещение или регулирование положения муфт 1070 и обернутых фильтрами муфт 1060 можно проводить продольно вдоль хвостовика 1010 или поворотом вокруг хвостовика 1010, как описано для фигур 5-9. Сдвигающий инструмент 1015 можно развертывать на насосно-компрессорной трубе, гибкой насосно-компрессорной трубе, на каротажном кабеле, бурильной трубе или любом другом приемлемом устройстве.

После изоляции выбранного интервала сдвигающий инструмент 1015 приводит в действие муфту 1070 для регулирования установки муфты 1070 в открытое положение. Обернутые фильтром муфты 1060 находятся в закрытом положении для предотвращения обратного притока любой текучей среды в хвостовик 1010. Ствол скважины обрабатывают текучей средой, проходящей вниз по хвостовику 1010 через отверстия 1030 и 1040 и в ствол скважины. В одном примере варианта осуществления выбранные интервалы обрабатывают текучей средой гидроразрыва пласта для интенсификации притока ствола скважины.

Набухающие пакеры 1090 предотвращают выход любой текучей среды за пределы выбранного интервала, чтобы образовать изоляцию зоны выбранного интервала. После обработки муфта 1070 приводится в действие сдвигающим инструментом 1015 для смещения в закрытое положение. Обработки текучей средой можно затем применять в других выбранных интервалах аналогичным способом. В другом варианте осуществления несколько выбранных интервалов, разобщенных несколькими набухающими пакерами 1090, можно обрабатывать одновременно приведением в действие нескольких муфт 1070 в нескольких выбранных интервалах со смещением в открытое положение и затем вводом текучей среды обработки. Несколько выбранных интервалов могут являться смежными, несмежными или их комбинацией.

После обработки выбранных интервалов муфты 1070 можно привести в действие для смещения в закрытое положение для повторной установки изоляции зоны выбранного интервала и для обеспечения выполнения дополнительных работ в стволе скважины. Например, сдвигающий инструмент 1015 может приводить в действие обернутые фильтром муфты 1060 для смещения в открытое или открытое к фильтру положение в выбранном интервале, как показано на фигуре 10В. Текучая среда проходит из ствола скважины через отверстия 1040 и 1030 в хвостовик 1010. В одном варианте осуществления текучая среда является добываемой текучей средой. В другом варианте осуществления в нескольких выбранных интервалах, разобщенных несколькими набухающими пакерами 1090, одна или несколько обернутых фильтром муфт 1060 приводятся в действие для смещения в открытое положение, чтобы обеспечивать проход текучей среды через отверстия 1040 и 1030 в хвостовик 1010 из нескольких выбранных интервалов. Также несколько выбранных интервалов не обязательно должны являться смежными.

Обернутые фильтром муфты 1060 можно приводить в действие для смещения в закрытое положение для обеспечения дополнительных работ в стволе скважины. В одном примере варианта осуществления повторный гидроразрыв пласта ствола скважины можно инициировать приведением в действие муфт 1070 для смещения в открытое положение, чтобы обеспечивать обработку ствола скважины. В другом варианте осуществления можно выбрать новые интервалы для обработки для интенсификации притока и приема добываемых текучих сред.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для разрешения проблем и реализации упомянутых и присущих ему преимуществ. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять отличающимися, но эквивалентными способами, очевидными для специалиста в данной области техники, использующего изобретение, раскрытое в данном документе. Дополнительно к этому, никаких ограничений детали и конструкции или образцы, показанные в данном документе, не накладывают, кроме описанных в формуле изобретения ниже. Поэтому должно быть ясно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно изменять или модифицировать, и все такие изменения рассматриваются в объеме и сущности настоящего изобретения. Также термины в формуле изобретения имеют четкое или стандартное значение, если иное специально не указано патентообладателем.

1. Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы:
спуск в ствол скважины разобщающей компоновки, содержащей хвостовик, одну или несколько муфт, одну или несколько обернутых фильтром муфт и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга;
набухание, по меньшей мере, одного из множества набухающих пакеров для создания разобщения зон одного или нескольких выбранных интервалов;
при этом одна или несколько обернутых фильтром муфт и одна или несколько муфт расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга для размещения, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт и, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт, по меньшей мере, в одном из одного или нескольких выбранных интервалов;
развертывание внутри хвостовика сдвигающего инструмента, выполненного с возможностью регулирования установки в нужное положение каждой из одной или нескольких муфт и каждой из одной или нескольких обернутых фильтром муфт;
приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в открытое положение, для интенсификации притока из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов посредством подачи текучей среды через одно или несколько отверстий хвостовика и через один или несколько отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт;
приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в закрытое положение для повторного установления разобщения зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов и
приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт в открытое положение для обеспечения прохода добываемой текучей среды из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов через одно или несколько отверстий в хвостовике и через множество отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт.

2. Способ по п.1, в котором приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт в закрытое положение повторно устанавливает разобщение зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов.

3. Способ по п.1, в котором приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт смещает, по меньшей мере, одну из одной или несколько муфт или, по меньшей мере, одну из одной или нескольких обернутых фильтром муфт продольно вдоль хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

4. Способ по п.1, в котором приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одной из одной или нескольких обернутых фильтром муфт поворачивает, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт или, по меньшей мере, одну из одной или нескольких обернутых фильтром муфт вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

5. Способ по п.1, в котором сдвигающий инструмент развертывают на насосно-компрессорной трубе, гибкой насосно-компрессорной трубе, каротажном кабеле или бурильной трубе.

6. Способ по п.1, в котором разобщающая компоновка дополнительно содержит один или несколько центраторов, расположенных вокруг хвостовика в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов.

7. Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы:
спуск разобщающей компоновки, содержащей хвостовик, одну или несколько муфт и множество набухающих пакеров, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга,
при этом одна или несколько муфт выполнены с возможностью установки в закрытое положение, открытое положение и открытое к фильтру положение;
развертывание внутри хвостовика сдвигающего инструмента, выполненного с возможностью регулирования установки в нужное положение каждой из одной или нескольких муфт;
набухание, по меньшей мере, одного из множества набухающих пакеров для создания разобщения зон одного или нескольких выбранных интервалов;
при этом одна или несколько муфт расположены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга для размещения, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт, по меньшей мере, в одном из одного или нескольких выбранных интервалов;
приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в открытое положение;
закачка текучей среды через один или несколько проемов в хвостовике и через одно или несколько отверстий, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов для обработки притока из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов и
приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт в положение, открытое к фильтру, для обеспечения прохода добываемой текучей среды из, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов через одно или несколько отверстий хвостовика и через одно или несколько отверстий в, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт.

8. Способ по п.7, в котором приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки смещает, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт в закрытое положение для установления разобщения зон, по меньшей мере, одного из одного или нескольких выбранных интервалов.

9. Способ по п.7, в котором приведение в действие сдвигающего инструмента для регулирования установки, по меньшей мере, одной из одной или нескольких муфт поворачивает, по меньшей мере, одну из одной или нескольких муфт, расположенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях друг от друга.

10. Способ по п.7, в котором сдвигающий инструмент развертывают на насосно-компрессорной трубе, гибкой насосно-компрессорной трубе, каротажном кабеле или бурильной трубе.

11. Способ по п.7, в котором разобщающая компоновка дополнительно содержит один или несколько центраторов, расположенных вокруг хвостовика в, по меньшей мере, одном из одного или нескольких выбранных интервалов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтедобывающей отрасли, и может быть использовано в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещины в подземных пластах. .
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины. .

Изобретение относится к способам интенсификации притока нефти и/или газа через множество перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины, проходящей через один или несколько подземных пластов.

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта. .
Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .

Изобретение относится к области гидравлического разрыва в малопроницаемых подземных пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а в частности к пороховым генераторам давления для интенсификации нефтегазодобычи, применяемым в комплексной обработке скважин совместно с импульсными устройствами
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов добычных скважин и приемистости нагнетательных скважин способом ГРП в коллекторах, сложенных рыхлыми несцементированными породами

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа
Наверх