Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта



Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта
Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта

 


Владельцы патента RU 2467160:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ БВ (NL)

Группа изобретений относится к области освоения скважин. Способ управления работой системы перфораторов в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, при этом указанная система содержит группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов, и способ содержит следующие этапы: спуск системы перфораторов по стволу скважины на каротажном кабеле; размещение системы перфораторов вблизи зоны обработки в стволе скважины; перфорация зоны обработки; введение содержащей расклинивающий агент текучей среды с поверхности в зону обработки; измерение блоком датчиков, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины при поддержании системы перфоратора в содержащей расклинивающий агент текучей среде; передача по каротажному кабелю измерения, по меньшей мере, одного параметра на систему мониторинга и регулировки; регулировка, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфоратора в ответ на переданное измерение для повышения эффективности обработки и оптимизации коллектора, при этом, по меньшей мере, один параметр работы системы перфораторов выбран из группы, состоящей из компонентов обрабатывающей текучей среды, расхода отрабатывающей текучей среды, давления отрабатывающей текучей среды, свойств отрабатывающей текучей среды и их комбинаций; перемещение системы перфораторов. Обеспечивает точный мониторинг забойного давления в стволе скважины и определение времени остановки закачки текучей среды гидроразрыва пласта и начала промывки ствола скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в целом к измерению давления в стволе скважины. Более конкретно изобретение относится к измерению давления в режиме реального времени в стволе скважины во время операций гидроразрыва пласта для лучшего обнаружения выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данный раздел представляет информацию об уровне техники, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не составлять предшествующий уровень техники.

Гидравлический разрыв пласта является способом интенсификации притока из подземного углеводородного коллектора для создания высокопроводящего пути к коллектору, увеличивающему поток углеводородов из коллектора. Текучую среду гидроразрыва пласта закачивают под высоким давлением для образования трещин в пласте, создающих увеличенные пути прохода углеводородного потока. Текучая среда гидроразрыва пласта может включать в себя расклинивающий агент, такой как песок или другие твердые частицы, заполняющие трещины в пласте, чтобы, когда гидроразрыв выполнен и давление сброшено, трещина оставалась открытой.

Ключом к успешным операциям гидроразрыва пласта является точный мониторинг забойного давления в стволе скважины и определение времени остановки закачки текучей среды гидроразрыва пласта и начала промывки ствола скважины. Раннее начало промывки приводит к гидроразрыву нефтегазоносного пласта ниже оптимального и менее продуктивной скважине. Вместе с тем измерения давления на поверхности потенциально являются причиной такого раннего запуска промывки, поскольку давление на поверхности не точно отражает условия на забое ствола скважины. В частности, измерения на поверхности включают в себя дополнительные воздействия, такие как трение проходящего потока суспензии по отрезку длины ствола скважины или постоянно меняющееся гидростатическое давление насыщенной расклинивающим агентом текучей среды гидроразрыва пласта. Моделирование данных воздействий обычно является недостаточно точным для определения точного времени запуска промывки на основании давления на поверхности. С другой стороны, если промывку запустить слишком поздно, закачка дополнительной суспензии приводит к выпадению расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва пласта в стволе скважины, где расклинивающий агент забивается и заполняет ствол скважины.

Выпадение расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины является нежелательным, поскольку расклинивающий агент сдерживает безнапорный поток углеводородов в стволе скважины и в крайнем случае может прихватить скважинные компоновки в стволе скважины. Если выпадение расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва является достаточно значительным, весь процесс перфорирования и гидроразрыва пласта должен быть остановлен для проведения ремонта ствола скважины. Во время ремонта аномально высокое пластовое давление должно быть сброшено, давая возможность выпадения уплотнительных шариков, установленных после предшествующих обработок гидроразрыва пласта, и заранее исключая дополнительный гидроразрыв пласта после завершения ремонта без размещения дополнительных пробок в стволе скважины. В связи с этим ремонт ствола скважины после выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины является дорогим и затратным по времени.

Из вышесказанного ясно, что существует необходимость измерения забойного давления во время операций гидроразрыва пласта для точного обнаружения концевого экранирования и предотвращения выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Некоторые варианты осуществления изобретения являются способами управления работой системы перфораторов в стволе скважины, проходящей через подземный пласт с использованием системы, содержащей группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов. Данные способы, в общем, могут содержать, по меньшей мере, размещение системы перфораторов вблизи зоны обработки в стволе скважины, измерение блоком датчиков, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины, передачу измерения, по меньшей мере, одного параметра на систему мониторинга и регулировки и регулировку, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфораторов в ответ на переданное измерение для получения улучшенной эффективности обработки и оптимизации коллектора.

В другом аспекте раскрыты способы гидроразрыва подземного пласта, пройденного стволом скважины. Данные способы содержат спуск системы перфораторов в ствол скважины к зоне обработки, при этом система содержит группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов, введение текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, измерение, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины блоком датчиков, передачу измерения, по меньшей мере, одного параметра в систему мониторинга и регулировки, и регулировку, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфораторов в ответ на переданное измерение.

В еще одном аспекте изобретение является способом обработки подземного пласта, пройденного стволом скважины, содержащим спуск системы перфораторов в ствол скважины к зоне обработки, при этом система содержит группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов, измерение, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины блоком датчиков и регулировку в режиме реального времени, по меньшей мере, одного параметра работы в ответ на измерение.

Блоки датчиков, используемые согласно изобретению, содержат, по меньшей мере, один из следующих датчиков: датчик давления, датчик температуры, датчик рН и любые их комбинации, и при этом параметр является, по меньшей мере, одним из следующего: давление, температура, рН. Возможно использовать любые другие подходящие датчики или измеряемые параметры. Предпочтительно, датчик является датчиком давления, используемым для измерения давления. Когда измеряют давление, по сигналу переданного давления можно обнаружить скачкообразное увеличение давления в стволе скважины на месте размещения системы перфораторов при закачке расклинивающего агента в пласт, примыкающий к стволу скважины, и в ответ на скачкообразное увеличение давления в стволе скважины можно начинать промывку ствола скважины, при которой убирают излишний расклинивающий агент из ствола скважины и предотвращают заполнение ствола скважины излишним расклинивающим агентом. Также скачкообразное увеличение давления, обуславливающее промывку, может быть таким, что при нанесении давления относительно времени на график Нольте-Смита, наклон измерения давления превышает единицу (1,0).

Варианты осуществления изобретения могут также включать в себя перемещение системы перфораторов и повторение, по меньшей мере, одного из этапов: размещения, измерения, передачи и регулировки.

Система мониторинга и регулировки может содержать наземное оборудование для выполнения передаваемых измерений считываемыми одним или несколькими компьютерами или операторами. Альтернативно система мониторинга и регулировки может содержать оборудование для выполнения передаваемых измерений считываемыми компьютером, размещенным в стволе скважины. Также система мониторинга и регулировки может содержать размещенное в стволе скважины и на поверхности оборудование для выполнения передаваемых измерений считываемыми одним или несколькими компьютером или оператором. Система мониторинга и регулирования может содержать, по меньшей мере, одно или несколько средств передачи данных, компьютеров и интерфейсов пользователя.

В некоторых аспектах изобретения измерение, по меньшей мере, одного параметра, передачу измерения, по меньшей мере, одного параметра и регулировку, по меньшей мере, одного рабочего параметра могут выполнять в режиме реального времени. Любые подходящие и/или хорошо известные специалисту в данной области техники параметры, которые можно регулировать, включают в себя компоненты текучей среды обработки, расход текучей среды обработки, давление текучей среды обработки или свойства текучей среды обработки или их комбинации. Текучие среды, вводимые в ствол скважины, включают в себя текучие среды подушки разрыва пласта, насыщенные расклинивающим агентом текучие среды, промывочные текучие среды этапа, предразрывные текучие среды, очищающие текучие среды, текучие среды кислотной обработки и тому подобные. Текучие среды могут нагнетать под любым подходящим давлением, в том числе, давлениями равными, ниже или выше давления начала гидроразрыва пласта, пройденного стволом скважины. В некоторых случаях, текучие среды, по меньшей мере, частично нагнетают перед измерением, по меньшей мере, одного параметра.

Согласно изобретению, систему перфораторов могут спускать в скважину любой подходящей системой, в том числе, на каротажном кабеле, трактором, на гибкой насосно-компрессорной трубе, на насосно-компрессорной трубе из звеньев и тому подобном.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показан ствол скважины с оборудованием, относящимся к перфорированию и гидравлическому разрыву пласта.

На фиг.2 показан ствол скважины с перфоратором на месте работ в зоне обработки пласта гидроразрывом с перфорационными каналами, выполненными в обсадной колонне ствола скважины.

На фиг.3 показан ствол скважины фиг.2 с перемещенным перфоратором и завершенным гидравлическим разрывом пласта.

На фиг.4 показан пример графика Нольте-Смита.

На фиг.5 показан ствол скважины, показанной на фиг.3, с частичным выпадением расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины.

На фиг.6 показан ствол скважины, показанной на фиг.5, с полным выпадением расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины.

На фиг.7 показана блок-схема операций способа выполнения гидравлического разрыва пласта согласно одному варианту осуществления настоящего раскрытия.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В следующем подробном описании изобретения выполнены ссылки на прилагаемые чертежи, на которых иллюстративно показаны конкретные варианты осуществления, в которых можно практически применять изобретение. Данные варианты осуществления описаны достаточно подробно, чтобы дать возможность реализации изобретения специалистам в данной области техники. Следует понимать, что различные варианты осуществления изобретения, хотя и отличающиеся, не обязательно являются взаимоисключающими. Например, конкретный признак, конструкция или отличие, описанные в данном документе для одного варианта осуществления изобретения, можно реализовать в других вариантах без отхода от сущности и объема изобретения. Кроме того, следует понимать, что месторасположение или устройство отдельных элементов в каждом раскрытом варианте можно модифицировать без отхода от сущности и объема изобретения. Поэтому следующее подробное описание не следует воспринимать в смысле ограничения, и объем настоящего изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения, интерпретированной надлежащим образом, вместе с полным спектром эквивалентов, охватываемых формулой изобретения. На чертежах одинаковые позиции являются сквозными для нескольких видов.

Следует также заметить, что при разработке какого-либо конкретного варианта осуществления изобретения, должны приниматься многочисленные решения согласно специфическим условиям для достижения специфических целей разработчика, таких как соответствие системным и связанным с бизнесом ограничениям, изменяющимся от одного варианта реализации к другому. Более того, такая выполняемая разработка может быть комплексной и затратной по времени, но тем не менее стандартным мероприятием для рядовых специалистов данной области техники, использующих преимущества данного раскрытия.

В данном документе раскрыт способ измерения забойного давления во время операций перфорирования/гидравлического разрыва пласта и использования профиля забойного давления для определения времени остановки закачки насыщенной расклинивающим агентом текучей среды гидроразрыва пласта и начала промывки ствола скважины. В некоторых аспектах изобретение относится к измерению давления в режиме реального времени в стволе скважины во время работ гидроразрыва пласта для лучшего обнаружения выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва.

Гидравлический разрыв пласта является способом отработки подземного углеводородного коллектора для увеличения проницаемости пласта и увеличения потока углеводородов из коллектора. Текучую среду гидроразрыва пласта закачивают под высоким давлением для создания трещин пласта, создающих увеличенные пути прохода углеводородного потока. Текучая среда гидроразрыва пласта включает в себя расклинивающий агент, такой как песок или другие твердые частицы, заполняющие трещины в пласте, чтобы, когда обработка гидроразрыва выполнена и высокое давление сброшено, трещины не закрывались, то есть трещины остаются раскрытыми расклинивающим агентом.

На фиг.1 показана операция перфорирования/гидравлического разрыва пласта, в целом обозначенная позицией 100. Ствол 102 скважины пробурен через слой 120 покрывающей породы, продуктивный пласт 122 и подстилающий пласт 124. Обсадная колонна 104 установлена в ствол 102 скважины, и кольцевое пространство между стволом 102 скважины, и обсадной колонной 104 заполнено цементом 106. Продуктивный пласт 122 дополнительно изолирован от подстилающего пласта 124 пробкой 112. Колонна 110 насосно-компрессорной трубы проходит с поверхности через устьевую арматуру 111 в скважину 113 в продуктивный пласт 122.

Как отмечено выше, продуктивный пласт 122 изолирован от скважины 113 обсадной колонной 104 и цементом 106. В связи с этим до начала операции гидроразрыва пласта обсадную колонну 104 и цемент 106 должны перфорировать. Перфоратор 135 представляет собой устройство с несколькими кумулятивными зарядами 134А, 134В, 134С, 134D. Перфоратор 135 спущен в скважину 113 на каротажном кабеле 108 лебедки 132 буровой установки 130, выполняющей перфорирование, к первой зоне 126А обработки гидроразрывом пласта. Перфоратор 135 соединен каротажным кабелем 108 с компьютером 152 мониторинга и управления, контролирующим подрыв отдельных кумулятивных зарядов 134А, 134В, 134С или 134D. Компьютер 152 мониторинга и управления также осуществляет мониторинг входных сигналов с блока 136 датчиков перфоратора и с наземного блока 150 датчиков во время работы перфорирования/гидравлического разрыва пласта. Когда первая группа кумулятивных зарядов 134А находится вблизи первой зоны 126А обработки гидроразрывом пласта, как показано на фиг.2, компьютер 152 мониторинга и управления инициирует подрыв первой группы кумулятивных зарядов 134А. Первая группа кумулятивных зарядов 134А затем создает кумулятивные струи газа, прожигающие отверстия 138, называемые перфорационными каналами в обсадной колонне 104 цементе 106 и зоне 126А обработки гидроразрывом пласта, открывая доступ к углеводородам продуктивного пласта 122. Перфоратор 135 затем поднимают с пути перфорационных каналов 138 ко второй зоне 126В обработки пласта гидроразрывом лебедкой 132 буровой установки, выполняющей перфорирование, и начинают операцию обработки гидроразрывом пласта, как показано на фиг.3.

Перфорационные каналы 138 обеспечивают только ограниченный канал прохождения углеводородов из продуктивного пласта 122 в скважину 113. Для улучшения потока углеводородов из продуктивного пласта 122 текучую среду гидроразрыва объединяют с расклинивающим агентом 142 в смесителе 144 для образования суспензии 145. В качестве расклинивающего агента 144 можно использовать любой подходящий расклинивающий агент при условии его совместимости с пластом, суспензией и соответствию необходимым результатам. Такие расклинивающие агенты (гравий) могут быть природными или синтетическими, с покрытием или содержать реагенты, несколько расклинивающих агентов с разными размерами или из отличающихся материалов можно использовать последовательно или в смеси. Расклинивающие агенты и гравий в аналогичных или отличающихся скважинах или обработках могут представлять собой одинаковый материал и/или одинаковый размер, и термин «расклинивающий агент» в этом рассмотрении включает в себя гравий. В общем, используемый расклинивающий агент должен иметь средний размер частиц от около 0,15 мм до около 2,5 мм, более конкретно, но без ограничения, типичные диапазоны размеров около 0,25-0,43 мм, 0,43-0,85 мм, 0,85-1,18 мм, 1,18-1,70 мм и 1,70-2,36 мм. Обычно расклинивающий агент должен присутствовать в суспензии в концентрациях от около 0,12 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый л переносящей текучей среды до около 3 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый л переносящей текучей среды, предпочтительно от около 0,12 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый л переносящей текучей среды, до около 1,5 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый л переносящей текучей среды.

Предпочтительно, материалы расклинивающего агента включают в себя, без ограничения этим, песок, песок со смоляным покрытием, диоксид циркония, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические материалы, природные материалы или аналогичные материалы. Возможно использование смесей расклинивающих агентов. Природными материалами могут являться непроизводные и/или необработанные природные материалы, а также материалы, основанные на природных материалах, производные и/или обработанные. Подходящие примеры зернистых природных материалов для использования в качестве расклинивающих агентов включают в себя, без обязательного ограничения, следующее: размолотую или дробленую скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех пекан, миндаль, орех костяной пальмы, бразильский орех и т.п., размолотую или дробленую шелуху (включающую в себя сердцевину плодов) семян таких плодов, как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.п., размолотую или дробленую шелуху семян других растений, таких как кукуруза (например, сердцевину или стержень кукурузного початка) и т.п., переработанные деревянные материалы, такие как производные дуба, пекана, тополя, красного дерева и т.п., включающие в себя дерево, переработанное перемалыванием, строжкой или другими видами измельчения и т.п., некоторыми не ограничивающими примерами которых являются расклинивающие агенты, поставляемые под торговой маркой LitePropTM от BJ Services Co, произведенные из скорлуп грецкого ореха, импрегнированных и инкапсулированных смолами. Дополнительную информацию по некоторым из вышеупомянутых композиций можно найти в книге «Encyclopedia of Chemical Technology», под редакцией Raymond E.Kirk Donald F.Othmer, третье издание, John Wiley&Sons, том 16, стр. 248-273 (под названием “Nuts”), напечатано в 1981г.

Суспензию 145 закачивают по колонне 110 насосно-компрессорной трубы насосом 146 и продавливают через перфорационные каналы 138 в продуктивный пласт 122, образуя трещины или разрывы 139 в продуктивном пласте 122. Расклинивающий агент 142 в суспензии 145 вклинивается в разрывы 139, удерживая разрывы 139 открытыми после остановки закачки. Таким образом, разрывы 139, заполненные расклинивающим агентом 142, образуют проницаемый канал для непрерывного потока углеводородов из продуктивного пласта 122 к скважине 113.

Способ перфорирования/гидравлического разрыва описан в патенте США №6543538, выдан Tolman др. (Способ обработки многочисленных интервалов в стволе скважины). В данном патенте описан перфоратор 135 с четырьмя «носителями перфорационных зарядов избирательного взрыва» с зарядами 134А, 134В, 134С и 134D, которые можно независимо взрывать. Описанный способ начинают перфорированием каналов 138 в стволе 102 скважины в первой зоне 126А гидроразрыва пласта с перемещением затем перфоратора 135 ко второй зоне 126В обработки пласта гидроразрывом. Затем, суспензию 145 закачивают в перфорационные каналы, образуя разрывы в пласте и устанавливая расклинивающий агент в разрывы. Когда гидроразрыв завершен, задействуют способ изоляции для предотвращения какой-либо дополнительной обработки законченной зоны. Описаны несколько примеров изоляции, включающие в себя уплотняющие шарики 137 и механические створчатые клапаны (не показаны). В любом случае, процесс затем повторяют, начиная с перфорирования ствола скважины на втором, третьем, четвертом или любом подходящем количестве зон 126В, 126С, 126D обработки пласта гидроразрывом без необходимых ограничений числа зон обработки. Этот способ обеспечивает проведение операций перфорации и гидроразрыва без необходимости извлечения оборудования из ствола 102 скважины после каждого этапа. Этот способ также позволяет приложение постоянного давления, превышающего пластовое давление, в стволе скважины для удержания уплотняющих шариков 137 на месте известным способом.

Более конкретно, операции гидроразрыва пласта обычно состоят из смешивания различных реагентов (не показаны) и расклинивающих агентов 142 в текучей среде гидроразрыва пласта и закачивания суспензии 145 в нефтегазоносный пласт 122 для образования разрывов 139 в пласте и вклинения расклинивающего агента 142 в разрывы 139. Закачивание происходит в три стадии. Первой в пласт закачивают текучую среду подушки разрыва для инициирования гидроразрыва пласта и создания буфера в пласте против чрезмерного поглощения текучей среды гидроразрыва пластом. Данная текучая среда не содержит расклинивающего агента. Затем в пласт 122 закачивают суспензию 145. Наконец, когда продуктивный пласт 122 не может больше принимать расклинивающий агент 142, смешивание 144 текучей среды 140 гидроразрыва пласта и расклинивающего агента 142 останавливают, но закачивание одной только текучей среды 140 гидроразрыва пласта продолжается, и клапан 148 возврата текучей среды на поверхности является открытым, обеспечивая циркуляцию текучей среды 140 гидроразрыва пласта для промывки ствола 102 скважины.

При гидроразрыве пласта осуществляют тщательный мониторинг давления в стволе скважины. Давление обычно наносят на график 200 Нольте-Смита, показанный на фиг.4, который графически отображает логарифм полезного давления 210 относительно логарифма времени 220. Параметры пласта и трение текучей среды объединяются, ограничивая полезную длину данного разрыва. Идеальный график 200 Нольте-Смита отражает давление в стволе 102 скважины в зоне 126 обработки гидроразрыва. Здесь увеличение полезного давления с наклоном 230 менее 1,0 указывает, что разрыв имеет ограниченную в распространении высоту и не ограниченное развитие. Наклон 240, близкий к 0,0 (нулевой), может указывать на ограниченный рост высоты с уменьшенным развитием разрыва, или, если уже достигнуто критическое полезное давление, может указывать на открытие природных микротрещин в продуктивном пласте 122, обуславливающее большее поглощение текучей среды гидроразрыва пластом. Отрицательный наклон 240 указывает на неограниченный рост высоты. Наклон 260 в 1,0 указывает, что распространение разрыва уже прекращено вблизи вершины трещины, что известно как концевое экранирование. Наклон 270, превышающий 1,0 указывает, что разрыв больше не принимает расклинивающий агент 142.

Давление в стволе скважины обычно измеряют на поверхности с помощью наземного блока 150 датчиков, и его мониторинг осуществляет компьютер 152 мониторинга и управления. В то время, как давление, нанесенное на график 200 Нольте-Смита, используется для аппроксимирования условий в зоне 126 обработки гидроразрыва пласта, фактическое давление, измеренное наземным блоком 150 датчиков, не является достаточно точным измерением в зоне 126 обработки пласта гидроразрывом. В частности, давление, измеренное наземным блоком 150 датчиков, необходимо корректировать с внесением поправок, среди других факторов, на трение текучей среды для текучей среды 140 гидроразрыва пласта, проходящей в колонне 110 насосно-компрессорной трубы и обсадной колонне 104, гидростатическое давление столба суспензии 145 в стволе 102 скважины и на плотность суспензии 145. Моделирование этих воздействий обычно не является достаточно точным для точного определения времени концевого экранирования. Вместе с тем, точное обнаружение концевого экранирование требуется для успешной работы гидравлического разрыва пласта. Результатом раннего инициирования промывки является менее чем оптимальный гидроразрыв продуктивного пласта 122 и, в итоге, менее продуктивная скважина 113. Еще большей проблемой является результат слишком позднего инициирования промывки. Как показано на фиг.5, когда начало промывки задерживают после концевого экранирования, закачка дополнительной суспензии 145 ведет к выпадению расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины, условию, при котором излишний расклинивающий агент 142 забивается в ствол 102 скважины и заполняет его. Когда излишний расклинивающий агент 142 закупоривает перфорационные каналы 138, поток углеводородов из продуктивного пласта 122 сдерживается и эффективность закачки является ограниченной. Если оценка наступления концевого экранирования по обнаружению наземным блоком 150 датчиков является весьма неточной, выпадение расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины может быть экстремальным, как показано на фиг.6. Излишний расклинивающий агент 142 не только закупоривает перфорационные каналы 138, но также засыпает перфоратор 135. В этом случае операция перфорирования/гидравлического разрыва пласта должна быть прекращена для извлечения перфоратора 135 из излишнего расклинивающего агента 142 и повторного начала операции перфорирования/гидравлического разрыва пласта. Такие ловильные работы не только являются дорогостоящими, но также представляют потенциальную угрозу безопасности работ, если перфоратор 135 имеет не инициированные носители 134 зарядов. Ситуация дополнительно усложняется, если для изоляции зон 126 обработки гидроразрывом используют уплотняющие шарики 137, поскольку при нормальной работе уплотняющие шарики 137 удерживаются в своих соответствующих перфорационных каналах 138 постоянным приложением давления, превышающего пластовое давление, в стволе 102 скважины. Давление, превышающее пластовое давление, должно сбрасываться для извлечения перфоратора 135 и откачки излишнего расклинивающего агента 142, и значит уплотняющие шарики 137 вываливаются из своих соответствующих перфорационных каналов 138, заранее исключая последующие работы перфорирования/гидравлического разрыва пласта в стволе 102 скважины.

Блок 136 датчиков перфоратора может включать в себя датчик давления, манометр, термометр, датчик температуры, датчик рН или любые их комбинации для измерения условий в ходе обработки, передачи таких измерений на компьютер мониторинга и управления для корректировки в режиме реального времени обработки (например, обработки гидроразрыва пласта). При использовании в данном документе термин «корректировка в режиме реального времени» означает измерение скважинных параметров (например, давления, температуры, рН и т.п.), передачу измерения на систему мониторинга, анализ и корректировку регулируемых параметров в ходе обработки, все для достижения эффективности обработки и оптимизации коллектора, и в одном варианте осуществления, конкретно обнаружения события концевого экранирования или даже приближающегося события концевого экранирования. Оборудование мониторинга может находиться на поверхности или размещаться в стволе скважины. Система мониторинга может содержать компьютер, оператор или оператор с компьютером или любое другое подходящее средство мониторинга или даже анализа.

В одном варианте осуществления блок 136 датчиков перфоратора включает в себя, по меньшей мере, манометр 136А, передающий отсчеты по кабельной линии 108 на компьютер 152 мониторинга и управления.

На фиг.7 показана блок-схема последовательности операций способа, описывающая один вариант осуществления настоящего изобретения. Перфоратор 135 на стадии 302 размещают на уровне зоны 126 обработки гидроразрывом, например, 126А перед инициированием гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта инициируют на стадии 304 и измерения давления отправляют на позиции 306 на компьютер 152 мониторинга и управления, на котором оператор осуществляет мониторинг измерений. Пока на стадии 308 давление остается неизменным или медленно растет, оператор продолжает осуществление мониторинга на стадии 306 по манометру 136А. Когда на стадии 308 оператор отмечает скачкообразное увеличение измерения давления по манометру 136А, он инициирует на стадии 310 промывку ствола 102 скважины. В одном варианте осуществления настоящего раскрытия, осуществляют мониторинг измерений по манометру 136А с нанесением их на график 200 Нольте-Смита. Здесь, когда наклон логарифма полезного давления 210 относительно логарифма времени 220 превышает 1,0 в положении 260, оператор инициирует промывку ствола 102 скважины.

Поскольку давление текучей среды гидроразрыва пласта измеряют на забое ствола скважины, в зоне гидроразрыва пласта и не на поверхности, способ, описанный в данном документе, приводит к более точному обнаружению концевого экранирования. Посредством более точного обнаружения концевого экранирования можно исключить как преждевременную промывку ствола скважины, приводящую к уменьшенной продуктивности скважины, так и промывку ствола скважины с опозданием, приводящую к выпадению расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва в стволе скважины.

Конкретные варианты осуществления изобретения, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку изобретение можно модифицировать и практически применять отличающимися, но эквивалентными способами, ясными специалистам в данной области техники, извлекающими пользу из идей данного документа. В дополнение к этому, никаких ограничений не накладывается на детали конструкции образца, показанного в данном документе, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, можно менять или модифицировать и все такие изменения рассматриваются в рамках объема и сущности изобретения. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от около А до около В», или эквивалента «приблизительно от А до В», или эквивалента «приблизительно от А-В»), раскрытый в данном документе, подлежит пониманию, как относящийся к показательному множеству (установке всех поднастроек) соответствующего диапазона значений. Соответственно, требуемая охрана изложена ниже в формуле изобретения.

1. Способ управления работой системы перфораторов в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, при этом указанная система содержит группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов, и способ содержит следующие этапы:
спуск системы перфораторов по стволу скважины на каротажном кабеле;
размещение системы перфораторов вблизи зоны обработки в стволе скважины;
перфорация зоны обработки;
введение содержащей расклинивающий агент текучей среды с поверхности в зону обработки;
измерение блоком датчиков, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины при поддержании системы перфоратора в содержащей расклинивающий агент текучей среде;
передача по каротажному кабелю измерения, по меньшей мере, одного параметра на систему мониторинга и регулировки;
регулировка, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфоратора в ответ на переданное измерение для повышения эффективности обработки и оптимизации коллектора, при этом, по меньшей мере, один параметр работы системы перфораторов выбран из группы, состоящей из компонентов обрабатывающей текучей среды, расхода отрабатывающей текучей среды, давления отрабатывающей текучей среды, свойств отрабатывающей текучей среды и их комбинаций;
перемещение системы перфораторов.

2. Способ по п.1, в котором блок датчиков содержит, по меньшей мере, один из следующих датчиков: датчик давления, датчик температуры, датчик рН и любые их комбинации, при этом указанный параметр является, по меньшей мере, одним из следующих параметров: давление, температура, рН.

3. Способ по п.1, в котором обработка является гидравлическим разрывом пласта.

4. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение, по меньшей мере, одного из следующих указанных этапов перемещения, размещения, измерения, передачи и регулировки.

5. Способ по п.1, в котором указанный параметр является давлением.

6. Способ по п.5, дополнительно содержащий следующие этапы в ответ на переданное давление:
обнаружение скачкообразного увеличения давления в стволе скважины на месте размещения системы перфораторов при закачке расклинивающего агента в пласт, примыкающий к стволу скважины;
в ответ на скачкообразное увеличение в стволе скважины начало промывки ствола скважины, при которой удаляют излишний расклинивающий агент из ствола скважины и предотвращают заполнение ствола скважины излишним расклинивающим агентом.

7. Способ по п.5, в котором скачкообразное увеличение давления, вызывающее промывку ствола скважины, является таким, что при нанесении давления относительно времени на график Нольте-Смита наклон измерения давления превышает единицу.

8. Способ по п.1, в котором система мониторинга и регулирования содержит наземное оборудование для выполнения передаваемых измерений считываемыми одним или несколькими компьютерами или операторами.

9. Способ по п.1, в котором система мониторинга и регулировки содержит оборудование для выполнения передаваемых измерений, считываемых компьютером, размещенным в стволе скважины.

10. Способ по п.1, в котором система мониторинга и регулировки содержит размещенное в стволе скважины и на поверхности оборудование для выполнения передаваемых измерений считываемыми одним или несколькими компьютером или оператором.

11. Способ по п.1, в котором система мониторинга и регулировки содержит средство передачи данных, компьютер и общий интерфейс пользователя.

12. Способ по п.5, в котором измерение, по меньшей мере, одного параметра, передачу измерения, по меньшей мере, одного параметра на систему мониторинга и регулировку параметров работы проводят в режиме реального времени.

13. Способ по п.1, дополнительно содержащий введение текучей среды подушки разрыва в ствол скважины.

14. Способ по п.13, в котором содержащую расклинивающий агент текучую среду и текучую среду подушки разрыва вводят под давлением, равным или превышающим давление инициирования гидроразрыва пласта в зоне обработки.

15. Способ по п.13, в котором содержащую расклинивающий агент текучую среду и текучую среду подушки разрыва вводят, по меньшей мере, частично до измерения, по меньшей мере, одного указанного параметра.

16. Способ гидроразрыва подземного пласта, пройденного стволом скважины, содержащий следующие этапы:
спуск по стволу скважины на каротажном кабеле к зоне обработки системы перфораторов, содержащей группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов;
перфорация зоны обработки;
введение содержащей расклинивающий агент текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта;
измерение, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины блоком датчиков при поддержании системы перфораторов в содержащей расклинивающий агент текучей среде;
передача по каротажному кабелю измерения, по меньшей мере, одного параметра в систему мониторинга и регулировки;
регулировка, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфораторов в ответ на переданное измерение;
перемещение системы перфораторов.

17. Способ обработки подземного пласта, пройденного стволом скважины, содержащий следующие этапы:
спуск по стволу скважины на каротажном кабеле к зоне обработки системы перфораторов, содержащей группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов;
размещение системы перфораторов в стволе скважины;
измерение, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины блоком датчиков и его передача по каротажному кабелю;
регулировка в режиме реального времени, по меньшей мере, одного параметра работы в ответ на измерение;
перемещение системы перфораторов;
выполнение, по меньшей мере, одного из этапов размещения, измерения и регулировки до или после перфорации зоны обработки и введения содержащей расклинивающий агент жидкости разрыва в ствол скважины под давлением, достаточным для разрыва формации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. .

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для вскрытия продуктивных пластов в скважинах с открытым забоем и с обсадными колоннами. .

Изобретение относится к техническим средствам для перфорации стенок обсаженных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для вскрытия продуктивных пластов в скважинах с открытым забоем и с обсадными колоннами. .

Изобретение относится к геофизической технике, конкретно к техническим средствам для перфорации стенок обсаженных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а именно к устройству для создания продольных перфорационных щелей в обсадной (эксплуатационной) колонне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении перфорационных работ. .

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к конструкции устройств для вскрытия продуктивных пластов путем гидромеханической щелевой перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения эффективности вторичного вскрытия пласта
Наверх