Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения



Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения
Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения
Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения

 


Владельцы патента RU 2502866:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится, в общем, к области бурения стволов скважин через подземные геологические пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам и системам для создания гидроразрывов в геологических пластах во время бурения таких пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ заключается в гидроразрыве ствола скважины с использованием буровой колонны и включает этапы, на которых осуществляют: спуск бурильной колонны в ствол скважины; закачку текучей среды, по меньшей мере, в один внутренний проход в бурильной колонне и кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и бурильной колонной; измерение, по меньшей мере, одного из параметров давления и температуры текучей среды вблизи нижнего конца бурильной колонны; передачу данных измерений на поверхность, по существу, одновременно с измерением; и передачу сигналов управления от контроллера в буровую колонну для выполнения, по меньшей мере, одного из следующего: надувание пакера, выкачивание пакера, закупоривание потока текучей среды и инициирование кумулятивных зарядов. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится, в общем, к области бурения стволов скважин через подземные геологические пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам и системам для создания гидроразрывов в геологических пластах во время бурения таких пластов.

Стволы скважин бурят через подземные геологические пласты, среди других задач, для извлечения жидких полезных ископаемых, таких как нефть. Ствол скважины создает гидравлический путь прохода от проницаемых, несущих текучую среду подземных пластов, на поверхность земли, так что текучие среды, присутствующие в поровых пространствах таких пластов, могут перемещаться на поверхность через ствол скважины.

Некоторые типы подземных пластов могут быть чувствительными к уменьшению проницаемости в приствольной зоне скважины в результате бурения ствола скважины. Такое уменьшение проницаемости известно как «нарушение проницаемости приствольной зоны пласта» и может приводить к существенному уменьшению добычи из конкретного ствола скважины текучей среды и/или существенному снижению дебитов по сравнению с прогнозируемыми на основе реологических свойств текучей среды конкретного пласта. Другие подземные пласты имеют относительно низкую природную проницаемость. Для указанных выше обстоятельств, среди прочего, в технике известно проведение гидравлического разрыва таких подземных пластов. Гидравлический разрыв пласта обычно включает в себя закачку текучей среды в пласт с производительностью, достаточной для создания давления, превосходящего давление при котором пласт претерпевает разрыв или разрушение. После инициирования гидроразрыва, закачка текучей среды может продолжаться в течение выбранного периода времени, для прохождения гидроразрывом выбранного расстояния в поперечном направлении от ствола скважины. Когда закачку текучей среды останавливают, вместе с тем, вес пласта над пластом гидроразрыва может вызывать смыкание гидроразрыва. Поэтому жидкости гидроразрыва, известные в технике, включают в себя суспензии твердых частиц, называемых «расклинивающий агент», противодействующих разрушению и последующему смыканию гидроразрыва после остановки закачки. Действие гидроразрыва состоит в увеличении эффективного радиуса работы ствола скважины. Как известно в технике, величина притока текучей среды из подземного коллектора зависит, среди других факторов, от соотношения эффективного радиуса добычи ствола скважины c радиусом подземного коллектора.

Вышеупомянутые процедуры гидроразрыва обычно выполняют после завершения бурения ствола скважин и размещения защитной трубы или обсадной колонны в стволе скважин. Можно получить значительную экономию времени и затрат, если выполнять гидроразрыв во время бурения ствола скважины, так что конкретные подземные пласты можно оценить раньше в процессе строительства скважины.

Способ гидроразрыва ствола скважин во время бурения согласно одного аспекта изобретения включает в себя спуск бурильной колонны в ствол скважины. Текучую среду закачивают, по меньшей мере, в одно из следующего: внутренний проход в бурильной колонне и кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и бурильной колонной. Измеряют, по меньшей мере, одно из давления и температура текучей среды вблизи нижнего конца бурильной колонны и измерения передают на поверхность, по существу, одновременно c проведением измерений. По меньшей мере, одно из следующего: приток и давление текучей среды регулируют с реагированием на измерения для избирательного создания гидроразрывов в пластах, примыкающих к стволу скважины.

Система гидроразрыва во время бурения согласно другому аспекту изобретения включает в себя бурильную колонну, спускающуюся в ствол скважины и имеющую, по меньшей мере, один из следующего: оптический и электрический канал связи, связанный с ней. По меньшей мере, один датчик установлен вблизи конца бурильной колонны и выполненный с возможностью измерения параметра в кольцевом пространстве между стволом скважины и бурильной колонной. Система включает в себя насос, выполненный с возможностью автоматической регулировки, по меньшей мере, одного, давления и/или расхода с реагированием на измерения, по меньшей мере, одного датчика.

Система гидроразрыва во время бурения согласно другому аспекту изобретения включает в себя бурильную колонну, спускающуюся в ствол скважины и имеющую, по меньшей мере, один из следующего: оптический и электрический канал связи, связанный с ней. По меньшей мере, один датчик установлен вблизи конца бурильной колонны и выполнен с возможностью измерения параметра в кольцевом пространстве между стволом скважины и бурильной колонной. Система включает в себя средство регулировки, по меньшей мере, одного из следующего: давления и скорости закачки текучей среды через бурильную колонну. Средство регулировки выполнено с возможностью автоматической регулировки, по меньшей мере, одного, давления и/или расхода с реагированием на измерения, по меньшей мере, одного датчика.

Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясными из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:

На фиг.1 показан пример бурения ствола скважины «кабелированной бурильной трубой».

На фиг.2 показан пример компонентов низа бурильной колонны, которые можно использовать для гидроразрыва во время бурения.

На фиг.3 показан пример автоматизированной системы гидроразрыва во время бурения.

Пример системы бурения ствола скважины через земную толщу схематично показан на фиг.1. Буровая установка 18 или аналогичная несущая конструкция может располагаться на поверхности земли. Буровая установка 18 включает в себя оборудование, такое как буровая лебедка 22, полиспаст 20 и буровой канат 19, выполненные для несения и перемещения бурильной колонны 10 при бурении подземных пластов. Бурильную колонну 10 могут образовывать секции 12 («звенья») «кабелированной бурильной трубы» соединенные концами друг с другом посредством резьбовых замков. «Кабелированная бурильная труба» представляет собой бурильную трубу, в состав конструкции которой включен, по меньшей мере, один электрический и/или оптический проводник для подачи электроэнергии и/или создания канала связи вдоль собранной бурильной колонны 10. Не ограничивающий пример конструкции кабелированных бурильных труб, которые можно использовать в некоторых примерах, описан в публикации патентной заявки США № 2006/0225926 зарегистрированной Madhavan et al.

Бурильная колонна 10 обычно включает в себя буровое долото 14 на своем нижнем конце. Вращение бурового долота 14 и приложение осевой нагрузки на буровое долото 14 с передачей части веса бурильной колонны 10 заставляет буровое долото 14 разрушать, истирать и/или резать пласты на конце по продольной оси (забое) ствола скважины 16.

Бурильная колонна 10 может включать в себя различные устройства, обычно вблизи бурового долота 14, для измерения свойств пластов, окружающих ствол 16 скважины, например, датчики 38 каротажа во время бурения («LWD»), устройства для выполнения некоторых механических функций (например, кольцевое уплотнение или «пакер» 34), описываемые более подробно ниже, и датчики измерения параметров (например, датчик 36 давления в кольцевом пространстве) в кольцевом пространстве между стенкой ствола 16 скважин и внешней поверхностью бурильной колонны 10. Управление работой упомянутых выше в качестве примера устройств, и передачу данных измерений, выполняемых различными устройствами, на поверхность можно выполнять с использованием канала связи в колонне 10 кабелированных бурильных труб. Сигналы управления может вырабатывать, например, наземный регистрирующий блок 40. Сигналы управления может передавать беспроводной приемопередатчик 42, связанный c регистрирующим блоком 40, на соответствующий беспроводной приемопередатчик 44 связанный с верхним приводом 46, подвешенным на буровой установке 18. Беспроводной приемопередатчик 44, связанный с верхним приводом 46, может осуществлять электрическое и/или оптическое соединение с каналом связи в бурильной колонне 10. Сигналы от различных датчиков в бурильной колонне 10 могут передаваться по каналу передачи сигналов в бурильную колонну 10 на соответствующий беспроводной приемопередатчик 44. В конце концов, такие сигналы передаются на регистрирующий блок 40 для расшифровки и интерпретации.

Во время бурения ствола 16 скважины, текучую среду 32 забирает из емкости или мерника 30 насос 28. Напорная сторона насоса 28 может соединяться со стояком 24. Стояк 24 может соединяться с верхним приводом 46 с использованием шланга 26 или аналогичного гибкого напорного трубопровода. Во время бурения верхний привод 46 может создавать вращение бурильной колонны 10. Часть веса бурильной колонны 10 бурильщик может передавать на буровое долото 14, управляя буровой лебедкой 22 так, что буровой канат 19 перемещается через полиспаст 20, обуславливая перемещение верхнего привода 46 вниз до контакта бурового долота 14 с дном забоя ствола 16 скважины. Буровой канат 19 дополнительно вытравливают для приложения выбранной осевой нагрузки от веса бурильной колонны 10 на буровое долото 14.

Текучая среда 32 перемещается под давлением, создаваемым насосом 28 и, в конце концов, через внутренний проход в бурильной колонне 10. Текучая среда 32 может выходить из прохода в бурильной колонне 10 через насадки или сопла (не показано) в буровом долоте 14. Выпущенная текучая среда служит для смазки и охлаждения бурового долота 14, и подъема бурового шлама, производимого буровым долотом 14, на поверхность. Текучая среда 32 может, в процессе бурения, менять свои реологические свойства и/или состав, так что в комбинации с работой некоторых устройств на бурильной колонне 10, как дополнительно объяснено ниже, при этом, можно открывать гидроразрывы 48 в некоторых из подземных пластов. Гидроразрывы 48 можно удерживать открытыми после их создания и распространения с помощью добавки к текучей среде, называемой «расклинивающий агент». Альтернативно, вторую емкость 30А можно заполнить отличающейся текучей средой 32A. Когда соответствующую команду управления вырабатывает регистрирующая система 40, переключение задвижки 31 может соединять входной патрубок насоса 28 со второй емкостью 30А для прокачки второй текучей среды 32A через бурильную колонну 10. Вторая текучая среда 32A может иметь состав и реологические свойства, специально подобранные для создания и расклинивания гидроразрывов (например, 48 на Фиг.1). Текучая среда 32 в первой емкости может, с другой стороны, иметь состав и реологические свойства, специально подобранные для бурения ствола скважины. Другой пример устройства системы изменения состава текучей среды должен быть объяснен дополнительно со ссылкой на Фиг.3.

В объеме настоящего изобретения текучую среду 32 можно прокачивать через бурильную колонну 10, через буровое долото 14 и в кольцевое пространство между бурильной колонной 10 и стволом 16 скважины для производства гидроразрывов 48. В некоторых примерах системы, использующей кабелированные бурильные трубы, компоновка низа бурильной колонны 10 может иметь в своем составе компоненты, включающие в себя надувной пакер 34 и другие устройства, рассмотренные ниже со ссылкой на Фиг.2, которые должны осуществлять гидроразрыв без извлечения бурильной колонны 10 из ствола 16 скважины.

Показанная на Фиг.2, компоновка низа бурильной колонны 10 может включать в себя специализированную утяжеленную бурильную трубу 50 расположенную в компоновке над буровым долотом 14. Буровое долото 14 может включать в себя внутренние каналы 14B, соединенные с насадками или соплами 14A для выброса текучей среды во время бурения и гидроразрыва, как описано выше со ссылкой на Фиг.1. Утяжеленная бурильная труба может включать в себя клапаны С1, С2 с электрическим приводом, которые, когда соответственно приведены в действие, могут останавливать проход текучей среды через бурильную колонну 10 и выход через буровое долото 14, и могут избирательно отклонять поток текучей среды через отверстие 51 в стенке утяжеленной бурильной трубы в кольцевое пространство между бурильной колонной 10 и стволом скважины (16 на Фиг.1). Датчик D давления и/или температуры может быть размещен в компоновке низа бурильной колонны для измерения давления и/или температуры в кольцевом пространстве. Верхний участок утяжеленной бурильной трубы может включать в себя насос 52 с функцией надувания пакера 34. Насос 52 может иметь входной патрубок, соединенный с кольцевым пространством, или внутренним каналом бурильной колонны 10 так, что входной патрубок насоса 52 должен воспринимать гидростатическое давление в стволе скважины (16 на Фиг.1). Верхний конец утяжеленной бурильной трубы может включать в себя резьбовое соединение 53, выполненное для стыковки c соответствующим резьбовым соединением (не показано на Фиг.2) в бурильной колонне. В настоящем примере, электромагнитное устройство 56 передачи электроэнергии и сигналов может располагаться в подходящей выемке в торце резьбового соединения 53. Конфигурация и работа устройства 56 связи могут, например, по существу, быть такими, как описано в вышеупомянутой публикации патентной заявки США № 2006/0225926, зарегистрированной Madhavan et al.

Утяжеленная бурильная труба может включать в себя контроллер 54, такой как контроллер на базе микропроцессора (включающий в себя подходящие драйверы устройства) который может расшифровывать команды, передаваемые по кабелированной бурильной трубе и передающиеся через устройство 56 связи. После обнаружения соответствующих команд контроллер 54 вырабатывает сигналы управления для работы насоса 52 и/или клапанов C1, C2. Контроллер 54 может также принимать сигналы от датчика D и передавать такие сигналы по устройству 56 связи для детектирования и интерпретации в регистрирующий блок (40 на Фиг.1), как описано выше со ссылкой на Фиг.1.

Утяжеленная бурильная труба может включать в себя один или несколько кумулятивных зарядов B взрывчатого вещества, выполненных с возможностью электрического или иного подрыва после выработки соответствующего сигнала управления контроллером 54. Обычно, контроллер 54 может в некоторых примерах вырабатывать такой сигнал после приема от регистрирующего блока подходящей команды. В некоторых примерах, один или несколько кумулятивных зарядов B можно подрывать для создания перфорационного канала в пластах, окружающих ствол скважины (16 на Фиг.1) так что гидроразрыв можно инициировать с большей эффективностью, чем только одной закачкой текучей среды.

В одном примере гидроразрыва во время бурения, когда идентифицирован подходящий подземный пласт, например, приемом в регистрирующий блок (40 на Фиг.1) от датчика (38 на Фиг.1) измерений во время бурения, оператор системы может остановить перемещение бурильной колонны 10 в глубину, управляя буровой лебедкой (22 на Фиг.1). Оператор может также остановить вращение бурильной колонны 10. В некоторых примерах, оператор может управлять работой буровой лебедки (22 на Фиг.1) для подъема бурильной колонны 10 с убиранием долота с забоя ствола скважины. Оператор может вводить соответствующие команды с пульта управления (не показано) в регистрирующую систему (40 на Фиг.1) для связи с утяжеленной бурильной трубой. Когда команды принимает контроллер 54, он может управлять работой клапанов C1, C2, отклоняя поток текучей среды в кольцевое пространство, и пакер 34 может быть надут насосом 52 для изоляции кольцевого пространства. Один или несколько кумулятивных зарядов B можно в некоторых примерах подрывать. Текучую среду можно затем закачивать через бурильную колонну и в изолированное кольцевое пространство. Во время закачки текучей среды, давление и/или температуру в кольцевом пространстве можно измерять датчиком D, и его измерения можно передавать на регистрирующий блок (40 на Фиг.1). Когда оператор системы наблюдает соответствующую индикацию давления и/или температуры, указывающие на успешное создание гидроразрыва (например, 48 на Фиг.1), оператор может затем ввести подходящие команды для реконфигурирования утяжеленной бурильной трубы для возобновления буровых работ.

Следует понимать, что размещение различных компонентов утяжеленной бурильной трубы, показанной на Фиг.2, является только одним примером возможной конфигурации различных компонентов, которые можно использовать в системе гидроразрыва во время бурения согласно изобретению. В других примерах, различные регуляторы расхода текучих сред и/или датчики можно использовать или убирать. Другие примеры могут включать в себя несколько пакеров, или удаление пакера 34. К конкретным преимуществам, которые можно получить с использованием системы, показанной на Фиг.2, можно отнести наличие датчика измерений, которые может принимать и использовать оператор системы, по существу в режиме реального времени. Как должно быть ясно специалистам в данной области техники, при закачке текучей среды для создания и/или распространения гидроразрывов в подземных пластах, измерения давления, предпочтительно в условиях, существующих вблизи пласта, подвергающегося гидроразрыву, важны для определения хода распространения гидроразрыва. Например, регулирование выпадения расклинивающего агента в самом конце трещины при гидроразрыве значительно улучшается при наличии измерений давления в режиме реального времени.

В другом примере, гидроразрыв пласта можно выполнять с надуванием пакера 34 для изоляции кольцевого пространства и текучую среду можно закачивать в кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины (16 на Фиг.1). В таких примерах может быть предпочтительным размещение датчика D давления и/или температуры над пакером 34, так что давление жидкости гидроразрыва можно измерять во время ее закачки.

В некоторых примерах в процессе бурения ствола скважины и последовательного образования новых гидроразрывов, гидроразрывы могут распределяться по длине ствола скважин, а не в единственной секции ствола скважины. В таких примерах, описание характеристик горной породы, напряжений на месте работ и/или давления текучей среды в поровых пространствах различных пластов можно использовать для планирования и/или регулирования распределения гидроразрывов (48 на Фиг.1). Обработка данных и характеризация эффекта отклонения напряжения при проходке, характера образования и распространения гидроразрывов вблизи существующих гидроразрывов, может также создавать методику для управления бурением и гидроразрывом для обеспечения избирательного распределения гидроразрывов, созданных таким образом. В некоторых примерах, контроллер 54 или т.п. может осуществлять управление гидроразрывом в режиме реального времени c созданием обратной связи и представлением выходных данных. Например, контроллер 54 может быть запрограммирован для реагирования на измерения давления от датчика D для автоматического управления надуванием пакера и управления клапанами C1, C2 для инициирования и распространения гидроразрывов согласно заданному рисунку.

В одном примере, можно регулировать скорости циркуляции бурового раствора в стволе скважины для создания давления в стволе скважины выше или ниже на выбранную величину давления гидроразрыва конкретного пласта. В некоторых примерах, давление гидроразрыва можно определять по измерениям датчика (38 на Фиг.1) каротажа во время бурения, например скорости акустических волн сжатия и скорости поперечной волны и плотности. При надлежащем регулировании циркуляции текучей среды, например, регулируя производительность насоса (28 на Фиг.1), можно производить подходящее давление текучей среды в стволе скважины, таким образом, по существу, одновременно обеспечивая бурение и гидроразрыв. Дополнительно, регулированием циркуляции и/или давления, создаваемого текучей средой, используемой в стволе скважины во время процесса бурения, в конкретном пласте или секции пласта, окружающего ствол скважины, можно производить гидроразрыв одновременно с бурением ствола скважины.

В некоторых примерах процессор (не показан отдельно), который может располагаться в регистрирующем блоке (40 на Фиг.1) может быть выполнен для управления работой насоса (28 на Фиг.1) и/или переключения клапана (31 на Фиг.1) для автоматического регулирования интенсивности подачи текучей среды и расхода текучей среды, используемой для гидроразрыва, одновременно с бурением. Процессор может управлять процессами гидроразрыва и/или бурения. В некоторых аспектах, датчик D в бурильной колонне 10 и/или другие датчики, расположенные в имеющих значение подземных пластах могут передавать отклики/информацию/данные на процессор (не показан) для соответствующего управления расходом текучей среды и производительностью насоса.

В некоторых примерах некоторые параметры бурения ствола скважины могут быть изменены, например, глубина, наклон, азимутальная ориентация бурения, в порядке реагирования на гидроразрыв и/или по результатам гидроразрыва пласта при бурении ствола скважины.

В некоторых примерах текучая среда, отмеченная индикатором, таким как радиоактивный индикатор, может обеспечивать отслеживание гидроразрыва внутри или снаружи ствола скважины с использованием детектора, такого как детектор гамма-излучения или т.п. Такой детектор может составлять часть датчика (38 на Фиг.1) каротажа во время бурения. В таких примерах, если по измерениям, выполненным детектором, найдено, что гидроразрыв не распространяется вдоль выбранного направления, что гидроразрыв распространяется от вершины ранее созданного гидроразрыва и/или т.п., такое ненадлежащее распространение гидроразрыва можно корректировать автоматической закачкой закупоривающего агента, дополнительным бурением, бурением в измененном направлении и/или т.п.

В процессе гидроразрыва во время бурения, первый выполненный гидроразрыв может быть инициирован в местоположении вдоль ствола скважины с самым низким основным напряжением и самой низкой прочностью породы. Первый гидроразрыв может быть инициирован и закачка может происходить, как описано выше. С продолжением процесса бурения, и проходкой следующего местоположения гидроразрыва буровым долотом 14, процесс гидроразрыва может быть повторно инициирован. Для предотвращения распространения второго и любого последующего гидроразрыва по местоположению первоначального гидроразрыва или местоположению любого другого гидроразрыва, в одном примере первый и/или любой, прежде созданный гидроразрыв, может подвергаться чрезмерному напряжению. Чрезмерное напряжение может возникать, например, если гидроразрыв открыт расклинивающим агентом. Чем больше открытие расклинивания гидроразрыва, тем более высокое локализованное увеличенное напряжение должно иметь место. Расклинивание гидроразрыва можно контролировать для обеспечения регулируемого перенапряжения. На разнос гидроразрывов может влиять не только ширина гидроразрыва, но также длина гидроразрыва, и гидроразрывы можно размещать так, что новые гидроразрывы начинаются в местах, где не подвергаются увеличенному напряжению, поддерживаемому в предыдущем гидроразрыве.

В некоторых примерах может быть выполнена обработка концевого экранирования в первом гидроразрыве, которая может, по существу увеличивать ширину гидроразрыва и, следовательно, локализованное напряжение. Для обеспечения достижения концевого экранирования, текучая среда (32A на Фиг.1) может включать в себя некоторые типы волокон. В некоторых примерах, растворимые или разлагающиеся волокна могут интенсивно загружаться к концу закачки жидкости гидроразрыва для любого случая гидроразрыв в относительно высоких концентрациях для содействия инициированию концевого экранирования. Такая концентрация волокна может обеспечивать стабилизацию расклинивающего агента и также временное уменьшение общей проницаемости текучей среды расклинивающего агента. С использованием системы, описанной со ссылками на Фиг.1 и Фиг.2, вышеупомянутый процесс можно повторять любое выбранное число раз без необходимости извлечения бурильной колонны 10 из ствола скважины (16 на Фиг.1).

В некоторых примерах закачку концентрированной пачки материала, называемой «тампон», такую как закупоривающий тампон, включающий в себя волокна полимолочной кислоты, можно использовать для создания временной, но с очень низкой проницаемостью фильтрационной корки на стенке ствола скважины примыкающей к проницаемым подземным пластам. Подобранный по фракциям карбонат кальция можно также объединять с полимером для создания аналогичного тампона. В некоторых примерах буровой раствор и/или т.п. может включать в себя волокна или некоторые другие материалы, противодействующие поглощению текучей среды, для минимизирования внутренней фильтрационной коркой фильтрующего заполнения расклинивающего агента. Альтернативно, заполнение расклинивающим агентом, не являющееся первоначально проницаемым, аналогичное текучей среде намыва, можно использовать в аспекте настоящего изобретения.

В некоторых примерах, для создания «тампона» расклинивающего агента, то есть в исходном состоянии сильно поврежденного/повреждающего (имеет относительно низкую проницаемость в приствольной зоне скважины для противодействия поглощения текучей среды в пласт, обработанный гидроразрывом), но становящегося весьма проницаемым после заданного времени, можно добавлять некоторые материалы к тампону расклинивающего агента с размерами, подходящими для установки внутрь пор расклинивающего агента. Такие материалы могут состоять частично из частиц, которые могут располагаться в поровых пространствах между частицами расклинивающего агента, и затем могут просто и полностью удаляться. Материал второго размера закупоривания намывом, дополнительно уменьшающий проницаемость расклинивающего агента, входящий внутрь остальных пор, можно добавлять к данной смеси. Только для примера, материалы, такие как полимолочная кислота, полигликолевая кислота и поливиниловый спирт можно помещать в расклинивающий агент в форме твердых частиц, вместе с материалами, гидролизующимися за известное время при известных температурах для обращения в жидкости. Можно использовать другие материалы, такие как подобранный по фракциям карбонат кальция, которые можно, когда требуется, растворять кислотой или т.п. В заполнении фильтра из расклинивающего агента можно использовать парафин, в качестве твердого материала, который можно расплавить при данной температуре, превратив в жидкость.

В других примерах временное уменьшение или изменение проницаемости фильтра из расклинивающего агента может включать в себя закачку в гидроразрывы мягких сжимаемых материалов с размером, немного превышающим размер устья пор расклинивающего агента. Сжимаемый материал может деформироваться и полностью закупоривать имеющийся объем пор после смыкания. Также, как описано выше, данный материал можно позже удалять.

В некоторых примерах минимизацию фильтрации через гидроразрыв после создания и во время бурения можно обеспечивать размещением эффективной непроницаемой мембраны («фильтрационной корки») в проеме гидроразрыва вдоль ствола скважины. Такая фильтрационная корка может быть выполнена с быстрым образованием, когда текучая среда продавливается в сам гидроразрыв. Для минимизирования повреждения текучей средой от глубокого проникновения твердых частиц в гидроразрыв, можно покрывать поверхность гидроразрыва крупнозернистой фильтрационной коркой с использованием нанесения струей под давлением или т.п.

В некоторых примерах в бурении могут использовать аэрированную, насыщенную азотом и/или т.п. текучую среду. Только в качестве примера, бурение c аэрированным раствором или т.п. можно объединять c гидроразрывом с использованием текучей среды на водной основе, пены, чистого азота и/или т.п. В таком примере, продолжающийся приток воды и газа из пласта во время бурения может помогать «промывке» (удалению уменьшающих проницаемость материалов из пластов).

В некоторых примерах бурение могут проводить на депрессии (с гидростатическим давлением ниже давления текучей среды в поровых пространствах пласта), и ствол бурящейся скважины может давать приток текучей среды в процессе проведения гидроразрыва во время бурения. В некоторых примерах гидроразрыв во время бурения может содержать бурение c одной или несколькими жидкостями гидроразрыва. В других примерах, или в комбинации с описанным выше, процессы крепления ствола скважины, включающие в себя покрытие ствола скважины коркой, покрытие ствола скважины коркой при «бурении на обсадных трубах» и т.п. можно использовать в способе согласно различным аспектам изобретения. Бурение на обсадных трубах описано, например, в патенте США № 6705413, выдан Tessari.

В некоторых примерах, текучая среда, используемая для создания гидроразрывов (48 на Фиг.1) может содержать эфиры, растворители, кислоты, которые могут содействовать удалению повреждений приствольной зоны скважины, вызванных использованием бурового раствора, который включает в себя «закупоривающие» материалы. Как упомянуто выше, кислоторастворимые волокна и добавки фильтрационной корки, содержащие подобранный по фракциям карбонат кальция, смешанную полимолочную кислоту, карбонаты и/или т.п. может использовать в завершение гидроразрыва для изоляции гидроразрыва. Чистый буровой раствор можно прокачивать по бурильной трубе для защиты нижних участков бурильной колонны 10, и загруженную расклинивающим агентом жидкость гидроразрыва можно закачивать по кольцевому пространству.

Являющаяся примером автоматизированная система гидроразрыва во время бурения, которая может выполнять любую или все вышеупомянутые процедуры, должна быть описана со ссылками на Фиг.3. Система может включать в себя центральный процессор («CPU») 140 который можно расположить в регистрирующем блоке 40. Центральный процессор 140 может представлять собой программируемый компьютер, включающий в себя программные инструкции с функцией выработки на центральном процессоре 140 сигналов команд для передачи по каналу связи кабелированной бурильной трубы (Фиг.1 и 2). Центральный процессор 140 может также вырабатывать сигналы управления работой одного из множества буровых насосов P1, P2, P3 каждый из которых может соединяться через соответствующий одностороннего действия (обратный) или другие клапаны V1, V2, V3 с входным отверстием текучей среды верхнего привода 46 (см. стояк 24 и шланг 26 на Фиг.1). Как описано со ссылкой на Фиг.1, центральный процессор 140 может осуществлять связь по каналу связи кабелированных бурильных труб с использованием беспроводных приемопередатчиков 42, 44.

Центральный процессор 140 может также вырабатывать сигналы команд для управления работой различных компонентов в утяжеленной бурильной трубе (50 на Фиг.2), например, насоса 52, надувающего пакер 34, и клапанов C1, C2 выполненных с возможностью отклонения и/или остановки потока текучей среды через бурильную колонну (10 на Фиг.2). Такие сигналы команд могут расшифровываться и исполняться контроллером 54 в утяжеленной бурильной трубе (50 на Фиг.2). В системе, показанной на Фиг.3, операции бурения могут выполняться, как описано выше со ссылками на Фиг.1. Во время таких операций бурения текучую среду, например F1, которая может представлять буровой раствор, может прокачивать из соответствующей емкости соответствующий насос P1 для выполнения функций текучей среды во время бурения, описанных выше. Измерения от датчиков в утяжеленной бурильной трубе (50 на Фиг.2), или связанных с ней, например, датчиков (38 на Фиг.1) каротажа во время бурения могут передаваться на центральный процессор 140 по каналу связи кабелированных бурильных труб. Инструкции в центральном процессоре 140 могут, в порядке реагирования на некоторые измерения от датчиков, вызывать остановку или замедление работы насоса P1, и могут обуславливать работу одного или нескольких насосов P2 и P3 в режиме подачи жидкости гидроразрыва в бурильную колонну. Примеры составов жидкости гидроразрыва и/или текучей среды, создающей фильтрационную корку, приведены выше. Конкретные насосы, включенные в работу, и их производительность могут определяться инструкциями в запоминающем устройстве центрального процессора 140. Такие инструкции могут предусматривать для некоторых текучих сред расходы и давления в ответ на пластовые характеристики, определенные по измерениям от различных датчиков (38 на Фиг.1) каротажа во время бурения. Если центральный процессор 140 инициирует закачку жидкости гидроразрыва, центральный процессор 140 может также передавать команды на утяжеленную бурильную трубу (50 на Фиг.2) для приема и расшифровки в контроллере 54. Контроллер 54 может включать в себя инструкции по программированию для управления работой различных устройств в утяжеленной бурильной трубе, например, отклонителя и насоса 52 надувания пакера. Контроллер 54, как объяснено выше, может также включать в себя инструкции для осуществления работы различных компонентов в утяжеленной бурильной трубе на основе измерений параметра в кольцевом пространстве, например, давления или температуры.

С использованием устройства, как показано на Фиг.3, различные процедуры гидроразрыва во время бурения, описанные выше, можно выполнять автоматически. Автоматический гидроразрыв во время бурения уменьшает возможность не срабатывания гидроразрыва, вследствие ошибки оператора, и может увеличить безопасность гидроразрыва во время бурения. При регулировке гидроразрыва во время бурения, по существу, на основе измерений в режиме реального времени параметров в стволе скважины (например, давления и/или температуры), шансы не срабатывания гидроразрыва, вследствие задержки предоставления данных, могут быть уменьшены.

Хотя изобретение описано для ограниченного числа примеров, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся данным описанием, должно быть ясно, что можно вырабатывать другие примеры, не отходящие от объема изобретения, описанного в данном документе. Соответственно, объем изобретения следует ограничивать только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ гидроразрыва подземных пластов, содержащий:
гидроразрыв ствола скважины с использованием буровой колонны,
включающий этапы, на которых осуществляют:
спуск бурильной колонны в ствол скважины;
закачку текучей среды, по меньшей мере, в один внутренний проход в бурильной колонне и кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и бурильной колонной;
измерение, по меньшей мере, одного из параметров давления и температуры текучей среды вблизи нижнего конца бурильной колонны;
передачу данных измерений на поверхность, по существу, одновременно с измерением; и
передачу сигналов управления от контроллера в буровую колонну для выполнения, по меньшей мере, одного из следующего:
надувание пакера, выкачивание пакера, закупоривание потока текучей среды и инициирование кумулятивных зарядов.

2. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют избирательную изоляцию кольцевого пространства.

3. Способ по п.1, в котором прокачиваемую текучую среду выбрасывают через буровое долото.

4. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют отвод потока текучей среды в кольцевое пространство.

5. Способ по п.1, в котором закачку текучей среды, измерение, передачу и регулировку выполняют одновременно с бурением подземного пласта в стволе скважины.

6. Способ по п.1, в котором передача содержит осуществление связи по каналу связи в колонне бурильных труб с кабелем.

7. Способ по п.1, в котором текучая среда содержит расклинивающий агент.

8. Способ по п.7, в котором расклинивающий агент содержит материал, выбранный для уменьшения проницаемости гидроразрыва на заданное время после создания гидроразрыва для обеспечения дополнительного бурения ствола скважины.

9. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют замену текучей среды с первой текучей среды, используемой для бурения ствола скважины, на вторую текучую среду, используемую для открытия и поддержания гидроразрывов.

10. Способ по п.1, дополнительно включающий регулировку, по меньшей мере, одного давления и расхода, выполненную автоматически с реагированием на измерения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.
(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает разработку нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, причем на первом этапе разработки нефтегазовой залежи гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к способу и устройству для проведения гидроразрыва пластов. Устройство подачи текучей среды имеет датчик, обнаруживающий пробки (дротики, шары, и т.д.), проходящие через инструмент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей, черной промышленности: нефтяные, газовые, водозаборные, нагнетательные скважины, а также к области взрывного дела, и предназначено для комплектования пороховых генераторов давления, в первую очередь бескорпусных, предназначенных осуществлять разрыв и термогазохимическую обработку призабойной зоны пласта газообразными продуктами горения с целью интенсификации добычи полезных ископаемых.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Устройство для термогазогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин содержит геофизический кабель с кабельной головкой и состоит из блока дистанционного контроля с гамма-датчиком, приборной головки, переводника, корпуса для размещения газогенерирующего заряда и автономного регистрационного блока.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности - для увеличения притоков, повышения производительности новых скважин после некачественно проведенной перфорации, для загрязненных в процессе эксплуатации скважин, а также для реанимации старых скважин. Оно также может применяться для дегазации угольных пластов, для промышленной добычи метана, для добычи твердых полезных ископаемых методом выщелачивания, а также для увеличения производительности водонапорных скважин. Обеспечивает повышение безопасности способа обработки призабойной зоны пласта и его эффективности за счет уменьшения деформации твердотопливного заряда. Сущность изобретения: способ включает создание избыточного давления в скважине путем воздействия на пласт газообразными продуктами горения твердотопливного заряда. Согласно изобретению при длительном высокотемпературном воздействии на твердотопливный заряд при спуске его в скважину твердотопливный заряд используют с жестким сгораемым картузом, в состав которого входят следующие компоненты, мас.%: термореактивная полимерная композиция - 30…37; пироксилиновое волокно - 18…22; взрывчатое вещество - 42…48 и сверх 100%: спирт этиловый - 10; смачиватель - 0,1. 1 ил., 1 пр.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для газового и химического воздействия на призабойную зону пласта с увеличением ее проницаемости и притоков, а также и в других областях. Обеспечивается повышение надежности работы устройства при повышенных температурных воздействиях. Сущность изобретения: устройство содержит кабель-трос, бескорпусной цилиндрический твердотопливный заряд с воспламенителем и оснастку. Согласно изобретению твердотопливный заряд закрыт жестким сгораемым картузом, обеспечивающим уменьшение деформации заряда при повышенных температурах в скважине и выделение дополнительного количества энергии. В состав жесткого сгорающего картуза входят следующие компоненты, масс.%: термореактивная полимерная композиция - 30…37; пироксилиновое волокно - 18…22; взрывчатое вещество - 42…48 и сверх 100%: спирт этиловый - 10, смачиватель - 0,1. 1 ил.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях. Согласно способу предварительно создают матрицу взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины гидроразрыва пласта. Инициируют процесс гидроразрыва пласта. Осуществляют измерение действительных исходных параметров образующейся трещины гидроразрыва. Осуществляют поиск и получение по матрице прогнозируемого приращения траектории трещины в зависимости от действительных исходных параметров образующейся трещины. Измеряют действительное приращение траектории образующейся в процессе гидроразрыва трещины. Осуществляют сравнение действительного приращения траектории образующейся трещины с прогнозируемым приращением траектории трещины. При этом в случае их расхождения осуществляют изменение действительных исходных параметров образующейся трещины. Техническим результатом является повышение эффективности и точности управления процессом ГРП. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях. Согласно способу предварительно создают матрицу взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины гидроразрыва пласта. Инициируют процесс гидроразрыва пласта. Осуществляют измерение действительных исходных параметров образующейся трещины гидроразрыва. Осуществляют поиск и получение по матрице прогнозируемого приращения траектории трещины в зависимости от действительных исходных параметров образующейся трещины. Измеряют действительное приращение траектории образующейся в процессе гидроразрыва трещины. Осуществляют сравнение действительного приращения траектории образующейся трещины с прогнозируемым приращением траектории трещины. При этом в случае их расхождения осуществляют изменение действительных исходных параметров образующейся трещины. Техническим результатом является повышение эффективности и точности управления процессом ГРП. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.
Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта. Керамический проппант включает множество спеченных сферических гранул и изготовлен из сырьевой смеси, содержащей первый компонент, выбранный из оксида алюминия, источника оксида алюминия, второй компонент, являющийся источником бора, и третий компонент, выбранный из группы, состоящей из волластонитов, силикатов магния, оливинов, двуокисей кремния, карбидов кремния, нитридов кремния; а также соединений кальция, калия, натрия, бария, магния, железа, цинка, лития, аммония в виде оксидов, хлоридов, нитридов, нитритов, карбидов, карбонатов, гидрокарбонатов, фторидов, флюоритов, сульфатов, фосфатов; а также доломитов, оксидов титана, карбидов кальция; и их смесей, при этом весовое отношение оксида алюминия /оксид бора в проппанте в сухом состоянии составляет от приблизительно 98:30 до приблизительно 70:2, кажущаяся плотность проппанта составляет 0,2-2,2 г/см3. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ включает закачку в пласт смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, в качестве расклинивающего агента применяют газовые кристаллогидраты, закачку производят при термобарических условиях существования последних, после разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы, дополнительно расклинивающей макро- и микротрещины разрыва пласта. При этом закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят одно- или многократно. Технический результат заключается в повышении проницаемости пласта при гидроразрыве. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх