Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины



Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины

 


Владельцы патента RU 2566348:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для многопластового гидроразрыва в стволе скважины. Способ формирует в подземной структуре пропускные каналы в двух или более пластах вокруг ствола скважины. Такие каналы разделены друг от друга длиной определенного участка ствола скважины. Пропускные каналы в каждой зоне имеют разные характеристики с учетом ориентаций пропускного канала в пространстве каждого из двух или более пластов и ее отношения к выбранному направлению разрыва, а также с учетом разности давлений начала гидроразрыва для каждого из двух или более пластов. Жидкость разрыва закачивается в ствол скважины во время проведения ГРП. Жидкость разрыва, закачиваемая во время проведения ГРП, подается под давлением выше, чем давление начала разрыва для одного из двух или более пластов. Это ускоряет разрыв указанного пласта, при этом давление остается ниже давления начала разрыва для других, не подверженных разрыву одного из двух или более пластов. Процесс повторяется, по меньшей мере, для одного или более пластов, не подверженных разрыву, или двух или более пластов. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва пластов в стволе скважины. 14 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Положения в этом разделе содержат только исходную информацию, связанную с настоящим способом, и не могут относиться к предшествующему способу.

Способы обработки ствола скважины часто используются для увеличения добычи УВ, где используют составы для обработки для воздействия на подземную структуру таким образом, чтобы увеличить приток нефти или газа из пласта к стволу скважины и его вынос на поверхность. Наиболее распространенные способы обработки включают операции разрыва пласта, высокодебитные матричные обработки, кислотные гидроразрывы и закачку хелатирующих реагентов. ГРП - это закачка в пласт жидкостей, которые при достаточных давлениях образуют трещины в пласте, которые увеличивают приток от пласта к стволу скважины. В процессе химической интенсификации, мощность потока улучшается при помощи использования химических реагентов для изменения свойств пласта, включая увеличение эффективной проницаемости путем растворения материалов в пласте или вытравливание подземной структуры плавиковой кислотой. Ствол скважины может быть открытым или обсаженным металлической трубой (колонной), которая устанавливается в пробуренном стволе и часто цементируется по месту установки. В обсаженном стволе колонна (если цемент присутствует) перфорируется в специальных интервалах с целью получения притока углеводородов к стволу скважины или для того, чтобы обеспечить возможность тока жидкости от ствола к пласту.

Для того чтобы эффективно и оперативно вскрыть углеводороды, может быть желательной интенсификация составом для обработки нескольких целевых пластов подземной структуры. Такие целевые пласты могут находиться в различных подземных структурах или слоях определенного пласта, который необходимо интенсифицировать. В более ранних способах ГРП, многопластовые зоны, как правило, обрабатывались путем интенсификации одной зоны в стволе скважины за один раз. Эти способы обычно включали многочисленные этапы спуска перфоратора вниз по стволу скважины к целевому пласту, перфорацию целевого горизонта, подъем перфоратора, обработку целевого пласта жидкостью ГРП, изоляцию перфорированного целевого пласта. Этот процесс впоследствии повторялся для всех целевых горизонтов до тех пор, пока все пласты не были интенсифицированы. Возможно оценить, что такие способы обработки многопластовых зон были высоко трудоемкими, требовали значительных временных ресурсов и финансовых средств.

Соответственно, было желательно преодолеть указанные трудности с помощью способа обработки многопластовых зон подземных структур.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины, проводимого в подземной структуре, достигается путем выполнения этапов (а)-(d). На этапе (а) в двух или более зонах в стволе скважины создаются пропускные каналы, которые отделены друг от друга определенной длиной участка скважины. Пропускные каналы в каждой зоне, согласно этапу (а), имеют разные характеристики, учитывая ориентацию пропускного канала в пространстве каждого из двух или более пластов и ее отношение к выбранному направлению разрыва, а также учитывая разность давлений начала гидроразрыва для каждого из двух или более пластов.

На этапе (b) жидкость разрыва закачивается в ствол скважины во время проведения ГРП и далее, на этапе (с) давление жидкости разрыва во время ГРП с целью ускорения разрыва указанного одного или двух и более пластов удерживается выше давления начала разрыва для одного или двух или более пластов. На протяжении этапа (d) необходимо повторить работы этапа (с), по меньшей мере, для одного или двух и более пластов двух или более зон.

В некоторых вариантах выполнения выбранным направлением является направление основной нагрузки пласта вокруг ствола скважины. Выбранное направление может быть расположено по оси или просто параллельно направлению основной нагрузки пласта, окружающего ствол скважины. В некоторых вариантах реализации выбранным направлением может быть, по меньшей мере, одна из горизонтальных линий максимальной нагрузки, вертикальной нагрузки или плоскость разрыва.

В некоторых вариантах реализации реакционно-способная жидкость закачивается, по меньшей мере, в один пласт перед началом разрыва в той зоне, в которой необходимо повысить эффективность снижения величины давления начала разрыва. Реакционно-способная жидкость может быть кислотой. Ствол скважины может быть тампонирован при помощи цемента, который в значительной мере растворяется кислотой.

Пропускные каналы в некоторых вариантах реализации могут быть образованы в каждой зоне с использованием 0° или 180° фазирования для каждой зоны. Пропускные каналы в каждой зоне могут также лежать в одной плоскости или быть расположены на расстоянии 1 метра от одной плоскости. Пропускные каналы могут быть образованы одним зарядом перфоратора, кумулятивным перфоратором или формированием отверстий в колонне ствола скважины. Различные характеристики пропускных каналов в некоторых случаях могут быть достигнуты путем отклонения ствола скважины.

Способ также может включать изоляцию зоны разрыва в соответствии с этапом (с) перед выполнением этапа (d). Для изоляции зон разрыва в разных случаях может использоваться легко разрушаемый материал. Изоляция также может быть достигнута путем использования, по меньшей мере, одного из механических инструментов, таких как уплотняющие шарики, пакеры, цементные мосты, пропускные цементные мосты, песчаные пробки, волокно, дисперсные материалы, вязкие жидкости, пены, а также их комбинаций.

В некоторых вариантах реализации два или более пластов могут быть расположены в части ствола скважины, которая является достаточно вертикальной. В некоторых вариантах выполнения два или более пластов располагаются в искривленной части ствола скважины. В некоторых вариантах выполнения два или более пластов располагаются в части ствола скважины, отклоненной от вертикального участка. В других вариантах выполнения два или более пластов могут быть расположены в достаточно горизонтальной части ствола скважины. В других вариантах реализации два или более пластов могут быть расположены в части ствола скважин, который отклонен от вертикальной, по меньшей мере, на 30°.

В некоторых вариантах реализации пропускные каналы одного пласта могут иметь минимальный угол наклона, который на 5° или более отличается от минимального угла наклона пропускных каналов любого другого или двух и более других пластов. Пропускные каналы зоны разрыва на этапе (с) также, в некоторых случаях, могут быть ориентированы под углом, соответствующим выбранному направлению и в то же время меньшим, чем угол пропускных каналов любого другого или двух и более других пластов. В некоторых вариантах реализации пропускные каналы пластов, не подлежащих разрыву, двух или более зон впоследствии подлежат разрыву на этапе (d) и могут быть ориентированы под углом, соответствующим выбранному направлению, который на 5° или более отличается от минимального угла наклона пропускных каналов любого другого или двух и более других пластов, ранее подвергшихся разрыву. По меньшей мере, один из пропускных каналов обрабатываемого на этапе (с) пласта, может быть ориентирован под углом, соответствующим выбранному направлению некоторых вариантов реализации меньшим, чем угол любого пропускного канала, соответствующий выбранному направлению в любом другом пласте, не подвергавшемся разрыву в двух или более зонах ГРП на этапе (d).

Зона разрыва на этапе (с) может быть расположена в направлении подошвенной области ствола скважины, а зона разрыва на этапе (d) может быть расположена, в некоторых вариантах выполнения, в боковой части ствола скважины. В других вариантах выполнения, зона разрыва этапа (с) может выклиниваться в сторону боковой части ствола скважины, а зона разрыва этапа (d) может выклиниваться в сторону забоя скважины.

Жидкость разрыва на этапе (с) при ГРП может быть выбрана, по меньшей мере, из ряда растворов ГРП, реакционно-способных растворов и реагентов на водной основе. Жидкость ГРП, в некоторых вариантах реализации, также может содержать, по меньшей мере, одно из следующего: проппант, твердые частицы, волокна, добавки для борьбы с поглощением, загустители, уменьшители трения.

В некоторых вариантах реализации гидроразрыв производится при ведении постоянного мониторинга.

Каждая зона, в некоторых вариантах реализации, может содержать от 1 до 10 пучков пропускных каналов. В некоторых случаях, каждый пучок пропускных каналов может иметь длину от 0,1 до 200 метров.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

Для более полного понимания данного изобретения и его преимуществ ниже приведены ссылки на описания, представленные в совокупности с фигурами, на которых:

Фиг.1А является схематическим изображением разреза ствола скважины с различными напряжениями вокруг ствола скважины и углом (α) перфорации в стволе скважины по отношению к таким напряжениям;

Фиг.1В представляет собой схему угла (α) перфорации по отношению к направлению максимального основного напряжения σ1 на перпендикулярном к стволу скважины плане направлений и давление начала разрыва (ДНР);

Фиг.2 представляет собой схему угла между отверстиями перфорации ствола скважины и максимальным горизонтальным напряжением в вертикальной скважине и давление начала разрыва;

Фиг.3 схематически иллюстрирует горизонтальную часть обсаженного ствола пробуренной скважины с указанием различных отверстий перфорации, ориентированных под разными углами;

Фиг.4А схематически иллюстрирует вид сверху горизонтальной скважины с кривой траекторией с указанием различных отверстий перфорации, ориентированных под разными углами (θ) по отношению к максимальному и минимальному напряжению в месте их образования;

Фиг.4В схематически иллюстрирует вид сбоку наклонной скважины с почти вертикальной забойной частью ствола с указанием различных отверстий перфорации, ориентированных под разными углами (θ) по отношению к максимальному (давление вышезалегающих пластов) и минимальному напряжению в месте их образования;

Фиг.4С схематически иллюстрирует вид сбоку наклонной скважины с указанием различных отверстий перфорации, ориентированных под разными углами (θ) по отношению к максимальному (давление вышезалегающих пластов) и минимальному напряжению в месте их образования; и

Фиг.5 схематически иллюстрирует разрез ствола скважины - пример стратегии перфорирования, который позволяет изменять способ обработки в зависимости от зоны, с отверстиями перфорации А1, А2, А3 и А4, не расположенными по оси максимального напряжения или плоскости, на которой находится максимальное напряжение какого-либо угла (α), а отверстия перфорации В1, В2, … Вн… Вм не находятся на оси направления максимального напряжения большего угла.

ДЕТАЛЬНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Приведенное ниже описание и примеры представлены исключительно в целях иллюстрирования различных вариантов реализации изобретения и не должны быть истолкованы в качестве ограничения объемов или применимости изобретения. Поскольку любые варианты данного изобретения могут быть описаны здесь с указанием определенных материалов, необходимо понимать, что состав может включать два или более химически различных материалов. В дополнение, состав также может включать некоторые компоненты кроме тех, которые уже указаны выше. Поскольку изобретение может быть описано в терминах обработки вертикальных или горизонтальных скважин, оно в равной степени применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение будет описано для добывающих углеводородных скважин, при этом, однако, необходимо понимать, что изобретение может быть использовано для скважин с другим типом флюида, таких как водные, углекислые, или, например, нагнетающие скважины или скважины-хранилища. Также необходимо понимать, что в отношении приведенных спецификаций, когда речь идет о полезных, применимых или примерных концентрациях или объемах диапазона, любая и каждая концентрация или объем определенного диапазона, включая граничные значения, считается установленной. Более того, каждое числовое значение нужно рассматривать как измененное термином «приблизительно» (помимо уже измененных) и затем рассматривать вновь как неизмененное, если иное не следует из контекста. Например, «диапазон от 1 до 10» должен читаться как указание каждого возможного числа по континууму между приблизительно 1 и приблизительно 10. Таким образом, даже если измерены определенные пункты данных в пределах диапазона, или даже не измерены, и явно идентифицированы или относятся только к немногим определенным данным, нужно понимать, что изобретатели оценивают и понимают, что любой или все пункты данных в пределах диапазона нужно считать указанными и что изобретатели обладают полным диапазоном и всеми пунктами в пределах диапазона.

Настоящее изобретение направлено на проведение многопластового гидроразрыва в подземных структурах при проведении ГРП. Этот способ может быть использован в обсаженном или необсаженном (открытом) стволе скважины. Как описано ниже, ГРП выполняется в одну операцию по закачке и отличается от многопластовых гидроразрывов тем, что может быть использован при обработке разных или множественных зон пласта. Термин «одна операция по закачке», указанный выше, означает проведение работ, при которых закачка жидкости разрыва начата, однако при этом не выполняется последующее применение оборудования для перфорации (или другого оборудования) с целью формирования или воздействия на перфорационные отверстия, ранее созданные в стволе скважины, а также повторная закачка жидкости в ствол скважины или ее перемещение с целью ускорения ГРП после первичной закачки жидкости разрыва. При выполнении такой операции закачки, скорость закачки, давления, характер и объем долива жидкости могут быть различными; также сама закачка может быть временно приостановлена и начата повторно с целью выполнения ГРП. В терминах, использованных в данном документе, такие способы рассматриваются как одна операция по закачке или один ГРП. В добавление, в некоторых вариантах применения, одна операция по закачке может быть проведена, когда начальное перфорационное оборудование еще не поднято из ствола скважины.

В настоящем изобретении с целью выполнения поэтапной обработки нескольких зон скважины в течение одного ГРП или операции по закачке используется разность давлений начала разрыва для разных зон ствола скважины. Разность давлений начала разрыва для различных зон создается путем формирования в стволе скважины специально ориентированных пропускных каналов. В значении, определенном здесь, термин «пропускной канал(-ы) или подобные определения означают канал, формируемый в колонне и/или стволе скважины. В большинстве случаев, пропускные каналы могут быть сформированы перфораторами, спущенными в скважину для перфорации колонны и/или ствола. Как таковые пропускные каналы также могут быть обозначены терминами «отверстия перфорации» и определениями «пропускной канал(-ы)», «отверстие(-я) перфорации», «канал(-ы) перфорации», «перфорационный тоннель(-и)» и подобными. Такие выражения могут быть использованы взаимозаменяемо, если только другое четко не обозначено контекстом. В дополнение, хотя пропускные каналы могут быть сформированы перфоратором, могут быть применены и другие способы их формирования. Они могут включать пескоструйную перфорацию, выемку грунта, фрезерование, бурение, распиливание и подобные способы. В некоторых вариантах реализации пропускные каналы могут быть сформированы в колонне на устье скважины или вне ее ствола, как описано в Международной Публикации № WO2009/001256A2, полное содержание которой включено в данный документ посредством ссылки. Пропускные каналы также могут иметь разный размер, форму и конфигурацию. Примеры некоторых форм поперечного сечения пропускных каналов включают круг, прямоугольник, многоугольник, полукруг, прорезной и т.д., а также комбинации этих и других форм. В некоторых вариантах реализации длина разреза и ось наибольшего размера могут быть ориентированы параллельно продольной оси колонны или ствола скважины. Диаметр или поперечное сечение пропускных каналов или отверстий перфорации может находиться в диапазоне от 2 до 40 мм. Длина пропускных каналов может находиться в диапазоне от 0,005 до 3 метров.

Ориентация пропускных каналов или отверстий перфорации в различных зонах выполняется таким образом, чтобы могла быть достигнута гетерогенность углов между сформированными каналами перфорации в каждой зоне и выбранном направлении, а также гетерогенность давлений начала разрыва. Жидкость разрыва затем закачивается в ствол скважины под давлением, превышающим давление начала разрыва одной из зон перфорации с целью ускорения разрыва в данной зоне. На следующем этапе проведения разрыва давление разрыва увеличивается по сравнению с давлением разрыва следующей зоны перфорации с целью ускорения разрыва в следующей зоне. Это повторяется до тех пор, пока во всех зонах не будут проведены ГРП. В некоторых вариантах реализации может быть выполнена изоляция различных зон между этапами выполнения ГРП.

Способ может быть использован при создании многопластовых разрывов в том же слое пласта или при создании многопластовых разрывов в многослойном пласте, а также применен для вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Способ может комбинироваться с техниками ограниченного доступа при ГРП с целью ускорения закачки жидкости в несколько зон при заданной скорости закачки. Способ также может комбинироваться с другими существующими способами применения отклонителей и техниками изоляции пластов, хорошо известными специалистам в данной области.

Разность основных напряжений в пласте ускоряет создание разности давлений начала разрыва по стволу скважины. Например, в вертикальной скважине анизотропия между горизонтальными напряжениями вызывает формирование дополнительных растянутых напряжений в около стволовой зоне. В данном описании термин «вертикальная скважина» означает скважины с углом отклонения от вертикали менее 30°. Разность горизонтальных напряжений в вертикальных скважинах создает зависимость давления начала разрыва от положения точки начала разрыва в стволе скважины.

Для дальнейшего описания этого процесса см. Фиг.1А и 1В, которые демонстрируют поперечный разрез скважины с различными напряжениями вокруг ствола скважины. На Фиг.1А давление начала разрыва является минимальным в случае, если перфорационный тоннель расположен по оси направления максимального напряжения или на плоскости, параллельной направлению максимального напряжения (т.е. максимальное напряжение = σ1 на Фиг.1А и 1В). Угол (α) отклонения перфорационного тоннеля от направления максимального напряжения вызывает увеличение давления начала разрыва (ДНР), как показано на Фиг.1В.

Далее, на фиг.2 показаны зависимости давления начала в вертикальной скважине от угла между перфорационным тоннелем и направлением максимального горизонтального напряжения в числовом выражении. Величина расчетного увеличения давления начала разрыва, вызванного отклонением перфорационного тоннеля, хорошо согласуется с экспериментально измеренными значениями. Для целей проведения расчетов давление начала разрыва была использована модель, описанная в Cherny и др. «2D Modeling of Hydraulic Fracture Initiationata Wellbore Withor Without Microannulus» SPE 119352 (2009), который приводится здесь полностью в качестве справочного материала. Было смоделировано три околостволовых слоя: стальная колонна, цемент, порода. В расчетах принятая длина перфорационного тоннеля составила 0,5 метра. Эффект микрозазора не был принят в расчет, а проникновением жидкости в пласт пренебрегли. Свойства породы были следующими:

Модуль упругости = 20,7 ГПа

Минимальное горизонтальное напряжение = 69 МПа

Максимальное горизонтальное напряжение = 103,5 МПа, что соответствует напряжению коэффициента анизотропии, равному 1,5

Коэффициент поперечного сжатия (Паусона) = 0,27

Разрез принят следующий:

Внутренний радиус колонны = 4,9 см

Внешний радиус колонны = 5,6 см

Радиус ствола скважины = 7,8 см

Модуль упругости колонны = 200 ГПа

Модуль упругости цемента = 8,28 ГПа

Аналогично, в идеально горизонтальных скважинах (90 градусов) разность давлений начала разрыва от различно расположенных каналов перфорации создается разностью между давлением вышезалегающих пластов и комбинацией горизонтальных напряжений (σгоризонтальное мин; σгоризонтальное макс). Такая комбинация горизонтальных напряжений зависит от ориентации бокового сечения пласта и направлена к σгоризонтальное мин и σгоризонтальное макс, когда горизонтальный участок пробурен в направлении максимального и минимального напряжения соответственно. Обычно, в горизонтальных скважинах, давление вышезалегающих пластов или вертикальное напряжение является наибольшим (т.е. давление вышезалегающих пластов = σ1 на Фиг.1А и 1В).

Инструменты и техники измерения напряжения анизотропии хорошо известны специалистам в данной области. Подходы и практики обсуждались, например, в OilfieldReview, октябрь 1994, стр. 37-47 “The Promise of Elastic Anisotropy”. Акустический каротаж в сочетании с другими видами каротажа может определить анизотропные виды породы (например, глубокие глины). Физики для этих целей используют тип анализа, основанный на явлении сжатия волн, которые движутся быстрее в направлении применимого напряжения. Для анизотропии есть два требования - расположение в предпочтительном направлении и шкала, меньшая, чем шкала измерения (здесь длина волны). Таким образом, акустическая анизотропия (гетерогенность породы) может быть измерена с помощью ультразвука (малая шкала), звуковой волны (средняя шкала) и сейсмики (крупная шкала).

В самых простых случаях два типа расположения (горизонтальный и вертикальный), могут быть рассмотрены как вызывающие анизотропию. В самом простом горизонтальном случае эластичные свойства меняются вертикально, а не от слоя к слою. Этот тип породы называется поперечно-изотропным с вертикальной осью симметрии (ПИВ). Альтернативный вариант с горизонтальной осью симметрии называется ПИГ. В обоих случая анизотропии ее можно определить ДБФИ - двухполюсным биполярным формирователем изображения акустических волн SonicIMagerTM - разработанным по технологии Шлюмберже Технолоджи Корп., Шугарледн, Техас. ДБФИ посылает полярные акустические импульсы попеременно из двух перпендикулярных передатчиков на ряд подобно ориентированных приемников и импульс распадается на полюса. На данной шкале измерения (приблизительно размер ствола скважины) наиболее характерное подтверждение ПИВ анизотропии исходит от разных скоростей продольных волн, измеренных в вертикальных и наклонных (или горизонтальных) скважинах. Та же техника применяется для обработки поперечных волн (каротаж представляет кривые медленного и быстрого импульсов). Полевые примеры использования информации о скорости (эластичной) анизотропии представлено в SPE 110098-MS (Калибровка механических свойств и создание локальных напряжений при помощи акустических радиальных профилей) и SPE 50993-РА (Прогнозирование азимутов природных и искусственных разрывов с помощью импульсно-волновой анизотропии).

В стволах направленных скважин эффект ориентации перфорации по отношению к давлению начала разрыва более сложен и зависит от анизотропии, относящейся к трем основным напряжениям. Прогнозирование давления начала разрыва в такой ситуации все еще основывается на расчете напряжения площади вокруг ствола скважины в зоне перфорации, а также требует знания ориентации ствола скважины в этой площади. Полный процесс начала разрыва в стволах направленных скважин при произвольных режимах напряжения представлена в работе Hossain и пр., SPE 54360 (1999), которая приведена здесь в качестве справочного материала. Патент США 4938286 раскрывает способ интенсификации путем ГРП через ствол горизонтальной скважины. Ствол горизонтальной скважины перфорируется по верхнему краю. Затем производится разрыв пласта через созданные отверстия перфорации с помощью жидкости разрыва, содержащей низкоплотностный проппант. Отверстия перфорации изолируются уплотнителем для перенаправления жидкости к следующему интервалу. Патент США 5360066 раскрывает способ контроля потока песка и прочих дисперсных материалов от ствола скважины. Этот процесс содержит несколько этапов: а. определение направления максимального горизонтального напряжения; и b. перфорацию ствола скважины с ориентацией в направлении максимального горизонтального напряжения. Патент США 5318123 раскрывает способ оптимизации ГРП скважины, который состоит из нескольких этапов: а. определение направления прохождения разрыва; b. перфорацию ствола скважины в направлении прохождения разрыва; с. закачку жидкости разрыва с целью направления указанных трещин в указанный пласт. Способы, раскрытые в указанных патентах, значительно отличаются от способов, предлагаемых в данном изобретении. Насколько известно автору, использование ориентации перфорации для последовательного разрыва между несколькими зонами вокруг ствола скважины еще не было раскрыто.

Разница углов перфорации в различных зонах необходима для обеспечения разности давлений начала разрыва в различных зонах и обеспечения индивидуального последовательного выполнения работ в каждой из зон. Способ определения угла перфорации с целью обеспечения желаемого давления начала разрыва обрабатываемого пласта может включать математическое моделирование, как описано в Cherny и пр. (SPE 119352) и Hossain и пр. (SPE 54360), как уже говорилось. Эмпирически полученные данные также могут быть использованы для определения угла перфорации, используемого при фактическом проведении работ. В таких случаях корреляция давления начала разрыва и угла перфорации может быть определена с помощью лабораторных тестов. Примеры таких эмпирических способов включают те, которые описаны у Behrmann пр. в работе «Effect of Perforations on Fracture Initiation», Journal of Petroleum Technology (Май 1991) и работе Abass пр. «Oriented Perforations - A Rock Mechanics View», SPE.28555 (1994), полное содержание каждой из которых включено в данный документ посредством ссылки. В некоторых случаях специальные знания об определенном пласте могут быть получены на основе опыта использования систем ориентации перфорации в пласте и могут предоставить достаточно информации для корреляции углов перфорации и желаемого давления начала разрыва для определенной зоны в том же или подобном пласте.

Как только основные напряжения вокруг ствола скважины определены для зоны, в которой будет проводиться обработка, система перфорации может быть конфигурирована так, чтобы обеспечить необходимую ориентацию пропускных каналов или параметры начала перфорации. Этого можно достичь с помощью использования техник ориентированной перфорации. Такие технологии позволяют проводить перфорацию ствола скважины в колонне под выбранными углами в направлении одного из основных напряжений. Известны различные способ ориентирования перфораторов. Ориентирование зарядов для перфорации в стволе может быть достигнуто при помощи механических роторных систем, применения устройств магнитной укладки (УМУ) или использования способов, в основе которых лежит гравитация. Подходящие инструменты могут включать перфораторы на трубах (ТСР), которые используют ориентировочные кольца, яссовые системы, механические инструменты для бурения и фрезеровки стенок колонны, лазерные системы ориентирования, и т.д. Неограниченные примеры ориентированных систем перфорации и способов выполнения включают те, которые приведены в патенте США № 6173773 и 6508307, патентных заявках США № US2009/0166035 и US2004/0144539, каждый из которых представлен здесь в качестве справочного материала. Пример коммерчески доступных систем ориентированной перфорации - это система перфорации OrientXactTM, ШлюмбержеТекнолоджи Корп., Шугарленд, Техас, являющаяся системой ориентированной перфорации на трубах.

В настоящем изобретении система перфорации обеспечивает создание отверстий перфорации или пропускных каналов в околостволовой зоне. Такая система может обеспечить отверстия перфорации, которые проникают вглубь пласта на расстояние около 3 метров, 2 метров, 1 метра или менее. Перфорации в каждой зоне может использовать 0° или приблизительно 180° фазировки зарядов. Пучок отверстий перфорации может быть создан в каждой зоне и иметь примерно одинаковую ориентацию, а фазировка зарядов или ориентация отверстий перфорации может быть выполнена под углом перфорации с допуском ±5° по отношению отверстий друг к другу внутри одного пучка. Пропускной канал(-ы) или отверстие (-я) перфорации, которые ориентированы под углом, наиболее близким к направлению или плоскости, параллельной выбранному направлению основного или максимального напряжения, могут быть обозначены как «минимальный угол» этого пучка или зоны. В каждом пучке может быть от 1 до 500 отверстий перфорации, более точно от 10 до 20 отверстий. Длина каждого пучка перфорации может находиться в диапазоне от 0,1 до 200 метров, более точно от 0,5 до 5 метров. Расстояние между пучками может иметь диапазон от 5 до 500 метров, более точно от 10 до 150 метров. Конечно, расстояние, количество отверстий перфорации и т.д. зависит от индивидуальных характеристик каждой скважины и обрабатываемой зоны.

Разность углов пропускных каналов или отверстий перфорации в зависимости от обрабатываемой зоны типично варьируется как минимум от ± 5° до ±10° для каждой зоны. Минимальный угол каждой зоны может отличаться от минимального угла других зон на ±5° или более. Эта разница минимальных углов может также включать разницу минимальных углов различных зон, одна из которых имеет более высокое давление начала разрыва. В случае если минимальные углы разных зон отличаются поворотом минимального угла на 360°, это составляет разницу в 5° или более (т.е. минимальный угол +360°), даже если оба пропускных канала разных зон имеют приблизительно одинаковую ориентацию. В некоторых случаях разница между углами разных зон может варьироваться от ±15°, ±20°, ±25°, ±30° или более. Разница углов перфорации от зоны к зоне, однако, может зависеть от типа пласта и напряжений в пласте вокруг ствола скважины, что обеспечивает желаемую разницу давлений начала разрыва. Разность давлений начала разрыва, однако, будет зависеть от характеристик пласта так, что эти давления не обязательно будут вести к ограничению применимости изобретения. В некоторых случаях, если углы пропускных каналов в каждой зоне могут различаться или варьироваться внутри зоны, зона следующего наибольшего давления начала разрыва или зона следующего разрыва может иметь угол(-ы) пропускных каналов, соответствующие направлению или плоскости, параллельной направлению основного или максимального напряжения, по меньшей мере, на 5° меньше, чем, по меньшей мере, один пропускной канал зоны следующего наиболее низкого давления начала разрыва или зоны следующего разрыва.

Обычно, отверстия перфорации ориентированы так, чтобы зона перфорации наиболее низкого давления начала разрыва оказалась не в забойной или нижней части скважины, при этом оставшиеся зоны расположены по направлению к устьевой части ствола, так что обработка ствола идет от забоя к устью, снизу вверх по стволу скважины. Конечно, зоны перфорации могут быть расположены так, что зона наиболее низкого давления начала разрыва находится в устьевой или верхней части, а разрыв выполняется с устья к забою или сверху вниз по стволу скважины.

Для выполнения многопластового ГРП в соответствии с изобретением забойное давление во время обработки контролируется таким образом, чтобы поддерживать его ниже давления начала разрыва для каждой зоны последовательности. Это может быть достигнуто соотношением давлений начала разрыва, представленным Формулой (1) ниже:

ДНР1<ДНР2 <… <ДНРN-1<ДНРN (1)

где N представляет собой общее число зон, подлежащих обработке во время ГРП. В случае проведения обработки первой зоны давление начала разрыва ДНР1 ниже, чем давление начала разрыва во всех остальных зонах, которые подлежат проведению ГРП. Закачка жидкости разрыва на давлениях и дебитах, так чтобы давление оставалось равным или большим, чем ДНР1, но меньшим, чем давления начала разрыва для других зон (т.е. зона от 2 до N) ускоряет многоэтапный ГРП. Схожим образом проводится обработка второй зоны, подлежащей обработке, давление увеличивается до или более давления начала разрыва ДНР2 второй зоны ГРП. Давление начала разрыва второй зоны меньше, чем давление начала разрыва оставшихся зон (т.е. зон от 3 до N). Давление начала разрыва последовательно увеличивается в каждой зоне до тех пор, пока все зоны не будут последовательно обработаны. В некоторых случаях, зоны обработки могут быть предварительно изолированы для увеличения давления начала разрыва при проведении ГРП следующей зоны. Различные изолирующие техники могут быть использованы и они хорошо известны специалистам в данной области. Они могут включать использование различных механических инструментов, шарики уплотнители, отклонители с твердыми частицами, изолирующие мосты, пропускные изолирующие мосты, песчаные мосты, волокна, дисперсные материалы, отклонители с вязкими жидкостями и вспенивателями и комбинация этих способов. В других случаях изоляция различных зон не проводится.

В некоторых случаях давление начала разрыва в некоторых или всех зонах может быть искусственно занижено перед ГРП зоны. Закачка кислоты или реакционно-способных химикатов для снижения давления начала разрыва может быть использована так, как описано в SPE 118348 и SPE 114172. Такие способы могут быть использованы эффективно даже в инертных пластах. Кислота (например, HCl) может быть особенно эффективна при освоении скважин, оконченных растворимым цементов, как это описано в SPE 103232 и SPE 114759.

Фиг.3 показывает горизонтальное сечение обсаженного ствола пробуренного в направлении максимального горизонтального напряжения в гомогенном пласте с постоянным градиентом разрыва. Первым этапом, несколько зон в скважине было перфорировано с использованием перфорационной ориентировочной технологии с примерным фазированием зарядов, равным 180° для каждой зоны. Угол α между отверстиями перфорации и вертикальным направлением или плоскостью, на которой лежит горизонтальное сечение ствола, варьируется от зоны к зоне, как показано на фигуре. В этом случае вертикальное направление представляет давление вышезалегающих пластов или максимальное основное напряжение вокруг ствола скважины. На горизонтальном сечении скважины, фиг.3, угол α1 в забойной части скважины является минимальным, так что давление начала разрыва в данной зоне находится на низшем уровне. Угол α впоследствии постепенно увеличивается по направлению к устью скважины. Согласно фиг.1А и 1В давление начала разрыва, таким образом, постепенно увеличивается вдоль ствола скважины в зависимости от зоны перфорации.

Последующий ГРП горизонтальной части скважины на Фиг.3 выполняется поэтапно. Первым этапом является интенсификация забойной или самой отдаленной части ствола зоны минимального давления начала разрыва. Давление во время обработки поддерживается на уровне ниже, чем давление начала разрыва в следующей зоне. После интенсификации первая зона может быть изолирована с помощью шариков уплотнителей, наряду с непрерывной закачкой раствора. В результате происходит увеличение давления в стволе и происходит инициация разрыва в зоне, расположенной после обработанной зоны. Последующее повторение описанных шагов позволяет проводить выборочную обработку всех интервалов перфорации за один цикл обработки.

На фиг.4А-4С показаны примеры ориентаций перфорации при многопластовом ГРП в скважинах с искривлёнными траекториями в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Многопластовые зоны могут быть расположены в длинном интервале одного продуктивного слоя. Перфорация интервала может быть проведена за один раз с помощью использования перфоратора, такого как система перфорации на трубах (ТСР), которая может состоять из нескольких труб с зарядами на одной несущей трубе. На фиг.4А проиллюстрирована одна горизонтальная отклоненная скважина с искривленной траекторией. На Фиг.4B проиллюстрирована отклоненная скважина с искривленной вертикальной траекторией. На фиг.4С проиллюстрирована скважина с отклоненной траекторией. Несколько пучков перфорации могут быть образованы в каждом указанном интервале, и каждый интервал может быть, в свою очередь, подвергнут ГРП. Отверстия перфорации каждого пучка могут быть ориентированы фазированием на 180°, при этом отверстия перфорации каждого пучка располагаются под разными углами θ1… θN места максимального напряжения. На фиг.4А-4С показаны заметные отличия горизонтальных и вертикальных напряжений.

В каждом варианте выполнения фиг.4А-4С ориентация отверстий перфорации, создаваемая геометрически, имеет результатом контролируемую разность давлений начала разрыва от зоны к зоне. В каждом случае ГРП состоит из N количества этапов с возможным N-1 количеством изолирующих этапов между ГРП каждой зоны. На первом этапе обработки жидкость разрыва закачивается в ствол и зона минимального давления начала разрыва подвергается обработке. Давление жидкости разрыва должно поддерживаться ниже давления следующей зоны самого низкого давления начала разрыва, которая была не подвержена обработке. Изоляция может быть выполнена для отсечения ГРП зоны при помощи изолирующих техник, таких как шарики уплотнителей, изоляционные мосты, песчаные мосты, дисперсные материалы, волокна и т.д. После изоляции закачка возобновляется и следующая зона со следующим самым низким давлением начала разрыва обрабатывается. Эта зона также может быть изолирована. Этот процесс повторяется до тех пор, пока во всех зонах последовательно не будет проведен ГРП.

На фиг.5 показан пример альтернативной стратегии перфорации, которая может быть использована с возможностью создания гетерогенного давления начала разрыва в зонах вокруг ствола скважины. В этом примере перфорация каждой зоны имеет два вида, а именно: начальную Ai(i=1…4) и вторичную Bi (j=0…M) c различной ориентацией в зоне максимального напряжения. Здесь начальная перфорация А1, А2, А3 и А4 расположена не по оси направления максимального напряжения под определенным углом (α), а перфорация В1, В2, BN и BM расположена не по оси направления максимального напряжения под большим углом. В одном варианте реализации данного изобретения каждая зона ствола скважины может иметь, по крайней мер, один тип перфорации Ai и один или более типов перфорации Bi. С таким типом перфорации ориентация давления начала разрыва в каждой зоне перфорации будет зависеть от угла α в комплексе отверстий вторичной перфорации (Bi). Изменение угла α в комплексе отверстий перфорации в разных зонах ствола скважины позволяет достигать разных давлений начала разрыва в разных зонах.

ГРП разных зон может быть проведен под наблюдением. Могут быть использованы различные способы подтверждения и определения зон, которые фактически подвергаются обработке. Например, анализ забойного давления может быть использован в случаях, когда уровень забойного давления сравнивается с установленным распределением давления начала разрыва по интервалу перфорации. Анализ профиля забойного давления также может улучшить понимание созданной геометрии разрыва. Микросейсмическая диагностика в реальном времени может быть использована, в случае если микросейсмические события появляются во время проведения ГРП и регистрируются с целью понимания расположения и геометрии зоны разрыва. Этот способ хорошо известен специалистам в данной области и широко применяется в нефтегазовой промышленности. Термометрия в реальном времени также может быть применена. Такие способы используют эффект распределения датчиков температуры, которые показывают, какая часть зоны ствола скважины подлежит обработке. Такие способы хорошо известны специалистам в данной области и могут использовать фибро-волоконные материалы для измерения температуры во время обработки. Может быть использован гамма-каротаж в реальном времени. Этот способ основан на принципе размещения радиоактивного датчика в стволе скважины перед началом ГРП и определения сигнала от радиоактивных маркеров, которые добавляются в жидкость разрыва при обработке. Также может быть использован анализ низкочастотных волн давления (трубных волн), которые генерируются и распространяются в стволе скважины. Трубные волны отражаются от разрывов, препятствия в стволе скважины сегментов освоения скважины и т.д. Дебиты падения и резонансные частоты свободных или принудительных колебаний давления могут быть использованы для определения характеристик сопротивления и глубины каждого отражения в скважине после удаления резонанса, вызванного указанными отражателями.

Многопластовый ГРП может использоваться на разных пластах при их обработках. Это включает ГРП с использованием проппантов, ГРП без использования проппантов, ГРП с жидкостями на водной основе и реакционно-способными составами (например, кислота и хелатирующие агенты). Жидкости разрыва и системы для выполнения разрывных обработок обычно готовятся на водной основе. Составы на водной основе используют пресную воду, морскую воду, растворы солей и рапу (например, 1-2% воды, KCl) и т.д. Составы на основе нефти или эмульсии также могут быть использованы.

При проведении ГРП составы на водной основе обычно имеют увеличенную вязкость так, чтобы иметь достаточно вязкости для выноса или растворения проппантовых материалов, увеличения ширины разрыва, предотвращения поглощения раствора, и т.д. Для того чтобы обеспечить большую вязкость водного раствора разрыва, часто применяют водорастворимые или гидрируемые полимеры. Эти полимеры могут включать, не ограничиваясь, гуаровые смолы, высокомолекулярные тяжелые полисахариды, состоящие из маннозы или галактозы сахаров, гуаровые производные, такие как гидропропилгуар (ГПГ), карбометилгуар (КМГ), карбометилгидроксипропилгуар (КМГОПГ). Производные целлюлозы, такие как гидроксиэтил целлюлоза (ГОЭЦ) или гидроксипропил целлюлоза (ГОПЦ), а также карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КОМГОЭЦ) также могут быть использованы. Любой полезный полимер может быть использован либо в связанной, либо не в связанной, линейной форме. Ксантан, диутан, сцероглукан, три биополимера, которые не выявили никаких полезных свойств в качестве усилителей вязкости. Синтетические полимеры, такие как, не ограничиваясь, полиакриламид и полиакрилат, а также со-полимеры обычно используются при проведении высокотемпературных работ. Растворы, в состав которых включен полимер и сополимер, могут иметь любую подходящую плотность для выполнения обработки. Обычно содержащие полимеры растворы имеют значение по вязкости от около 50 мП или выше и скорость сдвига флюида около 100 сек-1 при заданной температуре обработки, более типичны растворы со значением по вязкости около 75 мП или выше и скоростью сдвига флюида около 100 сек-1 и еще более типичны растворы со значением по вязкости около 100 мП и скоростью сдвига флюида около 100 сек-1.

В некоторых вариантах реализации изобретения вязко-эластичные ПАВ (ВЭП) могут быть использованы в качестве усилителя вязкости растворов на водной основе. ВЭП могут быть выбраны из группы катионных, анионных, цвитерионных, нонионных и их комбинаций. Некоторые неограничивающие примеры приведены в Патенте США № 6435277 и 6703352, каждый из которых приведен здесь в качестве справочного материала. Вязко-эластичные ПАВ, если они использованы отдельно или в комбинации с другими веществами, имеют возможность формирования мицелл, которые образуют структуру в водной среде, что способствует увеличению вязкости флюида (также известные как вяжущие мицеллы). Растворы, как правило, смешиваются в нужных пропорциях, с использованием ВЭП, подходящего для достижения желательной вязкости. Вязкость ВЭП может быть отнесена к 3D-структуре, которая формируется компонентами раствора. Когда концентрация ПАВ в растворе вязко-эластичного раствора значительно превышает критическую концентрацию, а также во многих случаях в присутствии электролита, молекулы ПАВ собираются в образования, такие как мицеллы, которые могут взаимодействовать с целью образования сети со свойствами вязкого и эластичного вещества. Растворы, в состав которых включен ВЭП, могут обладать любой подходящей плотностью для выполнения обработки. Обычно, растворы, содержащие ВЭП, имеют значение вязкости от около 50 мП или выше и скорость сдвига флюида около 100 сек-1 при заданной температуре обработки, более типичны растворы со значением вязкости около 75 мПз или выше и скоростью сдвига флюида около 100 сек-1 и еще более типичны растворы со значением вязкости около 100 мПз и скоростью сдвига флюида около 100 сек-1.

Растворы также могут содержать газовый компонент. Газовый компонент может быть любым подходящим газом, который образует заряженную жидкость или пену при добавлении в водную среду. Смотри, например, Патент США № 3937283 (Blauer и прочие), включенный в данный документ посредством ссылки. Газовый компонент может включать выбранный газ, такой как азот, воздух, аргон, углекислый газ, и любую их комбинацию. Особенно полезны газовые компоненты азота или углекислого газа в любом доступном виде. Жидкость может содержать от около 10% до около 90% объема газа, учитывая общий объем жидкости, более точно от 20% до около 80% объема газа исходя из общего объема жидкости и еще более точно от около 30% до около 70% объема газового компонента, исходя из общего объема жидкости. Необходимо отметить, что объемная доля, представленная здесь, рассчитана исходя из забойных условий, при которых забойное давление влияет на объем газовой фазы.

При ГРП раствором на водной основе, который часто используется в пластах с низкой проницаемостью и «уплотненных» газосодержащих пластах, таких как плотные глинистые или песчаные пласты, раствор имеет низкую вязкость (например, 1-50 мП), обычно это вода. Они могут комбинироваться с веществами для уменьшения трения. Обычно полиакриламиды или гуаровые смолы используются в качестве веществ для уменьшения трения. При таких обработках могут быть использованы более легкие проппанты в меньших объемах (например, от 0,012 кг/л до 0,5 кг/л или 1,5 кг/л), чем при традиционной методике проведения ГРП. Используемые проппанты имеют меньший размер частиц (например, от 0,05 мм до 1,5 мм, более применимо от 0,05 до 1 мм), по сравнению с составами, которые используются в нефтеносных пластах. Там, где это применимо, проппант может иметь такой размер, объем и плотность, чтобы его легко было доставить в пласт, растворить и разместить во время проведения обработки с помощью жидкости разрыва в местах образования трещин.

При проведении ГРП опорная жидкость, которая не содержит проппанта, может быть предварительно закачана в ствол скважины для начала разрыва в каждой зоне. За ней обычно следует проппанто-содержащая жидкость для ускорения расклинивания зоны после проведения разрыва. Частицы проппанта могут быть практически не растворимы флюидом пласта. Частицы проппанта уносятся жидкостью обработки в созданные разрывы, таким образом, расклинивая открытый разрыв, когда давление разрыва снижается и скважина начинает эксплуатацию. Любой проппант (гравий) может быть использован при условии, что он совместим с основой и любым материалом моста, если таковые используются, пластом, флюидом и отвечает ожидаемым результатам проведения обработки. Такие проппанты (гравий) могут быть природными или синтетическими, покрытыми, содержащими реагенты; более чем один проппант может быть последовательно использован, равно как могут быть использованы смеси различных размеров или материалов. Проппанты и гравий в одной или разных скважинах могут быть представлены одним материалом и/или иметь одинаковый размер частиц, при этом термин «проппант» подразумевает использование гравия. Проппант выбирается на основе мощности породы, давлений закачки, типов закачки жидкости или даже проекта освоения. Материалы проппанта могут содержать, не ограничиваясь, песок, шлаковый боксит, стеклярус, слюду, керамические материалы, природные материалы и т.п. Также могут быть использованы смеси проппантов. Природные материалы могут быть непроизводными и/или необработанными природными материалами, а также материалами, полученными на основе обработанных и/или производных природных материалов. Подходящие примеры природных материалов, подходящих для использования в качестве проппанта, не ограничиваясь, включают: грунт или битую скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокос, пекан, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.д., молотую или измельченную скорлупу (включая фруктовые косточки) семян фруктов, таких как слива, оливка, персик, вишня, абрикос, и т.д.; молотую или измельченную скорлупу других растений, таких как кукуруза (например, початки или ядра кукурузы) и т.д., обработанную древесину, и материалы, производные от древесины, такие как дуб, кария, грецкий орех, тополь, красное дерево и т.д., включая обработанную древесину, т.е. стружку, опилки или другие результаты разрушения, обработки и т.д. древесины. Дальнейшую информацию о некоторых уже упомянутых составах можно найти в Encyclopedia of Chemical Technology, под редакцией Raymond E. Kirk и Donald F. Othmer, третье издание, JohnWiley & Sons,том 16, страницы 248-273 (раздел «Nuts»). Копирайт 1981, которая включена в данный документ посредством ссылки. Обычно используется проппант со средним размером частицы от около 0,05 мм до около 5 мм, более точно, не ограничиваясь типичным размером частицы, от около 0,25 до 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 проппант присутствует в жидкости размещения в концентрации 0,12 кг проппанта на каждый литр жидкости размещения или около 3 кг проппанта на каждую L жидкости размещения, предпочтительно от около 0,12 кг проппанта на каждый литр жидкости размещения до около 1,5 кг проппанта на каждый литр жидкости размещения.

Другие дисперсные материалы также могут быть использованы, в отношении материалов для установки мостов, могут быть использованы проппанто-содержащие реагенты или реагенты контроля поглощения. Такие материалы могут включать разрушающиеся материалы, которые должны разложиться после ГРП. Разрушающиеся материалы могут включать те материалы, которые можно размягчить, растворить, которые могут создать реакцию или другим образом разложиться во флюиде скважины и тем самым способствуют их удалению из зоны обработки. Такие материалы могут быть растворимы в жидкостях на водной основе или в углеводородных жидкостях. Нефтеразлагающиеся дисперсные материалы могут быть использованы для разложения в добываемом флюиде. Неограничивающие примеры разлагающихся материалов могут включать, без ограничения, поливиниловый спирт, полиэтилен терефталат (ПЭТ), полиэтилен, растворимые соли, полисахариды, воски, бензойные кислоты, материалы на основе нафталинов, оксид магния, бикарбонат натрия, карбонат кальция, хлорид натрия, хлорид кальция, сульфат аммония, растворимые резины и подобные материалы, а также их комбинации. Дисперсный разрушающийся материал при смешивании с разделителем, который закачивается в ствол скважины и разрушает разлагающийся материал, также может быть использован. Разлагающиеся дисперсные материалы также могут быть представлены соляно-кислотными прекурсорами. Такие материалы могут включать полимолочнуюкислоту (ПМК), полигликольную кислоту (ПГК), карбоновую кислоту, лактиды, гликолид, сополимеры полилактидов и полигликолей и им подобные, а также их комбинации.

Во многих вариантах реализации волокна используются в качестве дисперсного материала либо сами по себе, либо в комбинации с другими неволокнистыми дисперсными материалами. Волокна также могут быть разлагающимися и могут быть образованы от подобных разлагающихся материалов, которые уже были ранее описаны. Примеры волокнистых материалов включают, без ограничения, природные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (неограниченные примеры включают полиэстер, полиарамид, полиамид, новолид или новолидный полимер), фибрилированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, карбоновые волокна, стеклянные волокна, керамические и природные полимерные волокна и их любые комбинации. Особенно полезными являются волокна полиэстера, покрытые высоко гидрофильными материалами, такие как, без ограничения, DACRON®полиэтилен терефталат волокна, доступные для приобретения в компании InvistaCorp., Вичита, Канзас, США, 67220. Другие примеры полезных волокон включают, без ограничения, полиэстеровые волокна полимолочной кислоты, полиэстеровые волокна полигликольной кислоты, волокна поливинилового спирта и им подобные.

Плотные жидкости или жидкости с увеличенной вязкостью, которые были описаны, с или без газового компонента, также могут быть использованы при проведении кислотных операций ГРП, а также, в случае если многопластовые зоны обрабатываются согласно данному изобретению. Как указано в данном документе, кислотный ГРП может включать те техники проведения разрыва, в которых жидкость обработки содержит пласторазрушающие материалы. При таких обработках альтернативные реакционно-способные жидкости (водные кислоты, хелаты, и т.д.) с нереакционно-способными жидкостями (ВЭП жидкости, жидкости на основе полимера) могут быть использованы при проведении кислотного ГРП. В карбонатных пластах кислотой обычно выступает соляная кислота, однако могут быть использованы и другие виды кислоты. При таких обработках жидкости закачиваются при давлении, выше давления начала разрыва определенной зоны карбоната (например, известняковой или доломитовой) пласта обработки. При кислотном ГРП проппант может не использоваться, потому что кислота вызывает различное разрушение разрываемого пласта с возможностью создания пропускных каналов для притока пластового флюида к стволу скважины, так что расклинивание пласта не требуется.

В то время как изобретение было представлено только в некоторых из своих форм, должно быть очевидным для специалистов в данной области, что оно не так ограничено указанными применениями. В него могут быть внесены изменения и дополнения без отрыва от основного объема изобретения. Соответственно, очевидно, что прилагаемая формула изобретения может быть широко истолкована в соответствии с объемом настоящего изобретения.

1. Способ многопластового гидроразрыва в области скважины в подземной структуре, который включает:
(а) формирование пропускных каналов в двух или более зонах вокруг ствола скважины, которые отдалены друг от друга на расстояние, равное отрезку ствола скважины, при том, что пропускные каналы в каждой из двух или более зон ориентированы относительно выбранного направления для создания разности давлений начала разрыва в каждой из двух или более зон;
(b) введение жидкости разрыва в ствол скважины во время проведения обработки ГРП (гидроразрыва пласта);
(c) создание давления жидкости гидроразрыва при проведении обработки ГРП, которое выше, чем давление начала разрыва одной из двух или более зон с целью ускорения разрыва в одной или более указанных зонах, при этом давление жидкости разрыва ниже, чем давление начала разрыва любой другой зоны, в которой не был проведен разрыв; и далее
(d) повторение этапа (с), по меньшей мере, для одной или более зон, в которой не был проведен разрыв из двух или более зон.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранное направление является направлением основного напряжения пласта, окружающего ствол скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранное направление расположено по оси или на плоскости, параллельной направлению основного напряжения пласта окружающего ствол скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что реакционно-способная жидкость вводится, по меньшей мере, в одну зону перед тем, как происходит начало разрыва в этой зоне, и ускоряет снижение давления начала разрыва.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что пропускные каналы формируются, по меньшей мере, одним перфоратором, струйным перфоратором или созданием отверстий в обсадной колонне в стволе скважины.

6. Способ по п.1, дополнительно содержащий изоляцию, по меньшей мере, одной ранее подвергшейся разрыву на этапе (c) и (d) зоны.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что используется разлагающийся материал для изоляции зоны разрыва.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что изоляция достигается использованием механических инструментов, шариков уплотнителей, пакеров, изоляционных мостов, пропускных изоляционных мостов, песчаных мостов, волокон, дисперсного материала, вязких жидкостей, пены, а также их комбинаций.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что пропускные каналы в каждой зоне имеют минимальный угол, который на 5° или более отличается от минимального угла пропускных каналов любой другой из двух или более зон.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что зоны разрыва этапа (с) расположены по направлению к забою скважины, а зоны разрыва этапа (d) расположены по направлению к устьевой части ствола скважины.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что зоны разрыва этапа (b) расположены по направлению к устьевой части ствола скважины, а зоны разрыва этапа (с) расположены по направлению к забойной части ствола скважины.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость разрыва выбирается из жидкости гидроразрыва, реакционно-способной жидкости разрыва или жидкости разрыва на водной основе.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость разрыва содержит, по меньшей мере, один проппант, мелкие частицы, волокна, добавки, предотвращающие поглощение раствора, хелатирующие агенты и реагенты уменьшения трения.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранное направление является направлением одного из: максимального горизонтального напряжения, вертикального напряжения или плоскости разрыва.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что разрыв проводится под постоянным наблюдением.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву пласта. Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Группа изобретений относится к операциям нагнетания жидкостей с поверхности скважины в ее ствол при высоких давлениях, таким как, например, гидравлический разрыв пласта, включающий разделение жидкости на чистый поток, содержащий минимальное количество твердых материалов, и грязный поток, содержащий твердый материал в жидком носителе.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку в трещину пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант. Концентрацию проппанта в жидкости разрыва постепенно увеличивают от 200 до 1000 кг/м3. По окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по математической формуле с учетом объема закачиваемого реагента, мощности пласта, вскрытого перфорацией, пористости пласта и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, а также учитывают приемистость пласта, подлежащего ГРП. После чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ГРП за счет исключения выноса проппанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины, повысить качество крепления призабойной зоны пласта, а также повысить проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в призабойной зоне пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины. До спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте. Затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения. Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины. Спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте. Затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порции линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа и эффективности проведения ГРП. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой. Причем выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы пакер находился на расстоянии 30 м выше кровли пласта. После этого по колонне НКТ в камеру сгорания на электрическом кабеле, совмещенном с оптоволоконным кабелем, спускают источник поджига - электрический запальник до контакта с горелкой, начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом. Причем используют ГОС следующего состава, % мас.: аммиачная селитра - 45,5; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 19,5; бихромат калия - 5; этиленгликоль - 30. По достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на электрический кабель, происходит воспламенение ГОС в горелке камеры сгорания. Контролируют воспламенение и начало сжигания ГОС в камере сгорания. После этого извлекают электрический кабель, совмещенный с оптоволоконным кабелем, из колонны НКТ, производят посадку пакера в скважине, продолжают сжигание ГОС и разогревание высоковязкой нефти в пласте со снижением ее вязкости до величины, достаточной для отбора продукции насосным оборудованием. Технический результат заключается в повышении эффективности разогревания пласта с высоковязкой нефтью и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с размещенной снаружи горелкой, а к верхнему торцу горелки закрепляют термопару с удлинительным проводом. На устье скважины верхний конец удлинительного провода крепят к устройству, измеряющему температуру. После этого в межколонное пространство скважины до отверстий горелки на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник. Затем с устья скважины с помощью насоса начинают постоянную закачку ГОС в колонну НКТ. Причем используют ГОС следующего состава, мас. %: аммиачная селитра - 65,8%; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 28,2%; бихромат калия - 1%; этиленгликоль - 5%. По достижению ГОС отверстий горелки приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на кабель, происходит воспламенение ГОС. Извлекают кабель с электрическим запальником из колонны НКТ, осуществляют контроль за температурой горения в интервале обработки пласта посредством устройства, измеряющего температуру. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта выше допустимой температуры горения подачу ГОС в НКТ снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС в колонну НКТ увеличивают. Технический результат заключается в повышении надежности и качества обработки пласта. 2 ил.

Изобретение относится к области испытаний и отработки зарядов твердого топлива и устройств их содержащих, предназначенных для термогазохимической обработки и газодинамического разрыва нефтегазовых и угольных пластов. Устройство включает вертикально установленный герметичный цилиндрический корпус со съемной верхней крышкой, на которой размещен электровод и штуцер для подачи в устройство сжатого инертного газа (до 12 МПа). На крышке имеются не менее двух предохранительных клапанов для сброса давления, кронштейн для подвеса заряда твердого топлива. Кроме того, в корпусе устройства размещены датчики (не менее двух каждого типа) для замера давления и температуры внутри устройства, а также температуры и вибрации стенок. Причем для сбора информации с датчиков применяется многоканальная система измерений и обработки параметров. Технический результат заключается в повышении информативности испытаний. 2 ил.
Предложенное изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом изобретения является обеспечение создания равномерной сети трещин для повышения эффективности газоотдачи пласта. Предложен способ гидравлической обработки угольного пласта, включающий периодически повторяющиеся подачу жидкости через скважину в пласт с максимально быстрым увеличением давления на устье скважины, гидроимпульсное воздействие жидкости на пласт с поддержанием давления в течение времени, необходимого для формирования заданных размеров и конфигурации трещин пласта, и сброс устьевого давления жидкости с максимально быстрым снижением до атмосферного с последующим истечением жидкости из скважины. При этом дополнительно пробуривают радиальные каналы и создают гидроударное импульсное воздействие в этих каналах, а затем изменяют движение потока жидкости. Причем гидроимпульсные воздействия производят одновременно во всех радиально пробуренных каналах или последовательно в каждом радиальном канале с последующим гидроразрывом пласта.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения операции интенсификации. Способ содержит получение объединенных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические и/или геофизические свойства подземной формации и/или геометрические свойства механических разрывов в формации). Кроме того, способ содержит создание механической модели геологической среды с использованием объединенных данных о месте расположения скважины и определение характера пересечения между вызванным гидроразрывом и, по меньшей мере, одним разделом в формации. Способ также содержит оптимизацию проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения. Проект интенсификации содержит, по меньшей мере, один параметр из числа вязкости текучей среды, скорости закачки текучей среды для гидроразрыва и концентрации снижающей фильтрацию добавки. Оптимизация может дополнительно содержать корректировку проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения между вызванным гидроразрывом и разделом в формации. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации скважин. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 32 ил.

Изобретение относится к области добычи жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин. Способ перфорирования скважины заключается в загрузке реакционноспособного кумулятивного заряда в корпус, при этом реакционноспособный кумулятивный заряд включает реакционноспособную гильзу, включающую компоненты, выбранные из металлов и оксидов металлов; спуске корпуса с зарядом в ствол скважины и размещении его рядом с подземным пластом; подрыве кумулятивного заряда с целью создания первого и второго взрывов, при этом первый взрыв создает перфорационный туннель в примыкающем пласте, и этот перфорационный туннель имеет зону дробления, расположенную вдоль его стенок, а второй взрыв инициируется первым взрывом и создается экзотермической интерметаллической реакцией между реакционноспособными компонентами гильзы кумулятивного заряда, при этом второй взрыв выталкивает обломочный материал из зоны дробления внутри перфорационного туннеля в ствол скважины и вызывает по крайней мере один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, и этот по крайней мере один разрыв включает разрыв пласта, содержащего углеводороды, и соединяется с внутренней частью перфорационного туннеля; и нагнетании флюида, содержащего расклинивающий наполнитель, в перфорационный туннель под давлением, достаточным для того, чтобы нагнетаемый флюид проник по крайней мере в один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, чтобы ввести туда расклинивающий наполнитель и поддерживать открытым по крайней мере один разрыв пласта для увеличения дебита углеводородов. Обеспечивается повышение эффективности нагнетания и интенсификации добычи нефти или газа из подземного пласта. 7 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.

Изобретение относится к оборудованию заканчивания скважин и может быть применено в операциях многостадийного гидроразрыва пласта. Муфта содержит корпус и подвижный элемент с совмещающимися между собой сквозными отверстиями, шар, активирующий подвижный элемент, снабженный щелевыми проточками, седло внутри подвижного элемента для посадки шара и пружину сжатия. Сквозные отверстия в корпусе и подвижном элементе расположены с постоянным шагом по винтовой линии. На подвижном элементе в районе седла выполнены сквозные щелевые проточки. Нижняя часть подвижного элемента снабжена направляющим штифтом, который размещен в треке, сформированном на нижнем концевом участке корпуса и обеспечивающем при перемещении в нем штифта поворот подвижного элемента в радиальном направлении на заданный угол. Технический результат заключается в повышении надежности фиксации подвижного элемента в корпусе устройства. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти. Способ включает первичное ГРП на скважинах, периодическое определение дебита и проведение повторного ГРП после прекращения влияния первичного. При этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп (коэффициент светопоглощения) и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле. Затем проводится оптическое исследование с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения. Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.
Наверх