СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНОЙ ФОРМАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОТКЛОНЕНИЯ ОБРАБАТЫВАЮЩИХ ТЕКУЧИХ СРЕД (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2011 года по МПК E21B43/14 E21B43/26 

Предшествующий уровень техники изобретения

Настоящее изобретение относится в основном к способу и системе для обработки подземной формации с использованием отклонения.

Способы обработки скважин часто используются для увеличения добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию с целью увеличения потока нефти или газа из формации в скважину для извлечения на поверхность. Гидравлический разрыв и химическая стимуляция являются общими способами обработки, используемыми в скважине. Гидравлический разрыв включает в себя нагнетание текучих сред в подземную формацию под давлением, достаточным для формирования разрывов в формации, которые увеличивают поток из формации в скважину. Пои химической стимуляции объем потока увеличивается путем использования химикатов для изменения свойств формации, таких, как увеличение эффективной проницаемости путем растворения материалов или травления подземной формации. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, при которой металлическая труба (обсадная колонна) размещается в пробуренной скважине и цементируется на месте. В необсаженной скважине может быть установлен хвостовик с щелевыми прорезями или сетчатый фильтр. В обсаженной скважине обсадная колонна (и цемент, если есть) обычно перфорируется в определенных местах для протекания углеводородной текучей среды в скважину или для протекания обрабатывающей текучей среды из скважины в формацию.

Для эффективного доступа к углеводороду желательно направлять обрабатывающую текучую среду в целевые интересующие зоны в подземной формации. Могут быть целевые интересующие зоны в различных подземных формациях или множество слоев в конкретной формации, которые предпочтительны для обработки. В таких ситуациях предпочтительно обрабатывать целевые зоны или множество слоев без неэффективной обработки зон или слоев, которые не представляют интереса. В основном обрабатывающие флюиды текут по пути наименьшего сопротивления. Например, в больших формациях, имеющих несколько зон, обрабатывающая текучая среда будет стремиться рассеиваться в частях формации, которые имеют наименьший градиент давления, или частях формации, которые требуют наименьшей силы для инициирования разрыва. Подобным образом в горизонтальных скважинах, и особенно в тех горизонтальных скважинах, которые имеют длинные ответвления, обрабатывающая текучая среда рассеивается в частях формации, требующих меньших сил для инициирования разрыва (часто около верхней точки боковой секции), и меньшее количество текучей среды поступает в другие части ответвления. Также требуется предотвратить стимулирование нетребующихся зон, таких как водоносные или неуглеводородоносные зоны. Таким образом, полезно использовать способы отклонения обрабатывающей текучей среды в целевые интересующие зоны или от не представляющих интереса зон.

Известны способы отклонения обрабатывающей текучей среды для облегчения обработки конкретного интервала или интервалов. Шариковые уплотнители являются механическими устройствами, которые часто используются для изоляции перфораций в некоторых зонах, отклоняя тем самым жидкости к другим перфорациям. Теоретически использование шариковых уплотнителей для изоляции перфораций позволяет обрабатывать зону за зоной в зависимости от давления прорыва или проницаемости. Но часто шариковые уплотнители преждевременно перекрывают одну или более открытых перфораций, приводя к одновременной обработке двух или более зон одновременно. Также, когда перфорированные зоны расположены близко друг к другу, шариковые уплотнители становятся неэффективными. В дополнение, шариковые уплотнители являются полезными только тогда, когда обсадная колонна зацементирована на месте. Без цемента между обсадной колонной и стенкой скважины обрабатывающая текучая среда может протекать через перфорацию без шарикового уплотнителя и попадать через кольцевое пространство позади обсадной колонны в любую формацию. Шариковые уплотнители имеют ограниченное использование в горизонтальных скважинах по причине эффектов давления формации, давления нагнетания и гравитации в горизонтальных секциях, а также из-за того, что, возможно, ответвления в горизонтальных скважинах могут быть не зацементированы на месте.

Изменения в давлениях закачивания могут быть использованы для определения размещения шариковых уплотнителей в перфорации, что, по существу, предполагает, что правильное количество шариковых уплотнителей были размещены для изоляции всех нужных перфораций, и шарики размещены в правильных местах для отклонения обрабатывающих текучих сред в желаемые зоны. Другие механические устройства, известные для использования при отклонении, включают в себя мостовые пробки, пакеры, скваженные клапаны, скользящие муфты, и комбинации дефлектора/пробки, и размещение частиц. Совместное использование таких механических устройств для отклонения обрабатывающей текучей среды требует много времени и является дорогостоящим, что может сделать их в рабочем отношении неудовлетворительными, особенно в ситуации, где присутствует много целевых интересующих зон. Известно использование химически составленных флюидных систем для способов отклонения, включающих в себя вязкие текучие среды, гели, пены и другие текучие среды. Многие из известных химически составленных отклоняющих агентов являются постоянными (необратимыми) и некоторые из них могут повреждать формацию. В дополнение, некоторые химические способы могут разрушать физическую структуру и прочность для эффективного отклонения текучих сред, закачиваемых при высоком давлении, или они могут оказать нежелательное воздействие на свойства формации. Термин «отклоняющий агент» здесь подразумевает механические устройства, химические флюидные системы, их комбинации и способы для использования для блокирования потока в или из конкретной зоны или заданный набор перфораций.

При работе предпочтительно, чтобы обрабатывающая жидкость попадала в подземную формацию только в целевых интересующих зонах. Более предпочтительно, чтобы обрабатывающая жидкость попадала в подземную формацию поэтапно. Но известные недостатки существующих способов отклонения обрабатывающих жидкостей не обеспечивают степень уверенности или определенности в том, где размещается отклоняющий агент, выполняются ли отдельные этапы обработки, обрабатываются ли целевые интересующие зоны, а также каков порядок обработки целевых интересующих зон. Требуется надежный способ для избирательной и эффективной обработки целевых интересующих зон в подземной формации с использованием отклоняющего агента и контроль во время обработки.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:

а) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;

б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;

в) введение в скважину обрабатывающего состава;

г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;

д) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине;

повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны,

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

Скважина может быть обсаженной и дополнительно содержит этап перфорации обсадной колонны.

Обрабатывающий состав может содержать стимулирующую текучую среду.

Этап введения обрабатывающего состава содержит закачивание состава под давлением.

По меньшей мере, часть скважины может содержать в основном горизонтальную секцию.

Отклоняющий агент может содержать волокно или разлагающийся материал.

После осуществления контакта целевой подземной формации с обрабатывающим составом можно вводить отклоняющий агент в формацию.

Часть скважины может быть наклонной или горизонтальной.

Способ может дополнительно содержать повторение этапа д) или повторение этапов а) и б) перед повторением этапов с в) по г).

Отклоняющий агент можно размещать в насосно-компрессорной трубе между этапами введения отклоняющего агента в интервал.

Согласно изобретению создан способ обработки более чем одной целевой интересующей зоны в подземной формации, содержащий следующие этапы:

а) закачка обрабатывающего состава для контакта, по меньшей мере, одной целевой зоны с обрабатывающим составом;

б) контроль закачки обрабатывающего состава и измерение параметра, характерного для обработки;

в) закачка отклоняющего агента в желаемый интервал для отклонения в скважине;

г) контроль закачки отклоняющего агента и измерение параметра, характерного для отклонения;

д) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной другой целевой интересующей зоной;

е) модификация, по меньшей мере, одного из этапов а) и в) на основании, по меньшей мере, одного из измеренных параметров,

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

По меньшей мере, часть скважины может содержать в основном наклонную или горизонтальную секцию.

По меньшей мере, один интервал для отклонения и целевая зона могут быть расположены в основном в горизонтальной секции.

Способ может дополнительно содержать повторение этапов с а) по г).

Способ может дополнительно содержать этап нагнетания обрабатывающего состава в кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и скважиной.

Отклоняющий агент может содержать волокно или разлагающийся материал.

Согласно изобретению создан способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:

а) размещение насосно-компрессорной трубы в скважине, при этом сообщение устанавливается с помощью одной или нескольких перфораций, струйных каналов, скользящей муфты или открытием клапана, и обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;

б) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородонесущей подземной формации с обрабатывающим составом;

в) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал скважины;

г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) или в),

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

Обрабатывающий состав может содержать жидкость для разрыва формации, и измеренный скважинный параметр является характерным для гидравлического разрыва в подземной формации.

Способ может дополнительно содержать этап выполнения, по меньшей мере, измерения в соседней скважине или контроля скважины.

Этап измерения скважинного параметра может содержать изменение микросейсмической активности.

Способ может дополнительно содержать этап определения геометрии гидравлического разрыва на основании, по меньшей мере, частичного измерения микросейсмической активности.

Измеренные скважинные параметры могут быть характерными для отклонения.

Способ может дополнительно содержать модификацию, по меньшей мере, одного из этапов введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава на основании измеренного скважинного параметра.

Согласно изобретению создан способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:

а) измерение скважинного параметра для установления базового значения;

б) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал в скважине;

в) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта целевой зоны в подземной формации с обрабатывающим составом;

г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) и в),

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

Способ может дополнительно содержать перед выполнением этапа б) этап обеспечения сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной, этап измерения скважинного параметра непрерывно на протяжении введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава, этап изменения базового значения измеренного скважинного параметра на значение скважинного параметра, измеренного на этапе г) или этап модификации способа обработки на основании измерения скважинного параметра на этапе г).

Согласно изобретению создан способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:

а) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной.

б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;

в) введение в скважину обрабатывающего состава;

г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;

д) введение отклоняющего агента через кольцевое пространство, образованное между скважиной и насосно-компрессорной трубой, в интервал в скважине;

повторение этапов с в) по д) для более чем одной целевой зоны,

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

Согласно изобретению создана скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, источник обрабатывающего состава для введения обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородоносной подземной формации с обрабатывающим составом, и источник отклоняющего агента для введения отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине, при этом система имеет возможность контроля микросейсмических колебаний при обработке по определению размеров обрабатываемой зоны или распространению обработки за пределы обрабатываемой зоны для изменения режимов введения обрабатывающего состава или его свойств или закачки отклоняющего агента.

Источник отклоняющего агента может вводить отклоняющий агент через насосно-компрессорную трубу для дополнительных интервалов скважины.

Отклоняющий агент может изолировать область скважины, в которой обрабатывающий состав контактировал с формацией.

Система может дополнительно содержать подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением обрабатывающего состава, при этом источник обрабатывающего состава может управляться на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.

Система может дополнительно содержать подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением отклоняющего агента, при этом источник отклоняющего агента управляется на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.

Согласно изобретению создан способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:

введение текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины;

последующее после введения текучей среды и в присутствии текучей среды струйное введение суспензии в интервале формации для прохождения околоскважинного повреждения формации,

при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения текучей среды или ее свойств или вводят суспензию.

Текучая среда может содержать загуститель, который может содержать, по меньшей мере, один из полимера и вязкоупругого поверхностно-активного вещества, при этом вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть разлагающимися.

Текучая среда может содержать, по меньшей мере, один из твердого материала и волоконного материала.

Суспензия может содержать твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель, или может содержать кислоту.

Интервал может быть необсаженным интервалом.

Способ может дополнительно содержать этап завершения интервала с помощью щелевой облицовки.

Интервал может содержать одну из следующих формаций: карбонатная формация и песчаниковая формация, сланцевая формация или угольная формация.

Согласно изобретению скважинная система, содержащая гидромониторный наконечник, размещенный в скважине, первый источник для подачи текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины, и второй источник для последующей после введения текучей среды и в присутствии текучей среды подачи суспензии для обеспечения создания гидромониторным наконечником струи для прохождения околоскважинных повреждений в формации, при этом система имеет возможность контроля микросейсмических колебаний при обработке по определению размеров обрабатываемой зоны или распространению обработки за пределы обрабатываемой зоны для изменения режимов введения текучей среды или ее свойств или подачи суспензии.

Первый источник может содержать загуститель.

Суспензия может содержать кислоту или твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.

Преимущества и другие признаки изобретения станут понятны из следующих чертежей, описания и формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг.1, 5 и 6 являются схематическими видами скважин в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

Фиг.2, 3, 4А и 4В являются блок-схемами способов для обработки более чем одной целевой интересующей зоной в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.

Фиг.7 является блок-схемой комбинированного способа стимуляции и струйного перфорирования в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

Подробное описание

Настоящее изобретение будет описано в связи с его различными вариантами осуществления. Следующее описание является специфическим для конкретного варианта осуществления, оно предназначено только для иллюстрации и не должно ограничивать объем изобретения. Наоборот, оно предназначено для включения всех альтернатив, модификаций и эквивалентов, которые включены в сущность и объем изобретения, как это определено приложенной формулой изобретения.

На фиг.1 показан вариант осуществления скважины 10 в соответствии с изобретением, включающей в себя систему, которая позволяет обрабатывать более чем одну целевую интересующую зону с использованием введения отклоняющего агента для направления обрабатывающей текучей среды в целевую интересующую зону. В общем, скважина 10 включает в себя ствол 12 скважины, который пересекает одну или несколько подземных формаций и образует, в общем, несколько целевых интересующих зон, таких как, например, зоны 40. Ствол 12 скважины может быть обсажен обсадной колонной 14, несмотря на то, что раскрытые здесь системы и способы могут быть использованы с необсаженными скважинами в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.

Как изображено на фиг.1, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, насосно-компрессорная труба 20 опускается вниз с поверхности скважины 10 в ствол 12 скважины. На своем нижнем конце насосно-компрессорная труба 20 имеет компоновку 30 низа бурильной колонны. В других вариантах осуществления изобретения насосно-компрессорная труба 20 может быть заменена другой колонной, такой как, в виде не ограничивающего примера, составная трубчатая колонна или любая структура, хорошо известная специалисту в данной области техники, которая выполнена с возможностью или служащая в виде подходящего средства для перемещения текучих сред между поверхностью и одной или несколькими обрабатываемыми зонами в скважине.

Фиг.1 изображает состояние скважины 10, в которой установлено гидравлическое сообщение между стволом 12 скважины и зоной 40 посредством перфораций 42, выполненных в обсадной колонне 14, и проходящих в окружающую формацию для того, чтобы обойти любое близкое повреждение формации вблизи ствола скважины. Следует отметить, что перфорация зоны 40 может быть выполнена, например, с помощью гидромониторных наконечников, также как с помощью других известных перфорирующих устройств, таких как трубчатые или канатные кумулятивные перфораторы, скользящие муфты, или краны, например.

Для вариантов осуществления изобретения, в которых используется гидромониторное перфорирование, скважина 10 может включать в себя источник 65 режущей текучей среды (резервуары режущей жидкости, управляющие клапаны и так далее), который расположен на поверхности скважины. Источник режущей текучей среды, в определенное время, поставляет абразивную режущую текучую среду или суспензию в центральный канал насосно-компрессорной трубы 20, так что она направляется радиально с помощью гидромониторных наконечников (содержащихся в компоновке 30 насосно-компрессорной трубы 20) для проникновения в обсадную колонну 14 (если скважина 10 является обсаженной) и любые окружающие формации.

Для введения обрабатывающей текучей среды в скважину 10 скважина 10 может включать в себя источник 60 обрабатывающей текучей среды (источник, который содержит резервуар обрабатывающей текучей среды, насос, управляющие клапаны и так далее), который расположен на поверхности скважины 10 и, обычно, соединен с кольцевым пространством 16 скважины 10.

Скважина 10 может также иметь источник 62 отклоняющей жидкости, который расположен на поверхности скважины 10. Во время этапа отклонения (обсужденного ниже), отклоняющая текучая среда, или агент, проходит вниз через центральный канал насосно-компрессорной трубы 20 и выходит из колонны 20 на ее нижнем конце в область скважины 10, подлежащую изоляции для дальнейшей обработки. Источник 62 отклоняющей текучей среды представляет собой, например, резервуар отклоняющей жидкости, насос и подходящие управляющие клапаны для целей доставки отклоняющей текучей среды в центральный канал насосно-компрессорной трубы 20.

Скважина 10 может также включать в себя наземную систему 64 мониторинга обработки, которая соединена со скважинной системой контроля обработки для контроля одного или более параметров скважины, касающихся проведения отклоняющего агента или проведения обрабатывающей жидкости вниз так, что доставка обрабатывающей жидкости/отклоняющего агента может регулироваться на основании проконтролированных параметров, как описано ниже.

Со ссылкой на фиг.2 в сочетании с фиг.1, в соответствии с вариантами осуществления изобретения, ниже описан способ 100 для обработки целевых зон 40. Согласно способу 100, насосно-компрессорная труба размещается в скважине на стадии 104. Далее, способ 100 включает в себя повторяющийся цикл для обработки зон 40, по одной за раз. Это может быть применимо там, например, где зона может включать в себя один или несколько кластеров перфораций. Этот цикл включает в себя обработку на стадии 108 следующей зоны 40. Если определено на стадии 112, что скважина 10 содержит другую зону 40 для обработки, то способ 100 включает в себя введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал скважины для облегчения этой обработки на стадии 106.

Более конкретно, в соответствии с некоторыми варианты осуществления изобретения, целевые интервалы 40 могут быть обработаны следующим образом. Во-первых, в соответствии с вариантами осуществления изобретения, устанавливается гидравлическое сообщение между стволом скважины и целевыми зонами 40 для обработки. Подразумевается, что целевая зона для обработки в подземной формации широко интерпретируется как любая зона, такая как проницаемый слой в многослойной формации, зона в мощной формации, которая отличается характеристиками давления или градиента давления более чем стратиграфическими или геологическими характеристиками или зона, которая отличается типом или относительным содержанием текучей среды (например, нефти, газа, воды) в ее поровых пространствах.

Несмотря на то, что на фиг.1 изображена вертикальная скважина, раскрытые здесь способы могут быть эффективно применены для обработки скважинных конфигураций, включающих в себя, но не ограниченных ими, вертикальные скважины, полностью обсаженные скважины, горизонтальные скважины, не обсаженные скважины, скважины, включающие в себя множество ответвлений, и скважины, которые имеют большую часть из этих признаков. Скважина может иметь вертикальные, наклонные или горизонтальные части или их комбинацию. Обсадная колонна может быть вцементирована в скважину, при этом способ цементирования обычно включает в себя нагнетание цемента в кольцевое пространство между обсадной колонной и пробуренной стенкой скважины. Однако следует отметить, что в некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная колонна 14 может не быть зацементированной, как для случая, в котором обсадная колонна облицовывает ответвляющуюся скважину. Таким образом, понятно, что обсадная колонна 14 может быть облицовкой, широко понимаемой здесь как любая форма обсаживания, которая не выходит на поверхность сверху скважины или даже на определенном интервале вдоль горизонтальной скважины.

Целевые интересующие зоны 40 для обработки могут иметь различные градиенты напряжения, которые могут препятствовать эффективной обработке зон 40 без использования отклоняющего агента.

Целевые зоны 40 могут быть обозначены любым количеством способов, которые могут быть оценены специалистом в данной области техники, таких как каротаж в обсаженной и необсаженной скважине. Как упоминалось ранее, целевые зоны 40 могут быть перфорированы с использованием обычных перфорирующих устройств в целях установления гидравлического сообщения между стволом 12 скважины и окружающей формацией(ями).

Например, перфорации могут быть образованы во всех целевых интересующих зонах 40 для обработки за один проход с использованием перфоратора, который опускается в ствол 12 скважины на кабеле. В случае необсаженной скважины с естественными разрывами, может не потребоваться дополнительного действия или операции для установления гидравлического сообщения между стволом 12 скважины и целевыми интересующими зонами 40.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, гидравлическое сообщение может быть установлено с использованием заранее перфорированной обсадной колонны и скользящей муфты для открытия каналов между стволом скважины и обсадной колонной, выполнения щели или щелей в обсадной колонне или любым другим подобным известным способом для обеспечения каналов между стволом 12 скважины и целевыми зонами 40 для обработки. Альтернативные способы, такие как лазерная перфорация или химическое растворение, предполагаются и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения. Следует понимать, что преимущества раскрытых способов и составов могут быть реализованы с обработкой, проведены при давлении ниже, равном или большем давления разрыва формации.

Как показано на фиг.1, после установления гидравлического сообщения насосно-компрессорная труба 20 размещается в стволе 12 скважины на необходимой глубине с использованием техник, которые могут быть оценены специалистами в данной области техники. В некоторых вариантах осуществления изобретения действия по установлению гидравлического сообщения и размещению насосно-компрессорной трубы 20 в стволе 12 скважины могут быть совмещены с размещением перфорирующего устройства, такого как гидромониторная насадка (часть компоновки низа бурильной колонны, через которую абразивная режущая текучая среда или суспензия закачивается в скважину через центральный канал в насосно-компрессорной трубе. Следует отметить, что гидромониторная насадка может быть использована для прорезывания окружающей обсадной колонны 14 и формирования перфораций в окружающей формации(ях).

После размещения насосно-компрессорной трубы в скважине 10 устройство или система для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в стволе 12 скважины. При этом наземная система 64 контроля обработки подсоединена к размещенному устройству или системе для целей контролирования обработки, а также возможности размещения отклоняющего агента в скважине 10. Например, при использовании для обработки гидравлического разрыва может быть размещена система контроля гидравлического разрыва, которая способна определять и контролировать микросейсмические колебания в подземной формации, являющимися следствием гидравлического разрыва.

Примеры известных систем и способов для контроля гидравлического разрыва ветвящихся скважин раскрыты в патенте США №5771170, который полностью включен в данное описание посредством ссылки. В качестве альтернативы в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения устройство или система измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в стволе 12 скважины. Система и способ для контроля гидравлического разрыва с использованием наклономера в обрабатываемой скважине раскрыты, например, в патенте США №7028772, который полностью включен в данное описание путем ссылки.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, наземная система 64 контроля обработки может быть подсоединена к устройству контроля, которое размещено внутри насосно-компрессорной трубы 20. Например, как изображено на фиг.1, оптоволоконный датчик 50 может быть размещен внутри насосно-компрессорной трубы 20, как описано в заявке на патент США №11/111,230, опубликованной как заявка на патент США №2005/0236161, которая полностью включена в данное описание путем ссылки.

Другие устройства измерения и контроля, подходящие для использования в скважине 10, включают в себя, например, устройства, используемые для определения скважинных параметров, такие как измерители забойного давления или измерители забойной температуры. Другой пример систем и способов, известных для контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки (такого, как температура или давление) раскрыт в патенте США №7055604, который полностью включен в данное описание путем ссылки. Примеры измерения, которые могут быть проконтролированы, включают в себя натяжение или сжатие, действующие на скважинное устройство (такое, как насосно-компрессорная труба), как индикатор трения потока текучих сред. Измерения могут также включать в себя скважинные измерения интенсивности или скорости потока текучих сред.

После размещения в скважине 10 системы или устройства для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, и возможного размещения отклоняющего агента начинается обработка целевой интересующей зоны 40. В частности, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, обработка зоны 40 начинается с закачки обрабатывающей текучей среды (с помощью источника 60) в кольцевое пространство 16 между насосно-компрессорной трубой 20 и обсадной колонной 14 (в случае обсаженной скважины) или между насосно-компрессорной трубой 20 и стенкой скважины (в случае не обсаженной скважины). В качестве альтернативы, обрабатывающая текучая среда может быть закачана в ствол скважины через насосно-компрессорную трубу. Обработка целевой зоны 40 путем закачки обрабатывающей текучей среды рассматривается здесь как стадия обработки.

Обрабатывающая текучая среда может быть любой подходящей обрабатывающей текучей средой, известной в данной области техники, включающей в себя, но не ограниченной ими, стимулирующие текучие среды, воду, обработанную воду, текучие среды на водной основе, азот, углекислый газ, любая кислота (такая, как соляная, плавиковая, уксусная кислотные системы, и так далее), дизельное топливо, или текучие среды на основе масла, гелированные масляные или водные системы, растворители, поверхностно-активные системы, и транспортируемые текучими средами твердые частицы для размещения, например, около или в целевой зоне. Обрабатывающая текучая среда может включать в себя компоненты, такие как ингибиторы отложений в добавление к или отдельно от стимулирующей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения, обрабатывающая текучая среда может включать в себя расклинивающий наполнитель, такой как песок, для размещения в гидравлических разрывах в целевой зоне путем закачивания обрабатывающей текучей среды при достаточно высоких давлениях для образования разрывов. Оборудование (емкости, насосы, смесители и так далее) и прочие подробности для выполнения стадий обработки известны в данной области техники и для простоты не описаны.

Модель обработки, подходящая для стимуляции породы и/или давления разрыва, может быть выполнена для моделирования спланированной обработки скважины в соединении с раскрытым способом. Такие модели хорошо известны в данной области техники, при этом многие из них пригодны для предсказания забойных давлений обработки. Данные, сгенерированные из такой модели, могут быть сравнены с забойным давлением обработки во время описанной выше фазы обработки скважины раскрытого способа.

Во время обработки осуществляется мониторинг, по меньшей мере, одного параметра скважины, который является характерным для обработки. Примеры способов контролирования параметра, характерного для стимуляции, раскрыты в заявке на патент США №11/135,314, опубликованной как заявка на патент США №2005/0263281, которая полностью включена в данное описание путем ссылки. Контроль микросейсмических колебаний, созданных гидравлическим разрывом и другими типами обработки, может осуществляться, например, с помощью контроля гидравлического разрыва.

Операция обработки может быть модифицирована на основании проконтролированных параметров в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. Например, может осуществляться мониторинг такого параметра, как микросейсмическая активность, во время гидравлического разрыва для определения или подтверждения расположения и геометрических характеристик (например, азимута, высоты, длины и ассиметричности) разрывов в целевой интересующей зоне в подземной формации, и на основании указанного параметра может быть модифицирован график закачивания. В некоторых вариантах осуществления, микросейсмическая активность может быть использована для определения пространства разрыва в разрываемой зоне и соотнесена со смоделированным объемом стимулированного пространства разрыва в разрываемой зоне. Этот смоделированный объем может быть сравнен с объемом обрабатывающей текучей среды, закачанной в целевую интересующую зону, и сравнение может быть повторено на протяжении всего времени, пока происходит обработка. Если смоделированный объем пустого пространства прекращает расти со скоростью, аналогичной входному объему обрабатывающей текучей среды, это показывает, что уменьшается эффективность обработки. Микросейсмическая активность может также быть использована для определения того, когда обработка распространяется за пределы зоны или в водоносную зону, показывая, тем самым, что продолжение обработки является неэффективным. На основании указанного параметра и возможных сравнений с подвергшимися мониторингу параметрами с другой информацией, скорость закачки обрабатывающей текучей среды может быть изменена или остановлена и может быть закачан отклоняющий агент. Насосно-компрессорная труба может быть использована для точного размещения отклоняющего агента в скважине.

Как здесь описано, множество зон могут контролироваться на основании проконтролированных параметров. Проекты отдельных стадий обработки могут быть оптимизированы на основании проконтролированного параметра (ов). Например, различные параметры обработки, такие как график закачивания, скорость нагнетания, вязкость текучей среды или загрузка расклинивающего наполнителя могут быть изменены во время обработки для обеспечения оптимальной и эффективной обработки в целевой зоне.

В качестве более специфического примера, допустим, что целевая зона 40а (фиг.1) сейчас обрабатывается. При завершении обработки насосно-компрессорная труба 20 размещается так, что компоновка 30 на конце насосно-компрессорной трубы 20 располагается в месте, желательном для закачивания отклоняющего агента в интервал ствола скважины, выбранного для отклонения. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, местоположение для отклонения может быть ранее обработанной интересующей зоной, которая в этом примере является целевой зоной 40а.

Отклонение текучей среды из ствола скважины 12 в подземную формацию или отклонение текучей среды из подземной формации в ствол скважины называется здесь стадией отклонения. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан в перфорации обсадной колонны 14 для изолирования перфораций. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан через перфорации и в простимулированную зону подземной формации. В вариантах осуществления, выполненных в не обсаженных скважинах, отклоняющий агент может быть закачан непосредственно из насосно-компрессорной трубы через компоновку 30 в целевую зону в подземной формации. В качестве альтернативы, отклоняющий агент может также быть введен в кольцеобразный зазор, образованный между стволом скважины и насосно-компрессорной трубой. Отклоняющий агент предпочтительно является подходящим для действия в качестве отклоняющего агента в формации или перфорациях. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть текучей средой, который содержит волокна.

Известные способы для включения волокон в обрабатывающую текучую среду и подходящие волокна раскрыты в патенте США №5501275, который полностью включен в данное описание путем ссылки. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может содержать разлагающиеся материалы. Известные составы и способы для использования суспензии, содержащей разлагающийся материал для отклонения, раскрыты в заявке на патент США №11/294,983, опубликованной как заявка на патент США №2006/0113077, который полностью включен в данное описание путем ссылки.

Один или несколько параметров могут быть проконтролированы в скважине 10 для определения или подтверждения размещения отклоняющего агента. Как только области целевого интервала (поровые просветы, естественные и созданные разрывы и пустоты, и так далее) закупорены отклоняющим агентом, давление обычно возрастает. Так, например, во время закачивания отклоняющего агента могут контролироваться наземное или забойное давление (с помощью датчиков компоновки 30, например) на предмет любого изменения давления по мере контакта отклоняющего агента с формацией, поскольку изменение давления может быть характерным для размещения отклоняющего агента. Растворяющая способность разлагающегося отклоняющего агента, если используется, предпочтительно калибруется для последующих стадий обработки для обеспечения отклонения от интервала, в котором он был размещен, на протяжении всех стадий обработки.

Показанный на фиг.3 способ 150 может быть использован для обработки множества целевых интересующих зон. В соответствии со способом 150, гидравлическое сообщение устанавливается между стволом скважины и целевыми интересующими зонами на стадии 154. Затем насосно-компрессорная труба размещается на стадии 158 в скважине; и, последовательно, скважинная система контроля обработки размещается в скважине 10 на стадии 162.

В соответствии со способом 150 начинается последовательность обработки зон, по одной за раз. В соответствии с последовательностью, начинается обработка следующей целевой зоны на стадии 166. Обработка контролируется и модифицируется на основании одного или более контролируемых скважинных параметров на стадии 170. Мониторинг и модификация обработки продолжаются до тех пор, пока не будет определено на стадии 174, что обработка текущей целевой зоны завершена. При возникновении этого, производится определение на стадии 178: имеются ли еще целевые интересующие зоны для обработки. Если так, то отклоняющий агент вводится в конкретный интервал скважины на стадии 182. Например, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, отклоняющий агент может быть введен в последнюю обработанную зону. Как только определяется на стадии 186, что размещение отклоняющего агента завершено, то управление переходит к стадии 166 для обработки следующей целевой зоны.

Другие варианты осуществления являются возможными и находятся в объеме приложенной формулы изобретения. Например, в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения, обработка и перфорирования могут осуществляться без использования насосно-компрессорной трубы. В связи с этим, другая обрабатывающая техника в соответствии с вариантами осуществления изобретения включает в себя установление гидравлического сообщения между скважиной и целевыми зонами для обработки, где скважина пересекает одну или более подземных формаций, в которых имеются более одной целевой зоны для обработки.

В другом варианте осуществления данный способ может быть использован для стимуляции ранее стимулированной скважины. В этом случае обработка может быть начата с повторной стимуляции существующих зон или с отклонения от существующих зон и затем перфорирования новых зон для стимуляции.

Далее устройство или система для измерения или контроля размещаются в скважине, как описано выше. В связи с этим может быть использован контроль гидравлического разрыва в ответвленных скважинах или, в качестве альтернативы, устройство или система для измерения или контроля, по меньшей мере, одного параметра, характерного для обработки, может быть размещена в скважине. Например, устройство для измерения или контролирования может быть размещено в скважине, как, например, описанное в патенте США №6758271 и патенте США №6751556, каждый из которых полностью включен сюда путем ссылки. Другие измерительные или контролирующие устройства, подходящие для использования в вариантах осуществления изобретения, включают в себя известные устройства для определения скважинных параметров, такие как измерители забойного давления или измерители забойной температуры.

Далее, обработка целевой зоны в подземной формации начинается с закачивания обрабатывающей текучей среды в скважину. Во время этой обработки, по меньшей мере, один параметр, характерный для обработки, контролируется и обрабатывающая операция модифицируется на основании проконтролированного параметра(ов).

После обработки конкретной целевой зоны в скважину закачивается отклоняющий агент и размещается в месте, желательном для отклонения. В некоторых вариантах осуществления изобретения местоположение для отклонения предпочтительно является обработанной целевой интересующей зоной. Отклонение текучей среды из скважины в подземную формацию или отклонение текучей среды из подземной формации в скважину понимается здесь как стадия отклонения. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан в перфорации в обсадной колонне для изолирования перфораций. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть закачан через перфорации в простимулированные зоны подземной формации. В некоторых других вариантах осуществления отклоняющий агент может быть размещен непосредственно в скважине. Отклоняющий агент предпочтительно является подходящим для действия в качестве отклоняющего агента в формации или перфорациях. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может быть текучей средой, который содержит волокна. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий агент может включать в себя разлагающийся материал.

Операция размещения отклоняющего агента может контролироваться с помощью одного или нескольких измеренных параметров для определения или подтверждения размещения агента.

В некоторых вариантах осуществления, измеренный параметр или параметры могут контролироваться для одной или нескольких обработанных целевых зон или стадии отклонения на всем протяжении обработки. Такой контроль является полезным на тот случай, если стадия отклонения снизит производительность, поскольку оно будет являться сигналом о необходимости дополнительной стадии отклонения или повторного нагнетания дополнительного отклоняющего агента в существующей стадии отклонения.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, закачивание обрабатывающей текучей среды повторяется для более чем одной целевой зоны. В дополнительных вариантах осуществления изобретения закачивание отклоняющего агента повторяется вместе с закачиванием обрабатывающей текучей среды и закачиванием отклоняющего агента осуществляется для разрешения обработки целевой зоны с последующим закачиванием отклоняющего агента в целевую зону или перфорации рядом с целевой зоной для предотвращения затекания обрабатывающей текучей среды в простимулированную целевую зону. Например, в ответвлении в горизонтальной скважине может быть простимулирована дальняя целевая зона около забоя ответвления. Контроль параметра обработки, характерного для обработки, используется для определения завершения стадии обработки дальней зоны, возможности размещения отклоняющего агента в целевой зоне.

Стадия обработки может считаться завершенной, когда был завершен проект работ, когда не происходит дополнительное создание разрывов, когда концентрация расклинивающего наполнителя в конкретных интервалах превышает требуемую или любой другой показатель того, что дополнительная обработка целевой зоны не является более желательной, эффективной или обеспечивающей дополнительные преимущества. Стадия обработки может быть закачана в следующую дальнюю целевую зону с размещенным отклоняющим агентом, отклоняющим обрабатывающую текучую среду от дальней целевой зоны к следующей дальней целевой зоне. Контролирование параметра обработки, характерного для обработки, используется затем для определения, когда стадия обработки следующей дальней зоны будет завершена. Отклоняющий агент затем размещается в следующей дальней целевой зоне, отклоняя тем самым закачанную обрабатывающую текучую среду к следующей целевой зоне. Таким образом, стадии обработки могут быть направлены в целевые зоны в желаемой последовательности, улучшая тем самым эффективность общей обработки путем направления обрабатывающей текучей среды и связанной с ним энергии закачивания в требуемые интервалы.

Вышеописанные способы могут быть использованы для контроля желаемой последовательности отдельных стадий обработки. Например, в то время как обычные стадии обработки должны выполняться от забоя скважины к поверхности, может быть необходимым в некоторых ситуациях обрабатывать сверху вниз или обрабатывать сверху вниз в конкретной одной или нескольких подземных формациях. В качестве альтернативы, может быть также необходимо обработать зоны в порядке от интервалов с наименьшим напряжением до интервалов с наибольшим напряжением.

После завершения обрабатывающих стадии может быть необходимым удалить или устранить отклоняющий агент в одной или нескольких отклоняющих стадиях. Отклоняющий агент может быть удален с помощью таким способов очистки, как нагнетание текучей среды (например, азота, воды, реакционно-способных химикатов) в насосно-компрессорную трубу и направление струи текучей среды через компоновку 30 для вымывания или высвобождения отклоняющего агента из его отклоняющего места в интервале. Текучая среда, в частности газ, может быть закачана вниз по насосно-компрессорной трубе 20 под давлением, достаточным для преодоления давления формации на отклоняющую стадию, позволяя тем самым отклоняющему агенту выходить из интервала. В некоторых примерах, химикаты с замедленной активацией могут быть размещены в отклоняющем агенте для разложения отклоняющего агента после определенного периода времени. Разрушитель, инкапсулированный разрушитель или химикат с замедленным высвобождением может быть полезным в этом случае.

В качестве альтернативы, химическая обработка может быть закачана в отклоняющий агент для осуществления реакции с агентом для его растворения, вымывания, ослабления или высвобождения отклоняющего агента из его позиции. Разлагающийся отклоняющий агент может, по своей разлагающейся природе, со временем прекратить отклонять. Предпочтительно, чтобы отклоняющий агент был эффективно удаляемым или устраняемым из интервала без оставления отложения или остатка, которые могут препятствовать добыче углеводородов из целевой зоны.

В некоторых вариантах, может быть желательно оставлять отклоняющий агент на месте. Например, когда отклоняющий агент размещен в водоносной зоне, может быть желательно оставить конкретный отклоняющий агент на месте после завершения стимуляции, удаляя при этом отклоняющие агенты, расположенные в углеводородоносной зоне. Преимущество вышеописанных способов заключается в том, что контроль параметра, характерного для обработки, может предоставить информацию о зонах, таких как водоносные зоны, для которых обработка не требуется. Путем контроля параметра во время обработки работы на буровой площадке могут быть изменены для предотвращения или минимизации обработки нежелательных зон.

Варианты осуществления изобретения могут включать в себя установление гидравлического сообщения в обсаженной скважине путем перфорации обсадной колонны, и, если есть, цемента в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенкой скважины, с использованием перфоратора, размещенного на кабеле. В связи с этим насосно-компрессорная труба, имеющая компоновку низа бурильной колонны с гидромониторным наконечником, может быть опущена в скважину с использованием известного оборудования и способов на желаемую глубину. В качестве альтернативы использованию перфоратора, размещенного на кабеле, обсадная колонна может быть перфорирована по мере опускания насосно-компрессорной трубы в скважину путем закачивания текучих сред под давлением через насосно-компрессорную трубу и гидромониторный наконечник для прорезывания каналов в обсадной колонне и цементе.

Система контроля гидравлического разрыва может быть затем размещена и задействована для контроля. Одна такая коммерчески доступная система, StimMAP (марка Шлюмберже) обеспечивает способ для контроля акустических сигналов в соседних скважинах или подобных скважинах, получающихся от микросейсмических колебаний, выполняя в обрабатываемой скважине действиями по гидравлическому разрыву. Текучая среда для гидравлического разрыва, которая содержит расклинивающий наполнитель, может затем быть закачан в скважину, и целевая интересующая зона может быть разорвана. Системы контроля гидравлического разрыва используются для контроля степени и характеристик гидравлического разрыва в целевой интересующей зоне в обрабатываемой скважине. Когда с помощью выхода системы контроля гидравлического разрыва определяется, что стимуляция целевой интересующей зоны завершена, операция по гидравлическому разрыву изменяется путем остановки или уменьшения уровня давления закачивания.

Отклоняющая текучая среда, содержащая разлагающиеся волокна, или отклоняющая текучая среда, содержащая разлагающиеся волокна и частицы, может быть затем закачана вниз по насосно-компрессорной трубе в простимулированную целевую интересующую зону. Разлагающиеся волокна используются в концентрации, предполагаемой для обеспечения достаточной структуры для осуществления отклонения во время операций по гидравлическому разрыву. Состав используемых волокон обеспечивает достаточный срок службы отклоняющих текучих сред для завершения текучей среды для гидравлического разрыва с одновременной гарантией того, что в разумный период времени после разрыва отклоняющие текучие среды самоуничтожаются посредством разложения обеспечивающего структуру волокна. Отклоняющая текучая среда закупоривает разрывы, созданные в целевой интересующей зоне.

Забойное давление обработки в скважине контролируется для подтверждения размещения отклоняющего агента в целевой интересующей зоне. Текучая среда для гидравлического разрыва может быть затем опять закачана под давлением для разрыва другой целевой интересующей зоны, и текучая среда будет отклоняться от уже простимулированной целевой интересующей зоны отклоняющим агентом. Последовательность повторяется для множества стадий обработки и отклонения в скважине. Таким образом, множество углеводородонесущих интересующих зон могут быть эффективно простимулированы, и добыча углеводородов может быть начата из целевых интересующих зон после стимуляции без дальнейшего вмешательства в эффективно стимулированную добычу.

Как показано на фиг.4А и 4В, способ 200 может быть использован в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. При осуществлении способа 200 перфорируется обсадная колонна скважины на стадии 204. Далее, имеющая гидромониторный наконечник насосно-компрессорная труба опускается в скважину на стадии 208, и скважинная система контроля гидравлического разрыва размещается на стадии 212. Затем на стадии 216 начинается обработка целевых зон путем закачивания текучей среды для гидравлического разрыва, содержащего расклинивающий наполнитель, в скважину для разрыва следующей целевой интересующей зоны. На основании системы контроля гидравлического разрыва осуществляется определение на стадии 220, закончен ли разрыв. Если нет, то закачивание продолжается на стадии 216.

Затем, отклоняющая текучая среда закачивается на стадии 224 (фиг.4В) в целевую интересующую зону, которая была только что обработана. Если на стадии 228 было определено, что забойное давление показывает завершение размещения отклоняющей текучей среды, то управление возвращается к стадии 216 для обработки другой зоны. Иначе, закачивание отклоняющей текучей среды в обработанную перед этим интересующую зону продолжается на стадии 224.

Стимулирующая обработка необсаженных скважин вызывает проблемы, в которых равномерное удаление повреждений на протяжении всей секции является чрезвычайно сложным, или даже невозможным. Повреждение в необсаженной формации обычно возникает в околоскважинной области вследствие бурения скважины. Таким образом, общая площадь повреждений, которые должны быть удалены, обычно является более критичной, чем глубина проникновения стимулирующей текучей среды.

В соответствии с раскрытыми в данном описании вариантами осуществления изобретения, стимулирующая обработка используется в сочетании с механической техникой для стимуляции и химическим материалом для зонального покрытия. Обработка включает в себя, во-первых, нагнетание обрабатывающей текучей среды, такой как «заполняющая текучая среда», которая содержит гель, имеющий взвешенный агент для управления потерей текучей среды. Заполняющая текучая среда может быть закачана через гидромониторный инструмент при относительной низкой скорости (по сравнению со скоростью, используемой при гидромониторной обработке) для заполнения всей не обсаженной секции. Затем, твердый материал, такой как абразивная режущая суспензия, которая содержит песок или мраморную крошку, нагнетается в скважину с помощью гидромониторного наконечника для удаления нескольких дюймов формации и прохождения околоскважинного повреждения. Утечка текучей среды в формацию в результате выемки контролируется агентом заполняющей текучей среды, контролирующим потерю текучей среды. В основном, заполняющая текучая среда не повреждает формацию.

На фиг.5 показана скважина 300 в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Скважина 300 включает в себя ствол 316 скважины, который пересекает интервал 320. Для обработки и гидромониторной обработки интервала 320 насосно-компрессорная труба 312 размещается в скважине 316. Насосно-компрессорная труба включает в себя компоновку низа бурильной колонны, которая содержит гидромониторный наконечник 314. Гидромониторный наконечник 314 может быть размещен на составной трубчатой колонне в соответствии с другими вариантами осуществления изобретения.

Как изображено на фиг.5, гидромониторный наконечник 314 может быть связан с двухсторонним запорным клапаном, который приводится в действие путем размещения шарика 317 через центральный канал насосно-компрессорной трубы 312. В связи с этим шарик 317 размещается в нижнем отверстии насосно-компрессорной трубы 312 для направления текучей среды через радиальные отверстия 315 гидромониторного инструмента 314.

Для осуществления гидромониторной обработки источник 310 заполняющей скважину текучей среды проводит заполняющий текучая среда (как изображено потоком 340) через центральный канал насосно-компрессорной трубы 312 и через радиальные отверстия 315 в скважинный интервал 320. Заполняющая текучая среда может быть образована из геля, полимеров или вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Твердые частицы или волоконные материалы также могут быть добавлены в заполняющий материал для обеспечения дополнительного управления утечкой во время последовательных гидромониторных операций.

Таким образом, во время стадии, изображенной на фиг.5, заполняющая текучая среда вводится в скважинный интервал 320 перед второй стадией, которая изображена на фиг.6.

Как показано на фиг.6, для этой стадии скважины 300, интервал 320 может быть заполнен заполняющей текучей средой 350. С размещенной заполняющей текучей средой внутри интервала 320 источник 304 режущей текучей среды на поверхности скважины 300 вводит поток абразивной режущей текучей среды, или суспензии (как показано потоком 360), вниз по центральному каналу насосно-компрессорной трубы 312 и через радиальные отверстия 315. Ввод абразивной суспензии происходит при гораздо большем давлении, чем ввод заполняющей текучей среды для формирования радиальных струй для проникновения в окружающую формацию за любое околоскважинное повреждение.

В зависимости от конкретной формации, абразивная суспензия может быть нейтральной или кислотной и может содержать низкую концентрацию песка, расклинивающего наполнителя или другие твердые материалы.

В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения заполняющая текучая среда может быть легко удалена после гидромониторной операции или может, в качестве альтернативы, предотвращать потенциальное повреждение формации.

На фиг.7 показан комбинированный способ 400 обработки и гидромониторной операции, который может быть использован в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. Согласно способу 400, гель с взвешенным агентом контроля потери текучей среды нагнетается на стадии 404 для заполнения скважинного интервала. Затем на стадии 408, абразивная суспензия нагнетается под высоким давлением для прохождения околоскважинного повреждения.

Изобретение может быть применено к любому типу скважины, например, обсаженной или не обсаженной, пробуренной с использованием бурового раствора на основе нефти или на основе воды, вертикальной, наклонной или горизонтальной, с или без управления песком, таким как сетчатый песчаный фильтр. Несмотря на то, что раскрытые способы и системы были описаны преимущественно для стимуляции скважин для добычи углеводорода, следует понимать, что изобретение может быть применено к скважинам для добычи других материалов, таких как вода, гелий и углекислый газ, и может быть также применено для стимуляции других типов скважин, таких как инжекционные скважины, сбросовые скважины и скважины хранения.

Несмотря на то, что настоящее изобретение было раскрыто для ограниченного числа вариантов осуществления, подразумевается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и вариации, находящиеся в объеме настоящего изобретения.

Группа изобретений относится к способу и системе обработки подземной формации с использованием отклонения. Обеспечивает повышение эффективности способа и повышение надежности работы системы. Сущность изобретения: способ содержит следующие этапы: а) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной; б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы; в) введение в скважину обрабатывающего состава; г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава; д) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине; повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны, при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или вводят отклоняющий агент.8 н. и 44 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
а) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине;
повторение этапов с в) по г) для более чем одной целевой зоны,
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или вводят отклоняющий агент.

2. Способ по п.1, в котором скважина является обсаженной и дополнительно содержит этап перфорации обсадной колонны.

3. Способ по п.1, в котором обрабатывающий состав содержит стимулирующую текучую среду.

4. Способ по п.3, в котором этап введения обрабатывающего состава содержит закачивание состава под давлением.

5. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном горизонтальную секцию.

6. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит волокно.

7. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент содержит разлагающийся материал.

8. Способ по п.1, в котором после осуществления контакта целевой подземной формации с обрабатывающим составом вводят отклоняющий агент в формацию.

9. Способ по п.1, в котором часть скважины является наклонной или горизонтальной.

10. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапа д).

11. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов а) и б) перед повторением этапов с в) по г).

12. Способ по п.1, в котором отклоняющий агент состоит из неразлагающегося материала.

13. Способ по п.10, в котором отклоняющий агент размещают в насосно-компрессорной трубе между этапами введения отклоняющего агента в интервал.

14. Способ обработки более чем одной целевой интересующей зоны в подземной формации, содержащий следующие этапы:
а) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной целевой зоны с обрабатывающим составом;
б) контроль закачки обрабатывающего состава и измерение параметра, характерного для обработки;
в) закачка отклоняющего агента в желаемый интервал для отклонения в скважине;
г) контроль закачки отклоняющего агента и измерение параметра, характерного для отклонения;
д) закачка обрабатывающего состава для контакта с, по меньшей мере, одной другой целевой интересующей зоной;
е) модификация, по меньшей мере, одного из этапов а) и в) на основании, по меньшей мере, одного из измеренных параметров,
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или закачивают отклоняющий агент.

15. Способ по п.14, в котором, по меньшей мере, часть скважины содержит в основном наклонную или горизонтальную секцию.

16. Способ по п.14, в котором, по меньшей мере, один интервал для отклонения и целевая зона расположены в основном в горизонтальной секции.

17. Способ по п.14, дополнительно содержащий повторение этапов с а) по г).

18. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап нагнетания обрабатывающего состава в кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и скважиной.

19. Способ по п.14, в котором отклоняющий агент содержит волокно.

20. Способ по п.19, в котором волокно содержит разлагающийся материал.

21. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
а) размещение насосно-компрессорной трубы в скважине, при этом сообщение устанавливают с помощью одной или нескольких перфораций, струйных каналов, скользящей муфты или открытием клапана, и обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной;
б) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородонесущей подземной формации с обрабатывающим составом;
в) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал скважины;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) или в),
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или вводят отклоняющий агент.

22. Способ по п.21, в котором обрабатывающий состав содержит жидкость для разрыва формации, и измеренный скважинный параметр является характерным для гидравлического разрыва в подземной формации.

23. Способ по п.21, дополнительно содержащий этап выполнения, по меньшей мере, измерения в соседней скважине или контроля скважины.

24. Способ по п.21, в котором этап измерения скважинного параметра содержит изменение микросейсмической активности.

25. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап определения геометрии гидравлического разрыва на основании, по меньшей мере, частичного измерения микросейсмической активности.

26. Способ по п.21, в котором измеренные скважинные параметры являются характерными для отклонения.

27. Способ по п.21, дополнительно содержащий модификацию, по меньшей мере, одного из этапов введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава на основании измеренного скважинного параметра.

28. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
а) измерение скважинного параметра для установления базового значения;
б) введение отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в желаемый интервал в скважине;
в) введение обрабатывающего состава в скважину для контакта целевой зоны в подземной формации с обрабатывающим составом;
г) измерение скважинного параметра во время выполнения, по меньшей мере, одного из этапов б) и в),
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или вводят отклоняющий агент.

29. Способ по п.28, дополнительно содержащий перед выполнением этапа б) этап обеспечения сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной.

30. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап измерения скважинного параметра непрерывно на протяжении введения отклоняющего агента и введения обрабатывающего состава.

31. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап изменения базового значения измеренного скважинного параметра на значение скважинного параметра, измеренного на этапе г).

32. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап модификации способа обработки на основании измерения скважинного параметра на этапе г).

33. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
а) обеспечение гидравлического сообщения между скважиной и, по меньшей мере, одной целевой зоной для обработки в подземной формации, пересекаемой скважиной;
б) размещение в скважине насосно-компрессорной трубы;
в) введение в скважину обрабатывающего состава;
г) осуществление контакта целевой зоны в подземной формации и обрабатывающего состава;
д) введение отклоняющего агента через кольцевое пространство, образованное между скважиной и насосно-компрессорной трубой, в интервал в скважине;
повторение этапов с в) по д) для более чем одной целевой зоны,
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения обрабатывающего состава или его свойств или вводят отклоняющий агент.

34. Скважинная система, содержащая насосно-компрессорную трубу, источник обрабатывающего состава для введения обрабатывающего состава в скважину для контакта углеводородоносной подземной формации с обрабатывающим составом и источник отклоняющего агента для введения отклоняющего агента через насосно-компрессорную трубу в интервал в скважине,
при этом система имеет возможность контроля микросейсмических колебаний при обработке по определению размеров обрабатываемой зоны или распространению обработки за пределы обрабатываемой зоны для изменения режимов введения обрабатывающего состава или его свойств или введения отклоняющего агента.

35. Система по п.34, в которой источник отклоняющего агента способен вводить отклоняющий агент через насосно-компрессорную трубу для дополнительных интервалов скважины.

36. Система по п.34, в которой отклоняющий агент способен изолировать область скважины там, где обрабатывающий состав контактировал с формацией.

37. Система по п.34, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением обрабатывающего состава, при этом источник обрабатывающего состава способен быть управляемым на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.

38. Система по п.34, дополнительно содержащая подсистему контроля, расположенную в скважине для контроля, по меньшей мере, одного параметра, связанного с введением отклоняющего агента, при этом источник отклоняющего агента способен быть управляемым на основе упомянутого, по меньшей мере, одного параметра.

39. Способ обработки скважины, содержащий следующие этапы:
введение текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины;
последующее после введения текучей среды и в присутствии текучей среды, струйное введение суспензии в интервале формации для прохождения околоскважинного повреждения формации,
при этом осуществляют контроль микросейсмических колебаний при обработке, по которым определяют размеры обрабатываемой зоны или распространение обработки за пределы обрабатываемой зоны, на основании чего изменяют режимы введения текучей среды или ее свойств или вводят суспензию.

40. Способ по п.39, в котором текучая среда содержит загуститель.

41. Способ по п.40, в котором загуститель содержит, по меньшей мере, один из полимера и вязкоупругого поверхностно-активного вещества.

42. Способ по п.41, в котором вязкоупругие поверхностно-активные вещества являются разлагающимися.

43. Способ по п.39, в котором текучая среда содержит, по меньшей мере, один из твердого материала и волоконного материала.

44. Способ по п.39, в котором суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.

45. Способ по п.39, в котором суспензия содержит кислоту.

46. Способ по п.39, в котором интервал является не обсаженным интервалом.

47. Способ по п.39, дополнительно содержащий этап завершения интервала с помощью щелевой облицовки.

48. Способ по п.39, в котором интервал содержит одну из следующих формаций: карбонатная формация и песчаниковая формация, сланцевая формация или угольная формация.

49. Скважинная система, содержащая: гидромониторный наконечник, размещенный в скважине, первый источник для подачи текучей среды, содержащей агент для управления потерей текучей среды в интервале скважины, и второй источник для последующей после подачи текучей среды и в присутствии текучей среды подачи суспензии для обеспечения создания гидромониторным наконечником струи для прохождения околоскважинных повреждений в формации,
при этом система имеет возможность контроля микросейсмических колебаний при обработке по определению размеров обрабатываемой зоны или распространению обработки за пределы обрабатываемой зоны для изменения режимов подачи текучей среды или ее свойств или подачи суспензии.

50. Система по п.49, в которой первый источник содержит загуститель.

51. Система по п.49, в которой суспензия содержит кислоту.

52. Система по п.49, в которой суспензия содержит твердые частицы, включающие, по меньшей мере, песок или расклинивающий наполнитель.