ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к составам и способам для очистки стволов и призабойных зон скважин и, в частности, к способу использования вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, которую можно вводить или выпускать струей через трубопровод, такой как жесткая или нежесткая «гибкая» насосно-компрессорная труба, под высоким давлением для очистки секций ствола скважины и призабойной зоны в нефтегазоносном пласте. Другой аспект настоящего изобретения относится к использованию устройства и вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, которую можно использовать для очистки внутренней поверхности обсадной колонны, а также перфорационных каналов, выполненных в обсадной колонне. В еще одном аспекте, настоящее изобретение относится к способам и устройству, используемым в соединении с веществом обработки пласта, содержащим жидкую двуокись углерода, для вымывания канавок или других контуров в стволе скважины для увеличения поверхности ствола скважины. В еще одном аспекте настоящее изобретение относится к способам и устройству гидроразрыва пластов, насыщенных текучей средой или газом, с использованием вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода. Более конкретно, способ, устройство и вещество обработки пласта могут найти практическое применение в обработке скважин и призабойных зон, расположенных в угольных слоях добычи метана. В скважинах такого типа, именуемых угольными метановыми скважинами, введение воды в микрослоистые системы угольного пласта может мешать добыче метана. В частности, действие воды может блокировать естественные пути, по которым добывается метан. В то время, как в скважинах высокого давления пластовое давление может быть достаточным для преодоления последствий присутствия воды, и при этом приток метана продолжается, когда пластовое давление падает, вода может обуславливать уменьшение добычи метана или может вообще остановить добычу метана. Способы, устройство и вещество обработки пласта согласно настоящему изобретению, особенно применение жидкой двуокиси углерода, можно использовать для обеспечения подвижности присутствующей в пласте нежелательной воды и/или нефти для восстановления добычи метана. С учетом вышеупомянутого, должно быть понятно, что изобретение, описанное в данном документе, может подходить для использования в различных типах скважин с добычей метана или какого-либо другого газа, жидкой нефти, воды или какой-либо другой необходимой текучей среды или газа.
ИЗВЕСТНЫЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
При эксплуатации скважины может происходить ряд процессов, действие которых может уменьшать добычу из скважины. Исходный процесс бурения может создавать значительные количества обломков породы, включающих в себя твердые частицы породы, каменную пыль и нефтяную пыль. Кроме того, буровые растворы и текучие среды могут содержать химикаты, уменьшающие возможность добычи из пласта текучих сред посредством вступления в реакцию с пластом и/или пластовыми текучими средами с образованием осадков и/или твердых отложений. Дополнительно к этому, ряд текучих сред может также обуславливать набухание глин в пласте, дополнительно блокируя возможность притока из пласта. Использование текучих сред, понижающих фильтрацию, может приводить к проникновению фильтрационной корки бурового раствора в призабойную зону, что также может уменьшить проницаемость пласта в призабойной зоне. Со временем может возникать действие дополнительных процессов, предоставляющих возможность воде впитываться в пласт, и/или асфальтенам и парафинам образовывать отложения в призабойной зоне. Например, скважину могут остановить для выполнения ремонтных работ, таких как замена насосно-компрессорной трубы. Во время такой остановки вода может просачиваться в скважину и/или пласт призабойной зоны. Кроме того, поскольку пластовое давление естественно уменьшается со временем, пластовое давление может стать недостаточным для вытеснения воды из микрослоистой системы пласта. Действие любого из данных процессов может уменьшить проницаемость призабойной зоны и добычу.
Хотя скважины можно, в общем, бурить вертикально, в ряде случаев практического применения может быть необходим управляемый отход ствола скважины от вертикали, или ствол скважины может непреднамеренно отклоняться от вертикали. Возможно бурение скважины, в которой один или несколько участков ствола скважины проходят горизонтально или даже таких, которые проходят под углом, в направлении к поверхности. Данные скважины, по меньшей мере, с частично не вертикальными стволами, известны, как наклонно-направленные или горизонтальные скважины, и часто используются в пластах с низким естественным пластовым давлением, поскольку данные технологии увеличивают воздействие нефтегазоносного пласта на ствол скважины. Также являются возможными сегменты многоствольных скважин, со стволами, отходящими от основного горизонтального ствола скважины. Данные многоствольные сегменты могут содержать боковые сегменты или образовывать структуру в виде елки. Дополнительно к этому, можно использовать вакуум в случае, если пластовое давление является недостаточным для экономически оправданной добычи. Вне зависимости от физических характеристик скважины, когда пластовое давление или естественная сила вытеснения является низкой, скважины являются особенно чувствительными к проблемам, связанным с отложениями, каменной пылью/буровыми текучими средами, действующими на плоскости забоя, и/или впитыванию воды.
Дополнительно к этому, постепенное ухудшение свойств может происходить вне зависимости от способа заканчивания скважины. В зависимости от пласта, в котором ведется бурение, и других факторов, известных в уровне техники, может быть необходима установка обсадной колонны в стволе скважины. В ситуации, когда обсадная колонна установлена по всему стволу скважины, скважину называют обсаженной скважиной. Если обсадную колонну не используют, скважина называется необсаженной скважиной; и, если только часть ствола скважины является обсаженной, скважину можно называть частично обсаженной скважиной или скважиной с частично открытым стволом. Когда в секцию открытого ствола скважины спускают трубу и не цементируют по месту установки, такая труба называется колонной хвостовика и скважина называется необсаженной со спущенной колонной хвостовика. В ряде случаев колонну хвостовика можно впоследствии поднимать или удалять по различным причинам. Также, вне зависимости от использования обсадной колонны или колонны хвостовика, действие одного или нескольких описанных выше процессов может уменьшать добычу.
Для некоторых скважин, может быть необходимо увеличение притока из пласта посредством гидроразрыва насыщенного текучей средой или газом пласта. Один способ гидроразрыва пласта включает в себя введение текучей среды гидроразрыва в пласт под высоким давлением для обуславливания образования трещин в породе или разрывов в пласте. Данные разрывы могут являться эффективными в увеличении проницаемости пласта и могут обходиться без повреждения ствола скважины, такого как повреждение поверхности в призабойной зоне. В некоторых случаях можно использовать расклинивающий агент, такой как природный песок, или специализированные материалы, такие как песок с покрытием, спеченный боксит и тому подобные. Расклинивающий агент можно смешивать с текучей средой гидроразрыва пласта, чтобы после нагнетания текучей среды гидроразрыва, расклинивающий агент мог оставаться в созданных разрывах, удерживая их открытыми. Вместе с тем, использование текучей среды гидроразрыва пласта, само по себе, может вредно воздействовать на добычу, поскольку действие текучей среды может блокировать поры в пласте.
В других скважинах, может быть необходимо увеличение поверхности ствола скважины, поскольку этим можно обеспечить дополнительные пути миграции текучей среды или газа из пласта в ствол скважины. Эту дополнительную площадь поверхности можно создать выполнением канавок или других контуров в поверхности ствола скважины. Вместе с тем, также нужно заботиться о том, чтобы в процессе создания канавок, дополнительные обломки породы не вводились туда, где они могут блокировать пласт и мешать добыче.
В угольных метановых скважинах, метан добывают из угольных пластов. Во время работ по добыче угля, присутствие метана представляет опасность и необходима дегазация, или удаление возможно большего количества метана из угольного пласта перед работами по добыче угля. Известно удаление метана из угольных пластов посредством использования скважин. Естественно, метановую скважину можно пробурить в пласт с угольным метаном не обязательно для дегазации, но также предназначенную для извлечения метана.
Вместе с тем, как и в газовых скважинах других типов, добыча из скважины, пробуренной в пласт с угольным метаном, может уменьшаться вследствие заводнения или скопления парафина или нежелательной нефти в призабойной зоне пласта. Источник воды может являться либо природным, таким как естественное наполнение, или может быть результатом скважинных работ, таких как гидроразрыв пласта, протечек обсадной колонны или, как указано выше, вода может просачиваться в скважину и/или призабойную зону пласта во время остановок скважины. Вне зависимости от источника, введение воды в угольный пласт может уменьшать газопроницаемость пласта как блокированием путей прохождения потока, так и за счет набухания пластовых глин.
Таким образом, существует необходимость создания способов и составов очистки ствола и призабойных зон скважины от повреждений, относящихся к бурению, работам капитального ремонта скважин и естественному ухудшению характеристик ствола скважин в процессе добычи, особенно в пластах с низким давлением. Также, существует дополнительная необходимость выполнения очистки таким способом, чтобы оператор мог точно контролировать место работ очистки. Также существует необходимость создания способов и устройства, подходящих для очистки обсадной колонны ствола скважины. Также, существует дополнительная необходимость создания способов, устройства и составов, подходящих для увеличения добычи газа в пластах с угольным метаном посредством, например, восстановления относительной газопроницаемости пласта с угольным метаном. Также существует необходимость создания способов, устройства и составов, подходящих для удаления воды из пласта с угольным метаном. Дополнительно к этому, существует необходимость создания способов, устройства и составов, используемых в прорезании канавок и гидроразрыве пласта, оставляющих, по существу, чистые канавки и/или разрывы в стволе скважины и призабойных зонах ствола скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящее изобретение будет более понятно из вариантов осуществления, раскрытых в подробном описании с чертежами, помогающими пониманию, но не ограничивающими изобретения.
На Фигуре l показан схематичный вид частично обсаженной скважины с вертикальной секцией и наклонно-направленной секцией, иллюстрирующий некоторые аспекты настоящего изобретения.
На Фигуре 2 показан схематичный вид скважины одного варианта осуществления настоящего изобретения, используемого для гидроразрыва пласта.
На Фигуре 3 показан схематичный вид частично обсаженной скважины с вертикальной секцией и наклонно-направленной секцией в пласте с угольным метаном, иллюстрирующий некоторые аспекты настоящего изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном варианте осуществления настоящего изобретения создан способ очистки ствола скважины в пласте, содержащий следующие этапы: а) спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины; б) введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в упомянутом стволе скважины и, по меньшей мере, в часть упомянутого пласта, примыкающего к стволу скважины; и в) испарение, по меньшей мере, части упомянутого вещества обработки пласта после его нагнетания в упомянутый ствол скважины.
В альтернативном варианте осуществления способа настоящего изобретения, можно использовать нежесткую или гибкую насосно-компрессорную трубу. В другом варианте осуществления, вещество обработки может сталкиваться с поверхностью перфорационных каналов обсадной колонны, обсадной колонной и/или стволом скважины посредством использования сопла или гидромониторного инструмента, прикрепленного к насосно-компрессорной трубе или встроенного в нее. В другом варианте осуществления вещество обработки может нагнетаться в ствол скважины и/или призабойную зону так, что давление в пласте остается ниже давления гидроразрыва пласта. В другом варианте осуществления, после нагнетания вещества обработки пласта, могут осуществляться циклы давления в скважине с чередованием состояния с высоким давлением и низким давлением. В еще одном варианте осуществления, углубления или канавки могут выполняться в пласте в стволе скважины.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения раскрыт способ удаления нежелательных материалов, таких как твердые частицы породы, каменная пыль, нефтяная пыль, вода, впитавшаяся вода, асфальтены, парафины, твердые отложения, осадки, тяжелые рассолы, гели и тому подобное, которые могут откладываться в перфорационных каналах, образованных в обсадной колонне, и/или на внутренней поверхности самой обсадной колонны. Данный способ содержит следующие этапы: а) спуск в обсадную колонну насосно-компрессорной трубы известной длины, чтобы насосно-компрессорная труба заканчивалась в известном месте работ в обсадной колонне; б) подача по насосно-компрессорной трубе вещества обработки пласта, содержащего, по меньшей мере, часть жидкой двуокиси углерода до известного места работы; в) уменьшение давления в стволе скважины для частичного испарения вещества обработки пласта, так, чтобы частично испаренное вещество обработки пласта уносило и/или растворяло нежелательные материалы; и г) обеспечение выхода частично испаренного вещества обработки пласта и унесенных отложений из обсадной колонны.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения раскрыт состав для обработки ствола скважин и/или призабойной зоны, представляющий собой вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы, например песок, керамику, боксит, гранат и тому подобное.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения раскрыт способ гидроразрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащий следующие этапы а) введение некоторого количества текучей среды гидроразрыва в ствол скважины, достаточного для гидроразрыва пласта; б) введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины; и в) испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения, способ гидроразрыва пласта, насыщенного текучей средой, дополнительно содержит следующие этапы: а) регулирование давления в стволе скважины и пласте так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; б) спуск насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважин так, что создается кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины; в) закачка вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе; г) закачка текучей среды гидроразрыва пласта в кольцевое пространство; д) нагнетание вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта для создания смешанной текучей среды гидроразрыва пласта; е) столкновение смешанной текучей среды гидроразрыва пласта с пластом; ж) создание по меньшей мере одного гидоразрыва в пласте; з) задавливание смешанной текучей среды гидроразрыва пласта в пласт; и и) сброс давления в упомянутом стволе скважины.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения раскрыто устройство для использования для введения вещества обработки пласта в необходимый интервал, содержащее: а) средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта; б) средство закачки для подачи вещества обработки пласта в средство транспортировки; в) при этом средство транспортировки спущено в интервал и способно транспортировать некоторое количество вещества обработки пласта на место работы в интервале; и г) средство направления вещества обработки пласта на место работ в интервале; и при этом вещество обработки пласта состоит из жидкой двуокиси углерода.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения раскрыто устройство для использования в гидравлическом разрыве пласта, насыщенного текучей средой, содержащее: а) средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта, состоящего из жидкой двуокиси углерода; б) средство хранения для хранения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта; в) первое средство закачки для подачи вещества обработки пласта на первое средство транспортировки; г) второе средство закачки для подачи текучей среды гидроразрыва пласта на второе средство транспортировки; д) при этом первое средство транспортировки вставлено во второе средство транспортировки и способно транспортировать некоторое количество вещества обработки на место работ во второе средство транспортировки; и е) средство для направления вещества обработки пласта так, что оно смешивается с текучей средой гидроразрыва пласта, выпуская струю второй текучей среды гидроразрыва пласта так, что вторая текучая среда гидроразрыва пласта сталкивается с насыщенным текучей средой пластом. В альтернативных вариантах осуществления данного устройства, средство для направления вещества обработки пласта может содержать гидромониторный инструмент. Дополнительно к этому, первое средство транспортировки может содержать нежесткую насосно-компрессорную трубу, в то время как второе средство транспортировки может являться кольцевым пространством между нежесткой насосно-компрессорной трубой и стволом скважины. Дополнительно к этому, могут создаваться средства хранения, закачки и смешивания для расклинивающего агента и любых добавок, которые оператор считает необходимым вводить в ствол скважины.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения, создан способ удаления воды и/или нефти из призабойной зоны в пласте с угольным метаном, содержащий следующие этапы: а) спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины; б) введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающего к стволу скважины; и c) испарение, по меньшей мере, части упомянутого вещества обработки пласта после его нагнетания в упомянутый ствол скважины.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения создан способ восстановления относительной газовой проницаемости пласта с угольным метаном, содержащий следующие этапы: а) регулирование давления в пласте с угольным метаном, а также в стволе скважины, расположенной в пласте с угольным метаном так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; б) спуск насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважин так, что создается кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины; в) закачка вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе и в кольцевое пространство; и г) сброс давления в упомянутом стволе скважины.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Фигура 1 дана для лучшего понимания изобретения. В скважине имеется ствол 10 скважины, проходящий от поверхности 1 в нефтегазоносный пласт 50. Нефтегазоносный пласт может быть насыщен газом и/или нефтью. В некоторых способах применения, обсадная колонна 12 может быть спущена в ствол 10 скважины. Как показано на Фигуре 1, обсадная колонна 12 проходит по отрезку длины секции 10 ствола скважины. Вместе с тем, обсадная колонна 12 не проходит в наклонно-направленную и/или горизонтальную секцию 10B ствола 10 скважины, показанную прерывистыми линиями. Как показано на Фигуре 1, ствол 10 скважины может быть пробурен с любыми вариантами ориентации, от вертикальной до горизонтальной, с промежуточными углами и углами за пределом горизонтального так, чтобы ствол скважины был пробурен обратно к поверхности. Конечно, настоящее изобретение можно использовать в скважинах других конфигураций, таких как скважины с множеством боковых стволов и скважины с конфигурацией елки. Для целей данного описания термин горизонтальная скважина должен использоваться в отношении к скважинам с наклонно-направленными и горизонтальными стволами, многоствольным скважинам и конфигурациям типа елки.
Горизонтальные скважины часто используют в условиях, где природное давление в пласте 50 является низким. В случаях, если природное давление не является действенным для вытеснения текучих сред из пласта, горизонтальные скважины могут являться целесообразным средством увеличения добычи, поскольку они увеличивают область нефтегазоносного пласта, подверженную воздействию ствола скважины. В дополнение к использованию наклонно-направленного бурения, можно использовать альтернативные способы, такие как применение вакуума в скважине для увеличения добычи. Тем не менее, в случае, если давление в пласте низкое, скважины испытывают проблемы отложений, впитываемых текучих сред и вдавленных твердых частиц, которые могут уменьшать добычу из скважины. Составы, устройство и способы настоящего изобретения преодолевают данные проблемы посредством очистки ствола скважины, обсадной колонны и/или призабойной зоны, или посредством увеличения площади поверхности ствола скважин, или посредством гидроразрыва пласта 50, улучшая тем самым в каждом случае добычу из скважины.
Для борьбы с закупориванием, которое может возникать в результате процесса бурения, такого, которое возникает в результате накопления частиц породы, каменной пыли, нефтяной пыли, и/или буровых растворов или текучих сред, возникающих в результате процесса бурения, способ настоящего изобретения включает в себя введение и/или нагнетание вещества обработки пласта, содержащего, по меньшей мере, часть жидкой двуокиси углерода, в ствол 10 скважины по гибкой насосно-компрессорной трубе или жесткой насосно-компрессорной трубе 60, спущенной в ствол 10 скважины. В данном способе, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком и/или плотном фазовом состоянии, когда сталкивается со структурой забоя ствола 10 скважины и проходит в призабойную зону 18. Гидромониторный инструмент или сопло 70 может быть прикрепленным к концу насосно-компрессорной трубы 60 или встроенным в нее для фокусировки вещества обработки пласта при выходе из насосно-компрессорной трубы 60. Гидромониторный инструмент 70 может иметь один или несколько выступов 71 или отверстий (не показано), через которые может проходить вещество обработки пласта. До введения/нагнетания, вещество обработки пласта можно держать в жидком состоянии в емкости или емкостях 64 под давлением (которые могут не являться передвижными) на поверхности. В одном варианте осуществления, скважину могут держать закрытой для обеспечения в ней достаточно высокого давления, чтобы вещество обработки пласта не могло немедленно испариться после введения и/или нагнетания в скважину. После введения и/или нагнетания необходимого количества вещества обработки пласта скважину можно открыть, при этом сбрасывая давление и обуславливая испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта. Когда испаряющаяся часть вещества обработки пласта расширяется, она может стремиться к выходу из среды высокого давления в стволе скважины через устьевую скважинную арматуру на поверхности.
Когда вещество обработки пласта сталкивается с плоскостью забоя ствола 10 скважины и проходит в призабойную область 18 ствола скважины, оно считается создающим несколько тонких трещин или локализованных разрывов вблизи ствола скважины. При использовании высокоточного направленного применения вещества обработки пласта оператор имеет возможность вызывать предпочтительные локализованные трещины, обеспечивающие вход вещества обработки в плоскость забоя пласта 50.
Способ, описанный выше, можно использовать в вертикальных или горизонтальных стволах скважин, вместе с тем, в горизонтальных стволах скважин, один способ применения настоящего изобретения включает в себя установку гидромониторного инструмента 70 на дне 13 секции 10В горизонтального ствола скважины, нагнетание или введение вещества обработки пласта, и затем протаскивание насосно-компрессорной трубы 60 назад с продолжением нагнетания или введения вещества обработки пласта так, чтобы гидромониторный инструмент 70 мог быть в конце концов установлен на участке 14 набора угла секции 10В горизонтального ствола скважины. Естественно направление перемещения гидромониторного инструмента 70 можно реверсировать, так чтобы процесс начинался участком 14 набора угла и заканчивался на дне 13. В любом из вариантов, вещество обработки пласта можно вводить на участке секции 10В горизонтального ствола скважины. Естественно, если обработка по всей длине отрезка секции 10В горизонтального ствола скважины не является необходимой, гидромониторный инструмент 70 нет необходимости протаскивать до конца к участку 14 набора угла или дну 13. Кроме того, гидромониторный инструмент 70 можно использовать для введения вещества обработки пласта по длине всего отрезка или участков отрезка секции 10В горизонтального ствола 10 скважины.
Как описано выше, веществу обработки пласта можно либо представить возможность, по меньшей мере, частичного испарения в процессе введения, или, после того как необходимое количество вещества обработки пласта введено в закрытую скважину, скважину можно вторично открыть для обеспечения испарения. Высокое давление в насосно-компрессорной трубе 60 может обеспечивать работу гидромонитора под высоким давлением, с высокой скоростью, что должно поддерживать, по меньшей мере, часть жидкой двуокиси углерода в веществе обработки в жидком или сверхкритическом состоянии, при нагнетании в плоскость забоя в данном состоянии. В любом случае, быстрый сброс давления предоставляет возможность энергичного испарения и расширения, по меньшей мере, части вещества обработки, содержащей двуокись углерода. Именно это расширение обеспечивает энергию, необходимую для очистки ствола 10 скважины и призабойной зоны 18. Данное расширение может быть действенным для освобождения описанных выше нежелательных материалов, получившихся в результате процесса бурения и/или повреждения поверхности ствола 10 скважины и призабойной зоны 18. Конкретно, расширение не только очищает, но, как описано, может вызывать эрозию ствола 10 скважины, которая может обойти повреждение при бурении. Дополнительно к этому, нагнетание высокого давления вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в поровые пространства призабойной зоны 18 и сброс давления могут подавать энергию для обеспечения подвижности воды, нефти, эмульсий и твердых частиц для перемещения обратно в ствол скважины и, в конце концов, на поверхность.
Также известно действие жидкой двуокиси углерода в качестве растворителя нефти и ее растворимость в воде. При предоставлении возможности испарения вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, растворенную в воде и/или нефти, присутствующее в пласте, может бурно выделять газ. Это действие считается достаточным для противодействия капиллярным силам, присутствующим в поровых пространствах призабойной зоны 18 ствола скважины и предоставляет возможность жидкому веществу смеси обработки пласта стать подвижным. Таким образом, в одном или нескольких процессах, расширение вещества обработки пласта может быть действенным для удаления воды, пыли, нефти и других остатков процесса бурения из ствола 10 скважины и призабойной зоны 18. Когда, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется, данная газообразная часть должна стремиться к выходу из ствола 10 скважины на поверхность 1 через устьевое оборудование 16 скважины. Когда газообразная часть вещества обработки пласта проходит по стволу 10 скважины, она должна естественным образом сметать и нести или уносить сдвинутые с места твердые частицы, нефть, воду и другие остатки процесса бурения из ствола 10 скважины на поверхность.
После того как смесь газообразного вещества обработки пласта, текучей среды и твердых частиц приходит на устьевое оборудование 16 скважины, она может выходить в шламовый амбар или в емкость хранения (не показано), в которой, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта можно отделить от твердых частиц и, в свою очередь, осуществлять повторный захват или высвобождение.
В настоящем варианте осуществления жидкая двуокись углерода, присутствующая в веществе обработки, считается обеспечивающей дополнительные режимы очистки и/или эрозии. Конкретно, как описано ранее, жидкая двуокись углерода известна, как эффективный растворитель нефтепродуктов, таких как смазки и масла. В настоящем варианте осуществления жидкая двуокись углерода считается эффективной при растворении некоторых форм остатков процесса бурения, таких как материалы на нефтяной основе, введенные в ствол 10 скважины для смазки и охлаждения инструментов, используемых в процессе бурения скважины. Оставленные необработанными, данные нефтепродукты могут осуществлять коагулирование обломков породы, оставшейся от процесса бурения. Скоагулировавшая масса может дополнительно замедлять добычу. Таким образом, применение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, может действовать для растворения данных масс с тем, чтобы их можно было смести или смыть из ствола 10 скважины и призабойной зоны 18 кинетической энергией расширяющегося вещества обработки пласта, как описано выше.
Данный способ смыва любого из материалов, описанных выше, из ствола 10 скважины может практически применяться в вертикальных или горизонтальных скважинах, и в необсаженных скважинах, частично обсаженных скважинах, обсаженных скважинах, или необсаженных скважинах, законченных с колоннами хвостовиков.
В другом варианте осуществления, гидромониторный инструмент 70 можно использовать для столкновения вещества обработки пласта с плоскостью забоя ствола 10 скважины для формирования углублений, таких, например, как, канавки в плоскости забоя ствола скважины, увеличивающие площадь поверхности ствола 10 скважины, находящейся под воздействием пласта 50. Дополнительно к этому, гидромониторный инструмент 70 может иметь несколько штуцеров, в виде выступов или отверстий (не показано), через которые можно применять вещество обработки пласта, тем самым потенциально создавая множество углублений в стволе 10 скважины. Кроме того, можно использовать гидромониторные инструменты с несколькими штуцерами, вращающимися вокруг оси насосно-компрессорной трубы 60. При использовании гидромониторного инструмента 70 такого типа можно создавать спиральный или рифленый рисунок канавок в стволе 10 скважины, также увеличивая площадь поверхности ствола 10 скважины, находящуюся под воздействием пласта 50.
Данный вариант осуществления можно наиболее предпочтительно использовать в секциях ствола 10 скважины, являющихся необсаженными, по причине отсутствия в них обсадной колонны 12, мешающей созданию канавок. Дополнительно к этому, поскольку, по меньшей мере, часть жидкой двуокиси углерода вещества обработки остается в жидком состоянии при выходе из гидромониторного инструмента 70, может являться предпочтительным оставление ствола 10 скважины открытым на поверхности. Дополнительно к этому, в предпочтительном варианте осуществления гидромониторный инструмент 70 можно устанавливать по оси ствола 10 скважины, и так, чтобы расстояние между штуцерами и поверхностью ствола 10 скважины обеспечивало фокусировку струи вещества обработки пласта на плоскости забоя ствола 10 скважины. В более предпочтительном варианте осуществления расстояние между штуцером и поверхностью ствола 10 скважины составляет от 0,5 до 1,0 дюйма. Дополнительно к этому, в данном варианте осуществления давление вещества обработки пласта на выходе гидромониторного инструмента 70 можно регулировать настройкой давления насоса на поверхности, принимая во внимание гидростатическое давление вещества обработки пласта в насосно-компрессорной трубе 60. При регулировке данного давления следует принимать во внимание материал, в котором выполнен ствол скважины, необходимую глубину канавки и скорость перемещения гидромониторного инструмента 70 в стволе 10 скважины. В более предпочтительном варианте осуществления, давление на выходе насоса составляет между 2000 и 5000 фунт/дюйм2.
В другом варианте осуществления настоящий способ, устройство и вещество обработки пласта можно использовать для очистки обсадной колонны 12 и/или перфорационных каналов 24, образованных в обсадной колонне 12. Как описано выше, некоторые скважины включают в себя обсадную колонну 12 по всей длине ствола скважины, или только на части отрезка длины ствола 10 скважины, как показано на Фигуре 1, где в вертикальной секции 10А имеется обсадная колонна 12. Перфорационные каналы 24 в обсадной колонне 12 обеспечивают перемещение газа и текучей среды между обсадной колонной 12 и нефтегазоносным пластом 50. Со временем, перфорационные каналы 24 могут становиться частично или полностью заблокированными отложениями, такими как парафин, асфальтены и/или любые из минеральных отложений, известных как твердые отложения, которые могут образовываться на внутренней поверхности перфорационных каналов 24 и/или обсадной колонны 12. Данные отложения могут вредно влиять на работу скважины, поскольку уменьшают поток углеводородов. Составы, устройство и способы настоящего изобретения можно использовать для очистки перфорационных каналов 24 и/или обсадной колонны 12 от отложений посредством размещения гидромониторного инструмента 70 в конкретных местах, представляющих интерес.
При практическом применении настоящего изобретения в обсаженных или частично обсаженных скважинах, или в варианте заканчивания в необсаженном стволе с колоннами хвостовиков, используемый способ является по существу, аналогичным способу, описанному ранее в отношении выполнения углублений, таких как канавки в стволе 10 скважины. Конкретно, насосно-компрессорная труба 60 с гидромониторным инструментом 70 или без него может быть спущена в обсадную колонну 12. Вещество обработки пласта можно затем вводить или нагнетать по насосно-компрессорной трубе 60 и, если применяется, через гидромониторный инструмент 70 так, чтобы оно сталкивалось с внутренней поверхностью обсадной колонны 12. Как также ранее описано, веществу обработки можно предоставить возможность частичного испарения, с удалением парафина, асфальтенов и/или твердых отложений. Когда частично испаренное вещество обработки пласта уходит к поверхности 1 по стволу 10 скважины, оно должно выметать, переносить и/или уносить нежелательные материалы, вынося их на поверхность. Дополнительные режимы очистки, связанные с жидкой двуокисью углерода, описанные ранее, могут также помочь в очистке обсадной колонны 12 и/или перфорационных каналов 24.
Как показано на Фигуре 2, в еще одном варианте осуществления настоящее изобретение может быть полезным в гидроразрыве пласта и/или «обработке гидромонитором» (описано ниже) углеводородного пласта 50, в котором расположен ствол 10 скважины. Процесс гидроразрыва пласта обычно включает в себя нагнетание текучей среды гидроразрыва пласта, хранящейся в емкости 66, размещенной на поверхности 1, в кольцевое пространство 100, образованное между насосно-компрессорной трубой 60 и обсадной колонной 12 или стволом 10 скважины. Текучую среду гидроразрыва пласта могут закачивать с высокой скоростью и под большим давлением в пласт 50 для создания разрывов 110 в пласте, увеличивающих имеющиеся пути притока углеводородов, проходящих из пласта 50 в ствол 10 скважины. Кроме того, можно использовать расклинивающий агент, такой как природный песок, или специализированные материалы, такие как песок с покрытием, спеченный боксит, и тому подобные. Расклинивающий агент, который может храниться в емкости 68, расположенной на поверхности 1, можно смешивать с текучей средой гидроразрыва пласта, чтобы после нагнетания текучей среды гидроразрыва пласта расклинивающий агент мог оставаться в созданных разрывах 110, чтобы держать разрывы 110 открытыми. Вместе с тем, использование текучей среды гидроразрыва пласта, само по себе, может вредно воздействовать на добычу, поскольку текучая среда может блокировать поры в пласте. Конкретно, известно, что многие текучие среды гидроразрыва пласта имеют некоторую вязкость, таким образом, при использовании для гидроразрыва пластов с низким давлением в коллекторе имеется вероятность того, что пласт не будет способен вытеснить некоторую часть или всю текучую среду гидроразрыва пласта. В настоящем изобретении выпуск струи вещества обработки, содержащего жидкую двуокись углерода, можно использовать для смешивания с текучей средой гидроразрыва пласта и/или расклинивающим агентом на месте перфорационных каналов, гидроразрыва пласта или плоскости забоя пласта, тем самым минимизируя количество текучей среды, необходимой для транспортировки расклинивающего агента и дополнительно для задавливания смеси текучей среды гидроразрыва пласта/вещества обработки пласта вглубь пласта 50, когда скважину держат закрытой. Затем, после того, как гидроразрыв пласта произошел, и скважину можно открыть, сбрасывая давление в стволе скважины, веществу обработки пласта, содержащему жидкую двуокись углерода, можно предоставить возможность частичного испарения, с созданием энергии для вытеснения, по меньшей мере, части текучей среды гидроразрыва пласта из вновь образованных разрывов 110. В общем, по меньшей мере, часть текучей среды гидроразрыва пласта может состоять из воды. Таким образом, жидкая двуокись углерода, составляющая часть вещества обработки пласта, может раствориться в этой воде, при этом понижая pH воды. Данное действие может способствовать разрушению любых гелей, присутствующих в текучей среде гидроразрыва пласта, использовавшихся для увеличения вязкости текучей среды гидроразрыва пласта и способности транспортировки при гидроразрыве пласта. Дополнительно к этому, действие жидкой двуокиси углерода, составляющей часть вещества обработки пласта, может обеспечивать энергию для очистки от текучей среды гидроразрыва пласта или ее перемещения обратно в ствол скважины и, следовательно, на поверхность.
Хотя соотношения расклинивающего агента к текучей среде зависят от многих факторов, таких как производительность насоса и вязкость текучей среды, обычно 1-6 фунтов расклинивающего агента используют на галлон текучей среды гидроразрыва пласта. Вместе с тем, в способе настоящего изобретения, посредством выпускания струи жидкой двуокиси углерода в текучую среду гидроразрыва пласта/суспензию расклинивающего агента в точке гидроразрыва пласта или вблизи нее, может быть предпочтительно увеличено соотношение расклинивающего агента с текучей средой гидроразрыва пласта, поскольку жидкая двуокись углерода, составляющая часть вещества обработки пласта, может расширяться и создавать двухфазную текучую среду, которая может обеспечивать повышенную возможность транспортировки.
В обычном процессе гидроразрыва пласта, текучая среда гидроразрыва, свободная от расклинивающего агента, или исходная пачка, вводится в ствол скважины для инициирования процесса гидроразрыва пласта. После того как разрыв 110 распространился, расклинивающий агент можно добавить в текучую среду гидроразрыва пласта при продолжении закачки текучей среды гидроразрыва пласта. Как известно в данной области техники, свойства текучей среды можно регулировать в процессе закачки для регулирования вязкости, химического состава и тому подобного. Когда конец 120 трещины закупорен, насыщенная расклинивающим агентом текучая среда гидроразрыва пласта продолжает закачиваться в разрыв 110 для раздувания или набухания разрыва. Затем промывочная текучая среда, или не содержащая расклинивающего агента текучая среда гидроразрыва пласта вводится в ствол скважины для выталкивания остающейся текучей среды гидроразрыва пласта, содержащей расклинивающий агент, из насосно-компрессорной трубы 60 или ствола 10 скважины во вновь созданные трещины 110, оставляя относительно свободными от расклинивающего агента насосно-компрессорную трубу 60 и/или ствол 10 скважины. Если требуется, можно также осуществлять циркуляцию промывочной текучей среды для удаления расклинивающего агента из насосно-компрессорной трубы 60, ствола 10 скважины и/или внутрискважинного оборудования. Наконец, скважине можно предоставить возможность изливаться для очистки насосно-компрессорной трубы 60 и/или ствола 10 скважины. На Фигуре 2 показан вариант осуществления настоящего изобретения, который можно использовать для гидроразрыва или повторного гидроразрыва пласта 50.
В настоящем варианте осуществления вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, можно закачивать по насосно-компрессорной трубе 60 так, чтобы давление в насосно-компрессорной трубе было выше, чем в кольцевом пространстве 100. В общем, данное давление может быть между, по меньшей мере, около 2000 фунт/дюйм2 и по меньшей мере около 2500 фунт/дюйм2. Одновременно, содержащую большое количество расклинивающего агента первую текучую среду гидроразрыва пласта можно закачивать средством закачки (не показано) вниз по кольцевому пространству 100 между насосно-компрессорной трубой 60 и обсадной колонной 12. Следует заметить, что кольцевое пространство 100 может также являться пространством между насосно-компрессорной трубой 60 и стволом 10 скважины в необсаженных стволах или частично необсаженных стволах скважин или насосно-компрессорной трубой 60 и колонной хвостовика при заканчивании необсаженных стволов с колонной хвостовика (не показано). Вещество обработки пласта может затем нагнетаться в содержащую большое количество расклинивающего агента текучую среду гидроразрыва пласта в кольцевом пространстве 100 через средство фокусирования струи вещества обработки пласта, такое как сопло или гидромониторный инструмент 70, которое может располагаться напротив перфорационного канала 24 в обсадной колонне 12. Вещество обработки пласта может перемешивать и/или уносить содержащую большое количество расклинивающего агента первую текучую среду гидроразрыва, создавая вторую текучую среду гидроразрыва пласта, которая может сталкиваться с пластом 50 и размывать полость в пласте 50 и может обуславливать возникновения микротрещины. Этот процесс известен в технике как «обработка гидромонитором» и дополнительно описан в патенте EP 03 25 0274. Скорости подачи как вещества обработки, так и первой текучей среды гидроразрыва пласта можно повышать, когда трещины 110 распространяются в пласте 50, результатом чего является увеличенный поток второй текучей среды гидроразрыва пласта. Когда вторая текучая среда гидроразрыва пласта может начинать расширяться, испаряться и начинать бурно выделять газ или пену, способность второй текучей среды гидроразрыва пласта переносить расклинивающий агент может увеличиваться, обуславливая большую переносимость расклинивающего агента. Таким образом, считается, что расклинивающий агент должен быть перенесен ближе к концу 120 трещины 110. Частичное испарение второй текучей среды гидроразрыва пласта может также привести к увеличенной интенсивности мероприятия гидроразрыва пласта. Хотя некоторая часть газообразной второй текучей среды гидроразрыва пласта может уйти в пласт и/или абсорбироваться в окружающие пласты, после этапа промывки, когда скважина открыта для обратного потока и очистки кольцевого пространства 100 и/или ствола 10 скважины, остающаяся текучая среда в забойной текучей среде гидроразрыва пласта может выбрасываться на поверхность 1 и выходить в емкость хранения или амбар (не показано). Настоящее изобретение может иметь дополнительное преимущество в очистке компонентом двуокиси углерода во второй текучей среде гидроразрыва пласта плоскости трещин и поверхности с расклинивающим агентом, аналогично описанному для использования вещества обработки пласта для очистки стволов скважин и призабойных зон.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения, если скважина не может изливаться обратно сама, можно осуществлять циркуляцию жидкого веществ обработки пласта вниз по насосно-компрессорной трубе 60 с выходом из кольцевого пространства 100. После выхода из насосно-компрессорной трубы 60, по меньшей мере, части вещества обработки пласта можно предоставить возможность испарения. При испарении части вещества обработки пласта оно может стремиться выйти из ствола скважины через кольцевое пространство и может, при этом, нести и вытеснять текучую среду из кольцевого пространства. Циркуляция и испарение текучей среды может осуществляться последовательно в более глубоких положениях в стволе скважины, пока пластовое давление не станет достаточно высоким для преодоления гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве 100 и очистки ствола 10 скважины и/или кольцевого пространства 100 от текучих сред.
Настоящее изобретение также включает в себя устройство, используемое для введения вещества обработки в ствол 10 скважины. Как рассматривалось ранее, в одном варианте осуществления устройства изобретения вещество обработки пласта можно вводить по жесткой, непрерывной беззвеньевой или гибкой насосно-компрессорной трубе 70, обычно имеющей внешний диаметр 1, 11/4, 11/2, 13/4 или 2 дюйма. В одном варианте осуществления, устройство включает в себя гидромониторный инструмент 70, работающий с фокусировкой веществ обработки пласта при выходе из насосно-компрессорной трубы 70. Использование системы гибкой насосно-компрессорной трубы может обеспечивать оператору лучший контроль размещения вещества обработки, гарантируя оптимизирование обработки на нужном отрезке длины ствола 10 скважины. Использование систем гибкой насосно-компрессорной трубы для подачи веществ обработки пласта, иных, чем вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, на точное место работы известно в данной области техники, и его примерами являются такие процессы, как CobrMxSM и SurgiFrcSM фирмы Hlliburton.
В вариантах осуществления, описанных выше, можно добавлять добавки в вещество обработки пласта. Конкретно, такие вещества, как спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислота, химический абразив контроля железа и/или биоцид можно добавлять в вещество обработки пласта перед введением в ствол скважины, без ограничения ими. В общем, средства 17 смешивания, такие как смеситель с винтовыми зубьями, смеситель периодического действия, струйный смеситель, лопастной смеситель, рециркуляционный смеситель или простое колено подающей насосно-компрессорной трубы, без ограничения ими, можно оборудовать для обеспечения смешивания добавок с веществом обработки. Аналогично, в описанном выше варианте осуществления, в котором можно использовать расклинивающий агент, хотя расклинивающий агент можно заранее смешивать с текучей средой гидроразрыва пласта, в альтернативном варианте осуществления, расклинивающий агент может храниться отдельно от текучей среды гидроразрыва пласта и смешиваться с текучей средой гидроразрыва пласта перед введением в ствол скважины. В еще одном варианте осуществления текучую среду гидроразрыва пласта и расклинивающий агент можно смешивать с веществом обработки или жидкой двуокисью углерода и смешивать на площадке работ, при этом жидкая двуокись углерода подается в ствол скважин через гидромониторный инструмент, для контакта и смешивания с текучей средой гидроразрыва пласта с расклинивающим агентом на перфорационных каналах или плоскости забоя пласта. Также средство смешивания описанных типов можно оборудовать для помощи в процессе смешивания.
В альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения, описанные выше способы можно использовать в скважинах с угольным метаном. В данном варианте осуществления устройство и состав вещества обработки пласта являются такими, как ранее описанные, как в процессе, в котором удаляется нежелательная вода. Вместе с тем, в варианте осуществления, показанном на Фигуре 3, поскольку устройство и вещество обработки пласта можно использовать в стволе скважины, расположенной в пласте с угольным метаном, способы использования устройства и состава настоящего изобретения отличаются от ранее описанных. Поскольку газовая проницаемость пласта с угольным метаном может быть в общем выше, чем, например, в нефтегазоносном пласте песчаника, вещество обработки пласта можно вводить в пласт с угольным метаном с большей скоростью, чем достигается в пласте песчаника. В частности, при данной скорости введения риск непреднамеренного гидроразрыва пласта песчаника выше, чем в общем, в пласте с угольным метаном. Таким образом, в предпочтительном варианте осуществления, где гидроразрыв пласта является нежелательным, при использовании настоящего изобретения в пласте с угольным метаном вещество обработки пласта можно вводить со скоростью, по меньшей мере, 15 баррелей в минуту. В более предпочтительном варианте осуществления, при использовании настоящего изобретения в пласте с угольным метаном и в зависимости от характеристик имеющегося оборудования, обрабатываемого ствола 10 скважины и пласта 50, в котором ствол 10 скважины размещен, вещество обработки пласта можно вводить со скоростью 50-60 баррелей в минуту.
Введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины и в призабойную зону в пласте с угольным метаном считается дающим результаты, аналогичные описанным выше. Например, считается, что жидкая двуокись углерода способна к насыщению, по меньшей мере, части воды, находящейся в пласте. Дополнительно к этому, жидкая двуокись углерода может также эффективно растворять нефть, в случае ее присутствия в призабойной зоне. После чего, как описано выше, давление в скважине можно сбрасывать, предоставляя возможность испарения жидкой двуокиси углерода, что в свою очередь обуславливает бурное выделение газа из воды. В данном состоянии, капиллярное давление может подавляться, что обеспечивает подвижность воды и любой присутствующей нефти. Испарение двуокиси углерода может также обеспечивать энергию, достаточную для удаления воды и/или нефти из призабойной зоны, либо обуславливая выдавливание воды и/или нефти в ствол скважин, откуда их можно откачивать на поверхность, или обуславливая вдавливание воды и/или нефти глубже в пласт, где они не могут устанавливать барьер продолжающейся добыче метана.
В любом из вариантов осуществления способов и устройств настоящего изобретения, вещество обработки можно закачивать закачивающим средством, например, по нежесткой гибкой насосно-компрессорной трубе 60 с внешним диаметром 1, 11/4, 11/2, 13/4 или 2 дюйма, типа, используемого в нефтегазовой отрасли и известного специалистам в данной области техники, хотя использование жестких насосно-компрессорных труб не отходит от объема изобретения. Предпочтительно, вещество обработки пласта можно закачивать со скоростью, по меньшей мере, 2 барреля в минуту, хотя данная скорость может изменяться в зависимости от характеристик имеющегося оборудования, ствола 10 обрабатываемой скважины и пласта 50, в котором ствол 10 скважины расположен. Как известно в данной области техники, гибкая насосно-компрессорная труба 60 может быть спущена в ствол 10 скважины одним из нескольких известных способов, таким как механизированным устройством 80, используемым для продавливания или протаскивания насосно-компрессорной трубы 60. Можно осуществлять мониторинг длины жесткой или нежесткой насосно-компрессорной трубы 60, спущенной в ствол скважины 50. Посредством измерения длины спущенной насосно-компрессорной трубы 60 оператор может узнать место работы гидромониторного инструмента 70. Данным способом оператор направляет действие вещества обработки пласта так, что оно применяется в нужных местах, тем самым увеличивая возможность проведения очистки, выполнения канавок, гидроразрыва пласта и/или обработки гидромонитором в областях, где они наиболее нужны.
В любом из вариантов осуществления, описанных выше, может быть необходимым регулирование давления в стволе скважины для поддержания нахождения, по меньшей мере, части вещества обработки пласта в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины и/или для достижения улучшенной очистки, такой как получается с циклическим чередованием состояний высокого и низкого давления при практическом осуществлении настоящего способа. Конкретно, после введения некоторого количества вещества обработки пласта давление можно сбросить для предоставления возможности частичного испарения вещества обработки, как описано выше. Вместе с тем, вместо продолжения нахождения в состоянии с низким давлением, скважину можно закрыть для замедления скорости испарения вещества обработки. Считается, что посредством циклического чередования состояний высокого и низкого давления, преимущества очистки, описанные выше, можно улучшить созданием импульсного действия. Дополнительно к этому, считается, что в промежутки времени, когда скважина закрыта, предоставляющие возможность оставить часть веществ обработки в жидкой фазе, веществу обработки обеспечивается лучшее проникновение в стволе скважины и в призабойных зонах, что может быть необходимым в зависимости от практического применения. Таким образом, когда в скважине выполняют следующий цикл с открытым положением скважины, сброс давления в скважине 10 и последующее испарение, по меньшей мере, части вещества обработки может удалить большие количества текучих сред, пыли, и остатков бурения других нежелательных материалов.
Период времени контакта вещества обработки с призабойной зоной может изменяться. В общем, может не быть необходимости для продолжительного контакта между веществом обработки и стволом 10 скважины или обсадной колонной 12. В вариантах осуществления, использующих циклическое изменение давления, давление можно сбрасывать, как только завершена закачка вещества обработки пласта, чтобы не было риска его ухода в пласт, при котором может не оставаться энергии в обрабатывающем веществе для перемещения нежелательных материалов на поверхность.
Способы, устройство и составы настоящего изобретения, описанные выше, можно использовать как в вертикальных стволах скважин, так и в наклонно-направленных или горизонтальных стволах скважин, в стволах многоствольных скважин и скважин со стволами, известными в уровне техники как стволы «в форме елки». При применении в горизонтальных стволах скважин настоящее изобретение можно использовать для точной очистки одной или нескольких секций горизонтальных стволов в любом месте между участком набора угла и дном ствола. Дополнительно к этому, способы, устройство и составы настоящего изобретения, описанного выше, можно использовать в обсаженном стволе скважины, частично открытом стволе скважины (который также можно назвать частично обсаженным стволом скважины), и в скважинах с необсаженным стволом с заканчиванием с колоннами хвостовика.
В вариантах осуществления способа настоящего изобретения, где в гидроразрыве пласта нет необходимости, может являться необходимой такая закачка вещества обработки пласта в ствол скважины, чтобы давление в призабойной зоне 18 держалось ниже давления гидроразрыва пласта 50. Давление вещества обработки перед выходом из насосно-компрессорной трубы 60 должно быть приблизительно равным давлению, создаваемому насосом на поверхности, сложенному с гидростатическим давлением столба вещества обработки пласта в насосно-компрессорной трубе 60. Предпочтительно, вещество обработки пласта закачивают в пласт 50 так, чтобы давление вещества обработки в призабойной зоне 18 было меньше давления гидроразрыва пласта и, более предпочтительно, чтобы это давление составляло 75% или меньше от давления гидроразрыва пласта, и еще более предпочтительно, 50% или меньше от давления гидроразрыва пласта. Превышение давления гидроразрыва пласта может привести к потере вещества обработки пласта, поскольку вещество обработки может осуществить гидроразрыв пласта, с созданием трещин, которые могут обеспечить испарение и уход, по меньшей мере, части веществ обработки в пласт, вместо того, чтобы оставаться в призабойной зоне, где оно наилучшим образом способно выполнить работу, описанную выше.
В любом из вариантов осуществления, описанных ранее, добавление добавок и/или кислот может являться предпочтительным для процесса очистки. Как описано, настоящие способы могут практически применяться с веществом обработки пласта, содержащим жидкую двуокись углерода. Вместе с тем, жидкое вещество обработки пласта может дополнительно включать в свой состав одну или несколько добавок, таких как спирты, поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, кислота, химикаты контроля железа и/или биоциды. Как показано на Фигуре 1, эти добавки можно хранить в одной или нескольких емкостях 65, размещенных на поверхности 1. В одном варианте осуществления жидкую двуокись углерода можно смешивать со спиртом и поверхностно-активным веществом для получения в результате следующего состава по объему:
вещество
Спирт может быть метанолом. Спирт и поверхностно-активное вещество можно смешивать и отмерять в жидкую двуокись углерода посредством отбора в линию, несущую жидкую двуокись углерода, действием закачки и смешиванием в линии. При необходимости, небольшую часть спирта можно нагнетать в ствол скважин перед нагнетанием вещества обработки пласта с использованием одного и того же устройства.
Полезно получить пробы конденсата и воды из скважины, подлежащей обработке. Пробы можно использовать для испытания того, какие добавки являются совместимыми для использования в стволе скважины и/или пласте, подлежащем обработке, и поэтому будут предпочтительными для включения в состав вещества обработки. Выбранные добавки не должны создавать эмульсию при смешивании с асфальтеном или конденсатом, найденным в пробе конденсата и/или воды. Образование эмульсии является нежелательным в призабойной зоне, поскольку эмульсия может блокировать пласт и подавлять очистку. Также вещества обработки пласта не должны образовывать пену перед введением в ствол скважины. Вспенивание перед нагнетанием в ствол скважины может создать проблемы в закачке и уменьшить количество текучей среды обработки пласта, поток которой может проходить в призабойную зону.
Подходящая комбинация добавок, не образующая пены или эмульсии, может также действовать как композиция разжижителя геля гидроразрыва на забое. Композиция разжижителя геля гидроразрыва пласта пригодна для уменьшения поверхностного натяжения воды в пласте, что уменьшает давление, требуемое для преодоления капиллярной силы воды, находящейся в порах породы. Это может способствовать вытеснению воды из пласта.
Кроме того, может быть необходимым включение в состав абразива, такого как песок, композиты, боксит и/или гранат в вещество обработки пласта для увеличения очищающей способности вещества обработки пласта. В общем, абразив должен смешиваться с веществом обработки пласта в соотношении, по меньшей мере, от около 0,25 фунтов абразива на галлон вещества обработки пласта до около 1 фунта абразива на галлон вещества обработки пласта.
Хотя изобретение раскрыто и описано для предпочтительных вариантов его осуществления с некоторой степенью конкретики, понятно, что настоящее раскрытие некоторых предпочтительных форм является только примером и что многочисленные изменения в деталях конструкции и работы и в объединении и расположении частей могут предприниматься без отхода от сущности объема изобретения, здесь заявленного.
Настоящее описание использует области числовых значений для количественного выражения некоторых параметров, относящихся к изобретению. Следует понимать, что когда даются области числовых значений, такие области подлежат восприятию как создающие буквальную поддержку для ограничения формулы изобретения, которая только излагает нижнее значение области значений, а также ограничения формулы изобретения, которая только излагает верхнее значение области значений. Например, раскрытая область числовых значений от 10 до 100 создает буквальную поддержку для пункта формулы, излагающего «больше 10» (без верхнего предела), и пункта формулы, излагающего «менее 100» (без нижнего предела).
При использовании в данном документе, термины «содержащий», «содержит», и «содержат» являются открытыми терминами, используемыми для перехода от предмета, указанного перед термином, к одному или нескольким элементам, указанным после термина, где перечисленные элемент или элементы после термина перехода не обязательно являются элементами, составляющими предмет.
При использовании в данном документе, термины «включающий в себя», «включает в себя» и «включают в себя» имеют открытое значение, как и «содержащий», «содержит» и «содержат».
При использовании в данном документе, термины «имеющий», «имеет» и «имеют» имеют открытое значение, как и «содержащий», «содержит» и «содержат».
При использовании в данном документе, термины «имеющий в составе», «имеет в составе», и «имеют в составе» имеют открытое значение, как и «содержащий», «содержит», и «содержат».
При использовании в данном документе неопределенные и определенные артикли и термин «упомянутый» означают один или несколько.
При использовании в данном документе, термин «и/или», при использовании в перечне из двух или более позиций, означает, что любая одна из позиций перечня может использоваться сама по себе или может использоваться любое объединение двух или более позиций перечня. Например, если состав описан содержащим компоненты B и/или C, состав может содержать только А; только B; только C; комбинацию А и B; комбинацию А и C; комбинацию B и C или комбинацию А, B, и C.
При использовании в данном документе, термин «жидкость» в применении к веществу обработки включает в себя жидкое и плотное фазовые состояния, также известные как критическая и сверхкритическая фазы.
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для интенсификации притока нефти, газа, газоконденсата или воды при их добыче. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ гидроразрыва, насыщенного текучей средой, содержит этапы введения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины, достаточного для гидроразрыва пласта; введения вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины; и испарения, по меньшей мере, части вещества обработки пласта, при этом этапы введения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины и введения вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины дополнительно содержат этапы регулирования давления в стволе скважины и пласте, так что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; спуска насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважины, так что образуется кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины; закачки вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе; закачки текучей среды гидроразрыва пласта в кольцевое пространство; нагнетания вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта для создания второй текучей среды; столкновения второй текучей среды с пластом; создания, по меньшей мере, одного гидроразрыва в пласте; задавливания второй текучей среды в пласт и сбрасывания давления в стволе скважины. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.
1. Способ гидроразрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащий этапы:
введение некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины, достаточного для гидроразрыва пласта;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода в ствол скважины; и
испарения, по меньшей мере, части вещества обработки пласта, при этом этапы введения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины и введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины дополнительно содержат этапы:
регулирования давления в стволе скважины и пласте, так что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины;
спуска насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважины, так, что образуется кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины;
закачки вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе;
закачки текучей среды гидроразрыва пласта в кольцевое пространство;
нагнетания вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта для создания второй текучей среды; столкновения второй текучей среды с пластом; создания, по меньшей мере, одного гидроразрыва в пласте; задавливания второй текучей среды в пласт и сбрасывания давления в стволе скважины.
2. Способ по п.1, в котором текучая среда гидроразрыва пласта содержит расклинивающий агент.
3. Способ по п.1, в котором на этапе сбрасывания давления в стволе скважины испаряется, по меньшей мере, часть второй текучей среды, при этом испарение второй текучей среды удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины.
4. Способ по п.1, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
5. Способ по п.1, в котором этап нагнетания вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта дополнительно содержит этап нагнетания вещества обработки пласта через средство фокусировки вещества обработки пласта.
6. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, вводят под давлением, по меньшей мере, 2000 фунт/дюйм2.
7. Способ по п.1, в котором ствол скважины дополнительно содержит обсадную колонну, проходящую, по меньшей мере, по части отрезка длины ствола скважины.
8. Способ по п.1, в котором кольцевое пространство содержит текучую среду гидроразрыва, дополнительно содержащий следующие этапы:
осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта вниз по насосно-компрессорной трубе, с выходом из насосно-компрессорной трубы, установленной в первое положение;
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта и
вытеснение текучей среды гидроразрыва пласта из кольцевого пространства.
9. Способ по п.8, дополнительно содержащий следующие этапы:
дополнительный спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины, так, что вещество обработки пласта выходит из насосно-компрессорной трубы, установленной во второе положение, на большей глубине в стволе скважины, чем в первом положении;
повторение этапов осуществления циркуляции дополнительного вещества обработки пласта, испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта и вытеснение текучей среды из кольцевого пространства; и
повторение этапов спуска дополнительной насосно-компрессорной трубы и осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта, испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта и вытеснение текучей среды из кольцевого пространства, пока пластовое давление не станет достаточным для преодоления гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве.
| US 6988552 В2, 24.02.2006 | |||
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ | 1989 |
|
SU1736223A1 |
| СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2001 |
|
RU2187635C1 |
| US 7059407 В2, 13.06.2008 | |||
| Пломбировальные щипцы | 1923 |
|
SU2006A1 |
