СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ УСЛОВИЙ ВЫПАДЕНИЯ ПРОППАНТА ВО ВРЕМЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/267 E21B34/10 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РодственнЫЕ заявкИ

[0001] Данная заявка испрашивает приоритет по временной патентной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 62/059,517, зарегистрирована 3 октября 2014 г., под названием ʺMethod For Remediating A Screen-Out During Well Completionʺ и временной патентной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 62/116,084, зарегистрирована 13 февраля 2015 г., под названием ʺ Method For Remediating A Screen-Out During Well Completionʺ, которые полностью включены в виде ссылки в данном документе. Данная заявка связана с патентной заявкой совместного рассмотрения U.S. Patent Appl. No. 13/989,728, зарегистрирована 24 мая 2013 г., под названием ʺAutonomous Downhole Conveyance Systemʺ которая опубликована, как публикация U.S. Patent Publ. No. 2013/0248174. Данная заявка также связана с патентной заявкой совместного рассмотрения U.S. Patent Appl. No. 13/697,769, зарегистрирована 13 ноября 2012, под названием ʺAssembly and Method for Multi-Zone Fracture Simulation of a Reservoir, Using Autonomous Tubular Unitsʺ, которая опубликована, как публикация U.S. Patent Publ. No. 2013/0062055. Обе заявки полностью включены в виде ссылки в данном документе.

ПРЕДПОСЫЛКИ изобретения

[0002] Данный раздел представляет различные аспекты техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего изобретения. Данное рассмотрение может способствовать лучшему пониманию конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел необходимо читать с учетом сказанного и не как признание известной техники.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Данное изобретение относится в общем к области работ в стволе скважины. Более конкретно, изобретение относится к способам заканчивания, в которых многочисленные зоны подземного пласта постадийно подвергаются гидроразрыву.

ОБЩЕЕ РАССМОТРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

[0004] В бурении нефтяных и газовых скважин скважину выполняют, применяя буровое долото, которое подают вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданного местоположения забоя бурильную колонну и долото извлекают и выполняют крепление скважины колонной обсадных труб. При этом образуется кольцевое пространство между колонной обсадных труб и окружающими пластами.

[0005] Обычно проводят цементирование для заполнения или ʺнагнетания под давлениемʺ в кольцевое пространство столбов цемента. Комбинация цемента и обсадной колонны упрочняет скважину и обеспечивает разобщение пластов за обсадной колонной.

[0006] Обычной практикой является установка нескольких колонн обсадных труб с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в стволе скважины. Первую колонну могут называть направлением. Направление служит для изоляции и защиты расположенных на небольшой глубине водоносных коллекторов пресной воды от загрязнения скважинными текучими средами. Соответственно, данную обсадную колонну почти всегда цементируют полностью от низа до поверхности.

[0007] Процесс бурения и следующего за ним цементирования колонн обсадных труб последовательно уменьшающегося диаметра повторяется несколько раз под направлением до достижения проектной глубины скважины. В некоторых случаях последней колонной обсадных труб является хвостовик, то есть, колонна обсадных труб, не имеющая части, проходящей до поверхности. Последнюю колонну обсадных труб, называемую эксплуатационной обсадной колонной, также обычно цементируют на месте установки. В некоторых вариантах заканчивания эксплуатационная обсадная колонна (или хвостовик) имеет набухающие пакеры или пакеры снаружи обсадной колонны, разнесенные по выбранным продуктивным интервалам. Данное создает отсеки между пакерами для разобщения зон и их целевой обработки для интенсификации притока. В данном случае кольцевое пространство можно просто заполнять песком.

[0008] Как часть процесса заканчивания, эксплуатационную обсадную колонну перфорируют на требуемой отметке. Данное означает, что простреливают поперечные отверстия, проходящие сквозь обсадную колонну и цементный столб, окружающий обсадную колонну. Перфорации обеспечивают проход текучих сред коллектора в скважину. В варианте набухающих пакеров или индивидуальных отсеков, стреляющий перфоратор пробивает обсадную колонну, обеспечивая приток текучих сред коллектора из пласта горной породы в скважину в соответствующей зоне.

[0009] После перфорирования обычно проводят гидроразрыв пласта в соответствующей зоне. Гидравлический разрыв состоит из нагнетания воды с понизителями трения или вязких текучих сред (обычно разжижающихся при сдвиге неньютоновских гелей или эмульсий) в пласт при таких высоких давлениях и скоростях подачи, что горная порода коллектора разрывается и образует сеть трещин. Текучую среду гидроразрыва пласта обычно смешивают с проппантом, таким как песок, дробленый гранит, керамические шарики или другими гранулированными материалами. Проппант служит для удержания трещины (трещин) открытой после сброса гидравлического давления. В варианте, так называемых, ʺмалопроницаемыхʺ или необычных пластов комбинация трещин и нагнетаемого проппанта существенно увеличивает фильтрационную емкость обработанного коллектора.

[0010] Для дополнительной обработки пласта для интенсификации притока и для очистки приствольных зон на забое оператор может выбрать ʺкислотную обработкуʺ пластов. Обработка производится с помощью нагнетания раствора кислоты в забойную зону скважины и через перфорации. Применение раствора для кислотной обработки являетсся особенно предпочтительным, когда пласт содержит карбонатную горную породу. В работе производящая заканчивание компания нагнетает концентрированную муравьиную кислоту или другой кислотный состав в скважину и направляет текучую среду в выбранные продуктивные зоны. Кислота помогает растворению карбонатного материала, при этом открывая поровые каналы, через которые углеводородные текучие среды могут проходить в скважину. В дополнение, кислота помогает растворению бурового раствора, который мог войти в пласт.

[0011] Применение гидравлического разрыва и кислотной обработки пласта для интенсификации притока, описанное выше, является рутинной частью работ в нефтяной промышленности, проводимых в индивидуальных нефтегазоносных продуктивных пластах (или ʺпродуктивных зонахʺ). Такие продуктивные зоны могут иметь до около 60 метров (100 футов) общей толщины по вертикали подземного пласта. В последнее время скважины завершаются с прохождением по горизонтали через нефтегазоносный продуктивный пласт, с возможным прохождением горизонтальным участком 5000, 10000 или даже 15000 футов (1525, 3050, 4575 м).

[0012] Когда имеются многочисленные или разделенные на слои пласты, подлежащие гидравлическому разрыву, или очень толcтый нефтегазоносный пласт (более около 40 метров или 131 фута), или в случае заканчивания горизонтальной скважины с большим отходом, требуются более сложные методики обработки для получение обработки в целом проектного пласта. В этой связи компания-оператор должна разобщать различные зоны или секции для обеспечeния не только перфорирования каждой отдельной зоны, но также ее адекватного гидроразрыва и обработки. При таком способе оператор уверен, что текучая среда гидроразрыва пласта и обработки для интенсификации притока нагнетаются через каждую оруппу перфораций и в каждой продуктивной зоне для эффективного увеличения фильтрационной емкости на каждом требуемом интервале глубин.

[0013] Разобщение различных зон для предэксплуатационной обработки требует постадийной обработки интервалов. Указанное, в свою очередь, включает в себя применение так называемых способов отведения. В терминологии нефтяной промышленности, ʺотведениеʺ означает, что нагнетаемая текучая среда отводится от входа в одну группу перфораций так, что текучая среда в основном входит только в заданную продуктивную зону. В случае, если многочисленные продуктивные зоны подлежат перфорированию, указанное требует выполнения многочисленных стадий отведения.

[0014] Для разобщения выбранных продуктивных зон различные методики отведения могут быть задействованы в скважине. Во многих случаях применяютcя механические устройства, такие как мостовые пробки гидроразрыва пласта, забойную запорную арматуру, скользящие муфты (известные как ʺмуфты для гидроразрываʺ), и комбинации перегородка/пробка.

[0015] Проблемой, с которой в некоторых случаях сталкиваются в процессе ʺперфорирования и гидроразрываʺ является так называемое выпадение проппанта. Выпадение проппанта возникает, когда проппант, нагнетаемый, как часть текучей суспензии гидроразрыва пласта, плотно заполняет трещины и перфорационные стволы в приствольной зоне скважины. Указанное создает блокировку, так что продолжение нагнетания суспензии внутрь трещин требует давлений закачивания, превышающих безопасные пределы для скважинного оборудования или оборудования устья скважины. Функционально, данное вызывает прерывание в гидроразрыве пласта и требует прекращения закачивания и очистки скважины перед возобновлением работ. При гидроразрыве пласта в горизонтальной скважине выпадение проппанта прерывает строительство скважины и обуславливает перерасход средств.

[0016] В случае, если оператор закачивает суспензию, сохраняя работоспособный стреляющий перфоратор в скважине, оператор имеет возможность устранить выпадение проппанта с помощью простреливания новой группы перфораций во время закачивания. Указанное можно выполнить в случае, если задействована методика многозонной обработки пласта для интенсификации притока. В таком случае оператор передает сигнал на компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя различные стреляющие перфораторы, имеющие связанные заряды. Примеры методик многозонной обработки пласта для интенсификации притока с применением такой компоновки низа бурильной колонны включают в себя методику ʺПерфорирование строго вовремяʺ (JITP) и методику ʺГидроразрыва пласта с использованием кольцевого пространства за гибкой насосно-компрессорной трубойʺ (ACT Frac). В данных способах имеет место, по существу, непрерывная обработка зон.

[0017] Компоновки низа бурильной колонны, применяемые для способов JITP и ACT Frac являются предпочтительными, поскольку обеспечивают оператору перфорирование обсадной колонны в разных продуктивных зонах и затем последовательное разобщение соответствующих продуктивных зон так, что текучую среду гидроразрыва пласта можно нагнетать в несколько продуктивных зон в одном рейсе в скважину. По счастью, каждая из данных методик многозонной обработки пласта для интенсификации притока также дает возможность создания, при необходимости, зон сброса проппанта для очистки скважины с помощью перфорирования нового участка горной породы (JITP) или простой циркуляции проппанта с уходом из скважины с применением гибкой насосно-компрессорной трубы в стволе скважины (ACT Frac) в случае выпадения проппанта. Вместе с тем, в более традиционных вариантах заканчивания, где обработка пласта для интенсификации притока проводится в одной зоне или где многочисленные группы перфораций обрабатывают одновременно, случаи выпадения проппанта могут потребовать замены на поверхности оборудования заканчивания и значительного замедления работ.

[0018] Не так давно разработана процедура заканчивания нового типа, в которой применяют, так называемые, автономные инструменты. Указанные инструменты сбрасывают в скважину и ими не управляют с поверхности; вместо этого, данные инструменты включают в себя один или несколько датчиков (таких как локатор муфт обсадной колонны), которые взаимодействуют с контроллером на инструменте для автоматического определeния местоположения в стволе скважины. При подаче автономного инструмента насосом на забой скважины контроллер прежде всего идентифицирует проектную глубину и передает сигнал приведения в действие, обуславливающий срабатывание. В случае, если инструмент является мостовой пробкой, пробку устанавливают в стволе скважины на требуемой глубине. Аналогично, в случае, если инструмент является стреляющим перфоратором, один или несколько детонаторов инициируются для производства ʺвыстреловʺ в обсадную колонну и окружающий подземный пласт. К сожалению, автономные стреляющие перфораторы нельзя подавать насосом в скважину, когда возникает выпадение проппанта; таким образом, они попадают в класс вариантов заканчивания, в которых требуются замена оборудования заканчивания на поверхности во время выпадения проппанта.

[0019] В дополнение, обнаружено, что даже процедуры JITP и ACT-Frac являются уязвимыми для осложнений с выпадением проппанта в самых верхних зонах на стадии перфорирования и гидроразрыва. (Данное показано на фиг. 1F, и описано ниже.)

[0020] Соответственно, существует необходимость создания способа очистки скважины в условиях выпадения проппанта без прерывания процесса закачивания. Дополнительно, существует необходимость создания методики заканчивания, которая обеспечивает развертывание автономного перфорирующего инструмента в стволе скважины даже в условиях выпадения проппанта.

Сущность изобретения

[0021] Способы, описанные в данном документе, дают различные преимущества при проведении бурения скважин на нефть и газ и их заканчивания. Конкретно, предложены способы заканчивания скважины.

[0022] В одном аспекте способ заканчивания скважины первым включает в себя создание скважины. Скважина образует ствол, который проходит в подземный пласт. Скважина может быть выполнена, по существу, как вертикальная скважина; более предпочтительно, скважину выполняют бурением наклонно-направленной или даже горизонтальной скважины.

[0023] Способ также включает в себя крепление скважины эксплуатационной обсадной колонной. Эксплуатационная обсадная колонна собрана из ряда стальных трубных звеньев, которые свинчены торец к торцу.

[0024] Способ дополнительно включает в себя установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне. Запорную арматуру могут спускать в обсадную колонну или встраивать в обсадную колонну при сборке. Запорная арматура создает удаляемый барьер для прохода текучей среды в стволе. Предпочтительно, запорная арматура является скользящей муфтой с седлом, которое принимает шар, при этом шар сбрасывают с поверхности для создания работающего под давлением уплотнения на седле. Муфту удерживают на месте срезные штифты, которые выполнены срезающимися когда давление выше муфты превышает заданное значение. При этом открываются окна для обработки зоны или стадии обработки. Если расчетное давление выпадения проппанта превышено во время обработки, дополнительные срезные штифты, удерживающие седло, должны срезаться, выпуская запорную арматуру в скважине. Запорную арматуру других типов могут также применять, как описано ниже.

[0025] Способ также содержит перфорирование эксплуатационной обсадной колонны. Обсадную колонну перфорируют на отрезке длины первой продуктивной зоны в подземном пласте. Первая продуктивная зона располагается на отметке или выше отметки запорной арматуры. Процесс перфорирования включают в себя отстреливание зарядов в обсадную колонну, пробивающих насквозь окружающую цементную оболочку и проникающих в окружающий скелет горной породы, образующей подземный пласт. Указанное выполняют, применяя стреляющий перфоратор в скважине.

[0026] Способ на следующем этапе включает в себя нагнетание суспензии в скважину. Суспензия содержит проппант гидроразрыва, который предпочтительно несет среда на водной основе.

[0027] Способ дополнительно включает в себя закачивание суспензии под давлением, достаточным для перемещения запорной арматуры и для преодоления барьера для прохода текучей среды. Указанное выполняют в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на интервале первой продуктивной зоны во время нагнетания суспензии. Перемещение запорной арматуры открывает воздействию окна в подземный пласт на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на отметке или ниже отметки запорной арматуры.

[0028] Способ дополнительно включает в себя дополнительное закачивание суспензии через открытые воздействию окна, при этом устраняя условие выпадения проппанта выше запорной арматуры.

[0029] В одном аспекте способа запорная арматура является скользящей муфтой. В таком случае перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны содержит перемещение или ʺскольжениеʺ муфты для открытия воздействию одного или нескольких окон, выполненных в скользящей муфте. Указанное может включать в себя срезание установочных штифтов.

[0030] В другом варианте осуществления способ дополнительно включает в себя установку перегородки для гидроразрыва на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны. Перегородка для гидроразрыва располагается выше скользящей муфты но на отметке или ниже отметки первой продуктивной зоны. Перегородка для гидроразрыва может быть частью переводника, который свинчивают с эксплуатационной обсадной колонной вблизи скользящей муфты на начальном этапе спуска в скважину. Разрывной диск затем подают насосом вниз по стволу скважины впереди суспензии. Диск подают насосом до глубины непосредственно над запорной арматурой до посадки диска на перегородку для гидроразрыва. В данном варианте осуществления разрывной диск выполнен с возможностью разрыва под давлением, которое больше давления выпадения проппанта, но предпочтительно меньше давления, требуемого для перемещения запорной арматуры.

[0031] Если необходимо, оператор может нагнетать текучую среду (такую как текучая среда на водной основе) под давлением через открытое воздействию окно скользящей муфты, при этом создаются микроскопические трещины в подземном пласте ниже первой продуктивной зоны. Данный этап оператор выполняет перед подачей насосом разрывного диска в скважину.

[0032] В другом варианте осуществления запорная арматура являтся первой прорываемой пробкой. Первая прорываемая пробка должна иметь первый расчетный параметр прорыва. Окна представляют собой перфорации, которые установлены в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны. В данном варианте осуществления перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое превышает расчетный параметр прорыва первой прорываемой пробки. Если необходимо, в данном варианте осуществления способ дополнительно включает в себя установку второй и третьей прорываемой пробки на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на отметке или ниже отметки второй продуктивной зоны для создания эффекта домино в случае многочисленных выпадений проппанта. Вторая и третья прорываемые пробки должныя иметь расчетный параметр прорыва, который равен или больше первого расчетного параметра прорыва.

[0033] В другом аспекте перемещаемая запорная арматура является шаровым обратным клапаном, а окна являются перфорациями, заранее установленными в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны. В данном случае перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое обуславливает потерю шаром своего работающего под давлением уплотнения на седле. Потерю шаром своего работающего под давлением уплотнения можно создать, обеспечив дробление шара, обеспечив растворение шара или обеспечив разрушение шара.

[0034] В предпочтительном варианте осуществления перфорирование эксплуатационной обсадной колонны содержит подачу насосом автономного стреляющего перфоратора в скважину, и автономную стрельбу стреляющего перфоратора на интервале первой продуктивной зоны. Компоновка автономного стреляющего перфоратора содержит стреляющий перфоратор, глубиномер для обнаружения местоположения компоновки в скважине, и бортовой контроллер. ʺАвтономный отстрелʺ означает программирование контроллера заранее для передачи сигнала приведения в действие на стреляющий перфоратор и обеспечения производства стрельбы одним или несколькими детонаторами, когда локатор распознал заданное местоположение стреляющего перфоратора на отрезке длины скважины. В одном аспекте глубиномер является локатором муфт обсадной колонны, и бортовой контроллер взаимодействует с локатором муфт обсадной колонны для корреляции расстановки муфт обсадной колонны на отрезке длины скважины с глубиной согласно алгоритму. Локатор муфт обсадной колонны идентифицирует муфты посредством обнаружения магнитных аномалий вдоль стенки обсадной колонны.

[0035] Установлено, что стреляющий перфоратор, локатор и бортовой контроллер вместе должны иметь размеры и быть выполнен с возможностью развертывания в скважине, как автономного блока. В данной заявке ʺавтономный блокʺ означает, что компоновка не имеет прямого управления с поверхности. Иначе говоря, компоновка инструмента не получает сигнал с поверхности, указывающий время активирования инструмента. Предпочтительно, компоновку инструмента выпускают в скважину без рабочего каната. Компоновка инструмента либо падает под действием силы тяжести в скважине, или подается насосом на забой скважины. Вместе с тем, канат без электрической линии, такой как тросовый канат, можно, если необходимо задействовать.

[0036] В другом аспекте, компоновку автономного стреляющего перфоратора развертывают в скважине после устранения условия выпадения проппанта. Компоновку стреляющего перфоратора применяют для простреливания новой группы перфораций на интервале первой продуктивной зоны. Таким образом, новый гидроразрыв пласта может быть инициирован в указанной продуктивной зоне.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0037] Для лучшего понимания настоящего изобретения к описанию приложены некоторые иллюстрации, схемы и/или блок-схемы последовательности операций способа. Следует отметить, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не ограничивающие их объем, поскольку изобретения могут иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.

[0038] На фиг. 1A - 1F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины. Скважина проходит процедуру заканчивания, в которой постадийно применяют стреляющие перфораторы и уплотнительные шарики для перфорационных отверстий. Данная процедура является общеизвестной.

[0039] На фиг. 1A представлена скважина снабженная креплением в виде эксплуатационной обсадной колонны. Пакеры для кольцевого пространства установлены по длине скважины для разобщения выбранных подземных зон. Зоны указаны позициями ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ.

[0040] На фиг. 1B проиллюстрирована перфорированная зона A скважины. Дополнительно, образованы трещины в подземном пласте в зоне A с применением гидравлического разрыва по любой известной методике.

[0041] На фиг. 1C проиллюстрировано, что установлена пробка смежно с пакером между зонами A и B. Дополнительно, стреляющий перфоратор показан выполняющим новые перфорации в зоне B.

[0042] На фиг. 1D проиллюстрирована закачка текучей среды гидроразрыва пласта или суспензии в скважину, с искуственными трещинами, создаваемыми в подземном пласте в зоне B.

[0043] На фиг. 1E проиллюстрировано, что уплотнительные шарики для перфорационных отверстий сброшены в скважину, в результате уплотнены перфорации в зоне B. Дополнительно, стреляющий перфоратор теперь показан в зоне C. Перфорируется обсадная колонна в зоне C.

[0044] На фиг. 1F проиллюстрирована закачка текучей среды гидроразрыва пласта или суспензии в скважину. Искуственные трещины создаются в подземном пласте в зоне C.

[0045] На фиг. 2A через 2F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины. Скважина проходит процедуру заканчивания, в которой постадийно применяются стреляющие перфораторы и пробки. Данная процедура является общеизвестной.

[0046] На фиг. 2A представлена скважина с креплением в виде эксплуатационной обсадной колонны. Пакеры для кольцевого пространства установлены на отрезке длины скважины для разобщения выбранных подземных зон. Зоны указаны позициями ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ.

[0047] На фиг. 2B проиллюстрирована зона A скважины, проперфорированная с применением стреляющего перфоратора. Пробка спущена в скважину со стреляющим перфоратором.

[0048] На фиг. 2C проиллюстрировано, что образованы трещины в подземном пласте в зоне A с применением текучей среды гидроразрыва пласта. Проппант виден теперь размещенным в кольцевом пространстве в зоне A.

[0049] На фиг. 2D проиллюстрировано, что вторая пробка установлена смежно с пакером между зонами B и C. Дополнительно, стреляющий перфоратор показан выполняющим перфорации в зоне B.

[0050] На фиг. 2E проиллюстрировано, что текучая среда гидроразрыва пласта закачивается в скважину с искуственными трещинами, создаваемыми в подземном пласте в зоне B.

[0051] На фиг. 2F проиллюстрировано, что третья пробка установлена смежно с пакером между зонами B и C. Дополнительно, стреляющий перфоратор показан выполняющим перфорации в зоне C.

[0052] На фиг. 3A - 3F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины. Скважина проходит процедуру заканчивания, в которой постадийно применяются стреляющие перфораторы, муфты для гидроразрыва и сброшенные шары. Данная процедура является известной.

[0053] На фиг. 3A представлена скважина с креплением в виде эксплуатационной обсадной колонны. Пакеры для кольцевого пространства установлены на отрезке длины скважины для разобщения выбранных подземных зон. Зоны указаны позициями ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ.

[0054] На фиг. 3B проиллюстрировано, что шар сброшен на муфту гидроразрыва в зоне A.

[0055] На фиг. 3C проиллюстрировано, что гидравлическое давление приложено для открытия муфты для гидроразрыва в зоне A с помощью закачивания текучей среды гидроразрыва пласта в скважину. Дополнительно, трещины создаются в подземном пласте в зоне A. Проппант виден размещенным теперь в кольцевом пространстве в зоне A.

[0056] На фиг. 3D проиллюстрировано, что второй шар сброшен. Шар сел на муфту гидроразрыва в зоне B.

[0057] На фиг. 3E проиллюстрировано, что гидравлическое давление приложено для открытия муфты для гидроразрыва в зоне B с помощью закачивания текучей среды гидроразрыва пласта в скважину. Дополнительно, трещины создаются в подземном пласте в зоне B. Проппант виден размещенным теперь в кольцевом пространстве в зоне B.

[0058] На фиг. 3F проиллюстрировано, что третий шар сброшен. Шар сел на муфту гидроразрыва в зоне C. Зона C готова для обработки.

[0059] На фиг. 4A - 4F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины. Скважина проходит процедуру заканчивания, в кторой применяется запорная арматура, при этом приведение в действие или перемещение запорной арматуры открывает окно в эксплуатационной обсадной колонне в новаторском варианте применения.

[0060] На фиг. 4A представлена скважина со скользящей муфтой, свинченной в одну линию с эксплуатационной обсадной колонной. Шар подается насосом в скважину для приведения в действие скользящей муфты.

[0061] На фиг. 4B проиллюстрировано, что шар сел в седло скользящей муфты. Муфта приведена в действие, окно открылось. В дополнение, гидравлическая текучая среда закачивается в скважину для открытия небольших трещин.

[0062] На фиг. 4C показан другой вид скважины фиг. 4A. Здесь разрывной диск подается насосом вниз по стволу скважины.

[0063] На фиг. 4D проиллюстрировано, что разрывной диск сел в седло перегородки. Седло расположено выше по потоку от скользящей муфты. В дополнение, эксплуатационная обсадная колонна проперфорирована выше седла перегородки.

[0064] На фиг. 4E показан другой вид скважины фиг. 4A. Здесь, текучая среда гидроразрыва пласта закачивается вниз по стволу скважины и проходит через перфорации. В подземном пласте образуются трещины.

[0065] На фиг. 4F проиллюстрировано, что текучую среду гидроразрыва пласта продолжают закачивать вниз по стволу скважины в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на перфорациях. Давление закачивания обусловило прорыв разрывного диска, обеспечивающий суспензии перемещение вниз по стволу скважины и в направлении к открытым окнам.

[0066] На фиг. 5A и 5B проиллюстрирован альтернативный способ заканчивания перфорированной скважины. Здесь разрывной диск вновь посажен в седло перегородки. Вместе с тем, вместо применения скользящей муфты, скважина отдельно проперфорирована ниже разрывного диска.

[0067] На фиг. 5A представлена скважина с разрывным диском, севшим в седло перегородки. Скважина приняла перфорации, как выше, так и ниже седла перегородки. В подземном пласте проводят гидроразрыв через верхние перфорации.

[0068] На фиг. 5B показан другой вид скважины фиг. 5A. Текучую среду гидроразрыва пласта продолжают закачивать вниз по стволу скважины в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на верхних перфорациях. Давление закачивания обусловило прорыв разрывного диска, обеспечивающий суспензии перемещение вниз по стволу скважины и к нижним перфорациям.

[0069] На фиг. 5C представлена скважина с шаром, севшим в пробку для гидроразрыва. В стволе скважины размещены перфорации, как выше, так и ниже пробки для гидроразрыва. В подземном пласте проводят гидроразрыв через верхние перфорации.

[0070] На фиг. 5D показан другой вид скважины фиг. 5C. Текучую среду гидроразрыва пласта продолжают закачивать вниз по стволу скважины в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на верхних перфорациях. Давление закачивания обусловило срез седла в пробке для гидроразрыва, обеспечив суспензии перемещение вниз по стволу скважины и к нижним перфорациям.

[0071] На фиг. 6A и 6B проиллюстрирован другой альтернативный способ заканчивания перфорированной скважины. Здесь разрывной диск вновь сел в седло перегородки. Дополнительно, второй нижний разрывной диск сел в седло перегородки ниже нижней группы перфораций.

[0072] На фиг. 6A представлена скважина с верхним разрывным диском, севшим на седло верхней перегородки. В стволе скважины размещены перфорации, как выше, так и ниже верхнего седла перегородки. В подземном пласте проводят гидроразрыв через верхние перфорации.

[0073] На фиг. 6B показан другой вид скважины фиг. 6A. Текучую среду гидроразрыва пласта продолжают закачивать вниз по стволу скважины в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на верхних перфорациях. Давление закачивания обусловило прорыв верхнего разрывного диска, обеспечивающий суспензии перемещение вниз по стволу скважины и к нижним перфорациям.

[0074] На фиг. 7A и 7B проиллюстрирован альтернативный способ заканчивания перфорированной скважины. Здесь применяют шаровой обратный клапан в стволе скважины. Скважина отдельно проперфорирована ниже запорной арматуры.

[0075] На фиг. 7A представлена скважина с разрушающимся шаром, севшим в седло. В стволе скважины размещены перфорации, как выше, так и ниже седла. В подземном пласте проводят гидроразрыв через верхние перфорации.

[0076] На фиг. 7B показан другой вид скважины фиг. 7A. Текучую среду гидроразрыва пласта продолжают закачивать вниз по стволу скважины в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на верхних перфорациях. Давление закачивания обусловило разрушение шара, обеспечив суспензии перемещение вниз по стволу скважины и к нижним перфорациям.

[0077] На фиг. 8 показана блок схема последовательности этапов способа заканчивания скважины в одном варианте осуществления. В способе применяется запорная арматура, которую можно приводить в действие для открытия воздействию группы окон ниже перфораций, при этом устраняется условие выпадения проппанта.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ НЕКОТОРЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Определения

[0078] При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как, но без ограничения этим, галогены, металлы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические или углеводороды с нормальной цепью, и циклические углеводороды или углеводороды с замкнутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры материалов, содержащих углеводород, включают в себя любые формы природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать в качестве топлива или преобразовывать в топливо.

[0079] При использовании в данном документе термин "углеводородные текучие среды" относится к углеводороду или смесям углеводородов, являющихся газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, являющихся газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или при окружающих условиях (15°C - 20°C и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, угольный метан, сланцевую нефть, пиролизное масло, нефть, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, находящиеся в газообразном или жидком состоянии.

[0080] При использовании в данном документе, термины ʺдобываемые текучие средыʺ и ʺтекучие среды полученные при эксплуатацииʺ относятся жидкостям и/или газам, извлеченным из подземного пласта, например, богатого органическими осадками пласта горной породы. Добываемые текучие среды могут включать в себя, как углеводородные текучие среды, так и не углеводородные текучие среды. Текучие среды, полученные при эксплуатации, могут включать в себя, но без ограничения этим, нефть, природный газ, пиролизную сланцевую нефть, газ для химического синтеза, продукт пиролиза угля, двуокись углерода, серoводород и воду (в том числе, пар).

[0081] При использовании в данном документе термин "текучая среда" относится к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ, и комбинациям газов, жидкостей и твердых веществ.

[0082] При использовании в данном документе термин ʺгазʺ относится к текучей среде, находящейся в газовой фазе при давлении 1 атм и температуре 15° C.

[0083] При использовании в данном документе термин ʺнефтьʺ относится к углеводородной текучей среде, содержащей в основном смесь конденсируемых углеводородов.

[0084] При использовании в данном документе термин "подземный" относится к геологическим слоям, находящимся ниже земной поверхности.

[0085] При использовании в данном документе, термин ʺпластʺ относится к любой поддающейся определению подземной зоне. Пласт может представлять собой один или несколько нефтегазоносных слоев, один или несколько не содержащих углеводороды слоев, кровлю и/или подошву любого геологического пласта.

[0086] Термины ʺзонаʺ или ʺпродуктивная зонаʺ относятся к части пласта, содержащей углеводороды. Альтернативно, пласт может являться водоносным интервалом.

[0087] Для целей настоящей заявки термин ʺэксплуатационная обсадная колоннаʺ включает в себя колонну хвостовика или любое другое трубное изделие, закрепленное в стволе скважины в интервале продуктивной зоны, которое может доходить или может не доходить до поверхности.

[0088] При использовании в данном документе термин "скважина" относится к стволу, выполненному под землей с помощью бурения и установки труб под землей. Скважина может иметь, по существу, круглое сечение или сечение другой формы. При использовании в данном документе термин "скважина", относящийся к стволу в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".

Описание выбранных конкретных вариантов осуществления

[0089] Изобретения описаны в данном документе для некоторых конкретных вариантов осуществления. Вместе с тем, хотя следующее подробное описание является конкретизированным для частных вариантов осуществления или применения, оно является только иллюстративным и не ограничивает объем изобретений.

[0090] Некоторые аспекты изобретений описаны с использованием различных фигур. На некоторых фигурах верх чертежа обращен к поверхности, и низ чертежа к забою скважины. Хотя скважины обычно проходят заканчивание, по существу, в вертикальной ориентации, понятно, что скважины могут также проходить заканчивание, будучи наклонно-направленными и/или даже горизонтальными. Когда термины описания "верх и низ" или "верхний" и "нижний" или "ниже" используются со ссылкой на чертежи или в формуле изобретения, они указывают относительное расположение на чертеже или относительно условий формулы изобретения и не обязательно ориентацию в грунте, поскольку настоящее изобретение можно использовать независимо от ориентации скважины.

[0091] Варианты заканчивания скважины в необычных коллекторах имеют увеличенную длину. Как в вертикальных, так и в горизонтальных стволах, такие скважины требуют размещения многочисленных групп перфораций и многочисленных трещин. Известные варианты заканчивания, в свою очередь, требуют добавления скважинного оборудования, которое увеличивает стоимость, сложность и риск таких вариантов заканчивания.

[0092] Известно несколько методик для гидроразрыва многочисленных зон в стволах скважин с большим отходом, свойственных для работ по добыче углеводородов. Одна такая методика включает в себя применение стреляющих перфораторов и уплотнительных шариков для перфорационных отверстий, спускаемых в скважину поэтапно.

[0093] На фиг. 1A - 1F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины 100 с большим отходом. Скважина 100 проходит процедуру заканчивания, в которой постадийно применяют стреляющие перфораторы 150 и уплотнительные шарики 160 для перфорационных отверстий.

[0094] Первое, на фиг. 1A представлена скважина 100. Скважина 100 имеет крепление эксплуатационной обсадной колонной 120. Эксплуатационную обсадную колонну 120 образует длинный ряд трубных звеньев, свинченных с помощью резьбовых соединений торец к торцу. Эксплуатационная обсадная колонна 120 обеспечивает ствол 105 для транспортировки текучих сред в скважину 100 и из скважины 100.

[0095] Эксплуатационная обсадная колонна 120 располагается в окружающем подземном пласте 110. Пакеры для кольцевого пространства установлены по длине обсадной колонны 120 для разобщения выбранных подземных зон. Три иллюстративных зоны показаны на фиг. 1, указаны, как ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ. Пакеры, в свою очередь, обозначены позициями 115A, 115B, 115C и 115D и, в общем, размещены между зонами.

[0096] Требуется выполнить перфорирование и гидроразрыв пласта в каждой из зон A, B и C. На фиг. 1B проиллюстрирована проперфорированная зона A. Перфорации 125A выполнены с помощью детонирования зарядов, связанных со стреляющим перфоратором 150. Дополнительно, трещины 128A созданы в подземном пласте 110 в зоне A. Трещины 128A созданы с применением гидравлического разрыва по любой известной методике.

[0097] Отмечено, что в соединении с созданием трещин 128A применяется гидравлическая текучая среда 145 с проппантом. Проппант обычно является песком и применяетcя для сохранения трещины 128A открытой после сброса гидравлического давления на пласт 110. Также отмечено, что после нагнетания рабочей текучей среды 145 тонкий кольцевой гравийный фильтр остается в зоне, образованной между обсадной колонной 120 и окружающим пластом 110. Указанное видно между пакерами 115A и 115B. Гравийный фильтр предпочтительно поддерживает окружающий пласт 110 и помогает удерживать мелкие фракции от проникновения в ствол 105.

[0098] На следующем этапе выполняют гидроразрыв зоны B. Данное показано на фиг. 1C. На фиг. 1C проиллюстрировано, что пробка 140 установлена смежно с пакером 115B между зонами A и B. Дополнительно, стреляющий перфоратор 150 установлен в зоне B. Дополнительные заряды, связанные со стреляющим перфоратором, 150 детонируют, получая перфорации 125B.

[0099] Затем, как показано на фиг. 1D текучую среду 145 гидроразрыва закачивают в ствол 105. Искуственные трещины 128B создаются в подземном пласте 110 в зоне B. В дополнение, новый стреляющий перфоратор 150 спущен в скважину 100 и установлен в зоне C. Уплотнительные шарики 160 для перфорационных отверстий сброшены в скважину.

[00100] На фиг. 1E проиллюстрирован следующий этап заканчивания многозонной скважины 100. На фиг. 1E, уплотнительные шарики 160 для перфорационных отверстий попали в ствол 105 и сели в зоне B. Уплотнительные шарики 160 для перфорационных отверстий уплотняют перфорации 125B.

[00101] На фиг. 1E также отмечено, что стреляющий перфоратор 150 поднят в стволе 100 до зоны C. Оставшиеся заряды, связанные со стреляющим перфоратором 150, детонируют, получая новые перфорации 125C. После перфорирования текучая среда 145 гидроразрыва подается насосом в ствол 105 за стреляющим перфоратором 150.

[00102] Наконец, на фиг. 1F проиллюстрировано дополнительное закачивание текучей среда 145 гидроразрыва в скважину 100. Конкретно, текучую среду 145 гидроразрыва закачивают через новые перфорации 125C в зоне C. Искуственные трещины 128C созданы в подземном пласте 120 в зоне C. Заряды ВВ в стреляющем перфораторе 150 израсходованы и стреляющий перфоратор поднимают из скважины 100.

[00103] Процедура многозонного заканчивания фиг. 1A - 1F известна как способ ʺПерфорирования точно в срокʺ (JITP). Способ JITP представляет собой высокоэффективный способ, вследствие того, что текучую среду гидроразрыва пласта можно подавать в скважину, когда стреляющий перфоратор находится в скважине. Когда перфорации пробиты и трещины созданы, сбрасывают уплотнительные шарики для перфорационных отверстий. Когда уплотнительные шарики для перфорационных отверстий садятся на перфорации, стреляющий перфоратор отстреливают в следующей зоне. Данные этапы повторяют для многочисленных зон до израсходования всех зарядов стреляющих перфораторов. Затем устанавливают новую пробку 140, и процесс начинают сначала.

[00104] Способ JITP требует малых объемов промывки и дает возможность управлять выпадениями проппанта в зонах. Вместе с тем, способ требует разбуривания многочисленных пробок в скважине с большим отходом. В дополнение, даже данная процедура является уязвимой по выпадению проппанта в самой верхней зоне на стадии многозонной обработки. В этой связи, если возникает выпадение проппанта вдоль иллюстративной зоны C во время закачивания, должна проводиться промывка скважины. Указанное имеет место, поскольку суспензию 145 невозможно полностью закачать через перфорации 125C и в пласт, вследствие присутствия уплотнительных шариков 160 для перфорационных отверстий в зоне B и мостовой пробки 140 выше зоны A.

[00105] Альтернативная процедура заканчивания, которую применяют, является традиционной методикой установки мостовой пробки и перфорирования ʺPlug and Perfʺ. Данное проиллюстрировано на фиг. 2A - 2F. На чертежах фиг. 2 представлена последовательность установки на видах сбоку нижней части скважины 200. Скважина 200 проходит процедуру заканчивания, в которой постадийно применяют пробки 240 для перфорирования и стреляющие перфораторы 250.

[00106] На фиг. 2A представлена скважина 200 с креплением эксплуатационной обсадной колонной 220. Скважина 200 является идентичной скважине 100 фиг. 1A. Скважина 200 имеет крепление эксплуатационной обсадной колонной 220. Эксплуатационная обсадная колонна 220 обеспечивает ствол 205 для транспортировки текучих сред в скважину 200 и из скважины 200. Эксплуатационная обсадная колонна 220 располагается в окружающем подземном пласте 210.

[00107] Пакеры для кольцевого пространства вновь расположены вдоль обсадной колонны 220 для разобщения выбранных подземных зон, идентифицированных, как ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ. Пакеры, в свою очередь, обозначены позициями 215A, 215B, 215C и 215D.

[00108] Для заканчивания скважины 200 каждую из зон A, B и C перфорируют. На фиг. 2B стреляющий перфоратор 250 спущен в ствол 205. Стреляющий перфоратор 250 установлен в зоне A. Перфорации 225A созданы в эксплуатационной обсадной колонне 120 с помощью детонирования зарядов, связанных со стреляющим перфоратором 250.

[00109] Вмсте со стреляющим перфоратором 250 установлена пробка 240A. На практикe пробку 240A обычно спускают в ствол 205 на нижнем конце стреляющего перфоратора на каротажном кабеле 255. Другими словами, пробку 240A и стреляющий перфоратор 250 спускают в скважину 200 вместе перед детонированием зарядов.

[00110] Затем, текучую среду 245 гидроразрыва нагнетают во вновь созданные перфорации 225A. Текучая среда 245 гидроразрыва с проппантом нагнетается под давлением для прохода через перфорации 225A и в пласт 210. Таким способом создают искуственные трещины 228A.

[00111] На фиг. 2C проиллюстрировано, что трещины 228A созданы в подземном пласте 210 в зоне A. Проппант теперь виден рсполагающимся в кольцевом пространстве в зоне A. Таким образом, образуется в некотором роде гравийный фильтр.

[00112] В способе заканчивания, показанном на чертежах последовательности фиг. 2, процесс перфорирования и гидроразрыва пласта в зоне A повторяется в соединении с зонами B и C. На фиг. 2D проиллюстрировано, что второй стреляющий перфоратор 250 и вторая пробка 240B спущены в скважину 200. Стреляющий перфоратор 250 установлен в зоне B, а пробка 240B установлена смежно с пакером 215B. Дополнительно, заряды связанные со стреляющим перфоратором 250 детонировали, выполнив новые перфорации 225B в зоне B.

[00113] Затем текучую среду 245 гидроразрыва нагнетают во вновь созданные перфорации 225B. Текучую среду 245 гидроразрыва с проппантом нагнетают под давлением для прохода через перфорации 225B и в пласт 210. Таким способом, и как показано на фиг. 2E, создают новые искуственные трещины 228A.

[00114] Процесс ʺPlug and Perfʺ повторяется для зоны C. На фиг. 2F проиллюстрировано, что третий стреляющий перфоратор 250 спущен в ствол 205 смежно с зоной C, и третья пробка 24°C установлена смежно с пакером между зонами B и C. Дополнительно, стреляющий перфоратор 250 показан выполняющим перфорации в зоне C. Понятно что трещины (не показано) затем создаются в подземном пласте 210 в зоне C с применением текучей среды гидроразрыва пласта (также не показано).

[00115] Для перфорирования многочисленных зон, процесс ʺPlug and Perfʺ требует применения многочисленных отдельных пробок. Данные пробки, в свою очередь, должны разбуриваться до начала эксплуатации. Дополнительно, процесс ʺPlug and Perfʺ требует больших объемов промывки и является также уязвимым для выпадения проппанта. В этой связи, если возникает выпадение проппанта в любой зоне во время закачивания, должна проводиться промывка скважины. Указанное происходит, поскольку суспензия не может полностью закачиваться через перфорации и в пласт или дальше вниз по стволу скважины, вследствие присутствия мостовой пробки (такой как пробка 240C) непосредственно ниже проектной зоны.

[00116] Еще одна процедура заканчивания, которую применяют, включает в себя установку многочисленных муфт для гидроразрыва (или ʺмуфт гидроразрываʺ) вдоль эксплуатационной обсадной колонны. Указанное известно, как заканчивание ʺс шаром и муфтойʺ. Методика заканчивания с шаром и муфтой проиллюстрирована на фиг. 3A - 3F. На чертежах фиг. 3 представлен ряд видов сбоку нижней части скважины 300. Скважина 300 проходит процедуру заканчивания, где постадийно применяют муфты 321 гидроразрыва.

[00117] Первым на фиг. 3A представлена скважина 300. Скважина 300 является идентичной скважине 100 фиг. 1A. Скважина 300 имеет крепление эксплуатационной обсадной колонной 320, которое обеспечивает ствол 305 для транспортировки текучих сред в скважину 300 и из нее. Пакеры 315A, 315B, 315C 315D для кольцевого пространства установлены по длине обсадной колонны 320 для разобщения выбранных подземных зон. Зоны указаны позициями ʺAʺ, ʺBʺ и ʺCʺ.

[00118] В способах заканчивания, показанных в последовательностях фиг. 1 и фиг. 2, каждую из зон A, B и C последовательно перфорируют. Вместе с тем, в последовательности процесса заканчивания фиг. 3 применяютcя муфты 321A, 321B, 321C для гидроразрыва. Муфты 321A, 321B, 321C для гидроразрыва последовательно открывают, применяя шары 323A, 323B, 323C. Указанное обеспечивает открытие окон воздействию на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны 320.

[00119] Посмотрев теперь на фиг. 3B, можно видеть, что муфта 321А для гидроразрыва установлена в зоне A. Шар 323A сброшен в скважину 300 и сел в седло, связанное с муфтой 321А для гидроразрыва.

[00120] На фиг. 3C проиллюстрировано, что гидравлическое давление приложено для открытия муфты 321А для гидроразрыва. Уканное произведено с помощью закачивания текучей среды 345 гидроразрыва в ствол 305. Как показано на фиг. 3C, текучая среда 345 гидроразрыва проходит через муфту 321А для гидроразрыва в кольцевую зону между эксплуатационной обсадной колонной 320 и окружающим подземным пластом 310 и в сам пласт 310. Трещины 328A создаются в подземном пласте 310 в зоне A. Дополнительно, теперь виден проппант размещенный в кольцевом пространстве в зоне A.

[00121] В способе заканчивания последовательности чертежей фиг. 3 процесс открытия муфты и гидроразрыва пласта в зоне A повторяется в соединении с зонами B и C. На фиг. 3D проиллюстрировано, что второй шар 323B сброшен в скважину 300 и сел на муфту 321B. Муфта 321B располагается в зоне B.

[00122] На фиг. 3E проиллюстрировано, что гидравлическое давление приложено для открытия муфты 321В гидроразрыва. Указанное производят с помощью закачивания текучей среды 345 гидроразрыва в скважину 300. Трещины создаются в подземном пласте 310 в зоне B. Проппант виден размещенным теперь в кольцевом пространстве в зоне B.

[00123] Процесс ʺс шаром и муфтойʺ повторяют для зоны C. На фиг. 3F проиллюстрировано, что третий шар 323C сброшен в ствол 305. Шар 323C сел на муфту 321С гидроразрыва смежно с зоной C. Понятно что трещины (не показано) затем создаются в подземном пласте 310 в зоне C.

[00124] Применение муфт 321A, 321B, 321C, как показано на последовательности фиг. 3 уменьшает объемы промывки, требуемые для заканчивания. Данное, в свою очередь, уменьшает отрицательное воздействие на окружающую среду. Одновременно, применение многочисленных муфт создает более высокий риск, связанный с оборудованием и более высокий риск выпадения проппанта. Если возникает выпадение проппанта в любой зоне во время закачивания, должна проводиться промывка скважины. Указанное происходит, поскольку суспензию не могут полностью перекачать через перфорации и в пласт, вследствие присутствия уплотненной муфты.

[00125] С получением признания необходимости ʺвысокоточной обработки пласта для интенсификации притокаʺ число стадий могут увеличивать в будущем для данного отрезка длины скважины. Вместе с тем, опыт собработки пласта для интенсификации притока в одной зоне показал, что при делении ствола на более мелкие участки для обработки риск выпадения проппанта увеличивается. Данное означает, что шансы закачивания в легко обрабатываемую горную породу уменьшаются. Устранение нарушении от выпадения проппанта для заканчивания только с муфтами гидроразрыва является очень затратным и обычно включает в себя подземный ремонт скважины и удаление (т.e., разрушение) оборудования, размещенного в скважине во время операций бурения.

[00126] По данным и возможным другим причинам требуется модифицировать процедуры, представленные в процессах, последовательности фиг. 1, последовательности фиг. 2 и последовательности фиг. 3. Конкретно, требуется замена скважинных пробок и муфт запорной арматурой, которая создает барьер для текучей среды, но при этом барьер для текучей среды может быть избирательно удален с применением увеличенных давлений закачивания для открытия воздействию окна, проходящего через эксплуатационную обсадную колонну. В данном способе суспензию можно закачивать через открытое при этом воздействию окно. Данное обеспечивает непрерывное закачивание текучих сред гидроразрыва пласта в скважине, даже когда возникает выпадение проппанта.

[00127] Различные способы создания запорной арматуры в стволе скважины, который снимает барьер для прохода текучей среды на забое, предусмотрены и описаны ниже.

[00128] На фиг. 4A - 4F представлена последовательность видов сбоку нижней части скважины 400. Скважина 400 проходит процедуру заканчивания, которая включает в себя перфорацию и гидроразрыв пласта по меньшей мере одной продуктивной зоны. Скважина 400 образует ствол 405, который пройден через подземный пласт 410. На иллюстративной последовательности фиг. 4, заканчивание скважины 400 выполняют в горизонтальной ориентации.

[00129] На фиг. 4A представлена скважина 400. Скважина 400 проходит заканчивание с эксплуатационной обсадной колонной 420. Эксплуатационная обсадная колонна 420 представляет собой ряд стальных трубных звеньев, свинченных торец к торцу. Эксплуатационная обсадная колонна 420 обеспечивает путь для текучих сред в скважину 400 и из нее.

[00130] Кольцевая зона 415 располагается между эксплуатационной обсадной колонной 420 и окружающим скелетом горной породы подземного пласта 410. Кольцевая зона 415 заполнена цементом, как известно в технике бурения и заканчивания. В случае применения так называемых набухающих пакеров в кольцевой зоне 415 (см., например, пакеры 115A, 115B, 115C и 115D набор чертежей фиг. 1), кольцевую зону 415 не цементируют.

[00131] Муфта 440 для гидроразрыва установлена в эксплуатационной обсадной колонне 420. Муфта 440 для гидроразрыва образует гидравлически управляемую запорную арматуру. Данная запорная арматура может представлять собой, например, Falcon Hydraulic-Actuated Valve от компании Schlumberger limited, Sugar Land, Texas. Муфта 440 для гидроразрыва включает в себя седло 442. Седло 442 выполнено с размерами для приема шара 450. Как показано на фиг. 4A, шар 450 сброшен и перемещается вниз по стволу 400 скважины, как указано стрелкой B, к седлу 442. После посадки в седло 442 шар 450 должен герметизировать сквозное отверстие 445 в муфте 440.

[00132] Как показано на фиг. 4A, скважина 400 также включает в себя седло 462 перегородки. Седло 462 перегородки образует переводник, который свинчен в линию с эксплуатационной обсадной колонной 420. Седло 462 перегородки выполнено с размерами для приема разрывного диска, показанного на фиг. 4C и 4D позицией 460.

[00133] На фиг. 4B представлен следующий вид скважины 400. Здесь, шар 450 сел в седло 442 муфты 460 для гидроразрыва. Шар 450 обеспечивает существенное работающее под давлением уплотнение, создающее барьер для текучей среды в стволе 405.

[00134] На фиг. 4B также проиллюстрировано, что муфта 440 для гидроразрыва переместилась. Данное означает, что шар 450 приложил давление на седло 462, обуславливающее сдвиг муфты 440 открывающий воздействию одно или несколько окон 455. Давление прикладывается с помощью нагнетания текучей среды в скважину и приложения давления текучей среды с применением насосов (не показано) на поверхности.

[00135] Можно также видеть, что в некоторой степени произошел гидроразрыв пласта. По меньшей мере одна небольшая трещина 458, или ʺмикротрещинаʺ создана в подземном пласте 410 в результате нагнетания текучих сред под давлением. Предпочтительно, текучая среда является рассолом или другой текучей средой на водной основе, которая вторгается в приствольную зону скважины.

[00136] Ниже фиг. 4C и 4D рассмотрены вместе. На фиг. 4C проиллюстрирована установка разрывного диска 460 в стволе 405. Разрывной диск 460 подается насосом на забой скважины, как указано стрелкой D. На фиг. 4D, разрывной диск 460 сел в седло 462 перегородки. Седло 462 перегородки располагается вблизи муфты 440 для гидроразрыва и непосредственно над вновь открытыми воздействию окнами 455 прохода потока.

[00137] Разрывной диск 460 включает в себя диафрагму или другое чувствительное к воздействию давления устройство. Чувствительное к воздействию давления устройство имеет расчетный параметр прорыва. Когда давление в стволе 405 превышает расчетный параметр прорыва, диск 460 должен прорываться, обеспечивая сквозной проход текучей среды. До прорыва диск 460 создает барьер для прохода текучей среды через ствол 405.

[00138] Также на фиг. 4D видна новая группа перфораций 478. Перфорации 478 созданы проходящими сквозь обсадную колонну 420 и в подземный пласт 410. Перфорации простреливались с применением стреляющего перфоратора (не показано). Стреляющий перфоратор может являться избирательно отстреливаемым стреляющим перфоратором, который производит, например, 16 выстрелов. Стреляющий перфоратор имеет связанные заряды, которые детонируют для производства выстрелов из стреляющего перфоратора по окружающей эксплуатационной обсадной колонне 420. Обычно, стреляющий перфоратор 420 содержит столбчатую кассету с кумулятивными зарядами, распределенными по длине стреляющего перфоратора 420 и ориентированными согласно техническим условиям.

[00139] Альтернативно, стреляющий перфоратор может быть частью компоновки автономного стреляющего перфоратора, такой как описанная в публикации U.S. Patent Publ. No. 2013/0062055. Компоновка автономного стреляющего перфоратора выполнена с возможностью выпуска в скважину 400 и являться самоуправляемой. В этой связи, компоновка не требует каротажного кабеля и не нуждается в ином механическом соединении или электронном соединении с оборудованием за пределами скважины. Способ доставки на место может включать в себя доставку под действием силы тяжести, подачу насосом или скважинным трактором.

[00140] Компоновка автономного стреляющего перфоратора, в общем, включает в себя стреляющий перфоратор, глубиномер и бортовой контроллер. Глубиномер может являться, например, локатором муфт обсадной колонны, который измеряет магнитный поток, когда компоновка спускается в скважине. Аномалии в магнитном потоке интерпретируют, как муфты обсадной колонны, расположенные по длине обсадной колонны. Местоположение компоновки в стволе скважины становится известным в результате подсчета муфт по длине обсадной колонны, когда компоновка перемещается вниз в скважине.

[00141] Бортовой контроллер запрограммирован для передачи сигнала приведения в действие. Сигнал передается на стреляющий перфоратор, когда компоновка достигла выбранного местоположения на отрезке длины скважины. В варианте фиг. 4B такое местоположение имеет глубину, которая выше муфты 440 для гидроразрыва и находтся в продуктивной зоне. Для подтверждения местоположения контроллер можно предварительно программировать согласно известной каротажной диаграммы обсадной колонны или пласта. Контроллер сравнивает отсчеты, взятые в режиме реального времени локатором муфт обсадной колонны или другим каротажным инструментом с предварительно загруженной каротажной диаграммой.

[00142] Автономная компоновка может также включать в себя источник электропитания. Источником электропитания могут являться, например, одна или несколько литиевых батарей или аккумуляторная батарея. Источник электропитания должен располагаться в кожухе вместе с бортовым контроллером. Стреляющий перфоратор, средство локации, бортовой контроллер и аккумуляторная батарея вместе имеют размеры и выполнены с возможностью развертывания в стволе скважины, как автономного блока.

[00143] Автономная компоновка образует удлиненный корпус. Компоновка предпочтительно изготовлена из материала, который является хрупким или ʺломкимʺ. В этой связи, он выполнен с возможностью разрушения, когда заряды, связанные со стреляющим перфоратором детонируют.

[00144] Компоновка заканчивания предпочтительно оборудована специальным алгоритмом локации инструмента. Алгоритм обеспечивает инструменту точное отслеживание муфт обсадной колонны в пути к выбранному местоположению на забое скважины. Заявка U.S. Patent Appl. No. 13/989,726, зарегистрирована 24 мая 2013 г., раскрывает способ приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины. Данная патентная заявка имеет название ʺMethod of Automatic Control and Positioning of Autonomous Downhole Toolsʺ. Заявка опубликована в публикации U.S. Patent Publ. No. 2013/0255939.

[00145] Согласно публикации U.S. Patent Publ. No. 2013/0255939, оператор должен вначале получить набор данных локатора муфт обсадной колонны (ЛМ) из скважины. Указанное предпочтительно выполняют, применяя традиционный локатор муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны (ЛМ) спускают в скважину на каротажном кабеле или электрическом кабеле для обнаружения магнитных аномалий по длине обсадной колонны. Набор данных ЛМ коррелирует непрерывно записываемые магнитные сигналы с измеренной глубиной. Более конкретно, глубины муфт обсадной колонны можно определять на основе длины и скорости каротажного кабеля, вытягивающего каротажный средство ЛМ. Таким способом, выполняют первую каротажную диаграмму ЛМ для скважины.

[00146] На практикe первую каротажную диаграмму ЛМ загружают в процессор, который является частью бортового контроллера. Бортовой контроллер обрабатывает данные сигналов глубины, генерируемые локатором муфт обсадной колонны. В одном аспекте бортовой контроллер сравнивает генерируемые сигналы с локатора положения с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов скважины из предыдущей каротажной диаграммы ЛМ.

[00147] Бортовой контроллер запрограммирован для непрерывной записи магнитных сигналов при проходе автономного инструмента мимо муфт обсадной колонны. Таким образом выполняют вторую каротажную диаграмму ЛМ. Процессор или бортовой контроллер, преобразует записанные магнитные сигналы второй каротажной диаграммы ЛМ, применяя статистический анализ методом движущегося окна. Дополнительно, процессор с определенным шагом сравнивает преобразованную вторую каротажную диаграмму ЛМ с первой каротажной диаграммой ЛМ во время развертывание скважинного инструмента для корреляции значений, указывающих местоположения муфт обсадной колонны. Данное предпочтительно выполняют с помощью алгоритма сравнения с образцом. Алгоритм коррелирует индивидуальный пики или даже группы пиков, представляющие местоположения муфт обсадной колонны. В дополнение, процессор запрограммирован для распознавания выбранного местоположения в стволе скважины, и затем передачи активирующего сигнала на управляемое скважинное устройство или инструмент, когда процессор распознал выбранное местоположение.

[00148] В некоторых случаях оператор может иметь доступ к схеме скважины, предоставляющей точную информацию, касающуюся расстановки скважинных маркеров, таких как муфты обсадной колонны. Бортовой контроллер можно тогда запрограммировать на подсчет муфт обсадной колонны, с определением при этом местоположения инструмента при его перемещении вниз в стволе скважины.

[00149] В некоторых случаях эксплуатационная обсадная колонна может быть специально спроектирована с так называемыми короткими звеньями, то есть, заданными звеньями только, например, длиной 15 или 20 футов (4,6 или 6,1 м), отличающейся от ʺстандартнойʺ длины, выбраннной оператором для заканчивания скважины, такой как 30 футов (9,2 м). В данном случае бортовой контроллер может использовать не единообразную расстановку, обеспечиваемую короткими звеньями, как средство проверки или подтверждения местоположения в стволе скважины при перемещении компоновки заканчивания по обсадной колонне.

[00150] В одном варианте осуществления способ дополнительно содержит преобразование набора данных ЛМ для первой каротажной диаграммы ЛМ. Указаанное также выполняют применяя статистический анализ методом движущегося окна. Первую каротажную диаграмму ЛМ загружают в процессор, как первую преобразованную каротажную диаграмму ЛМ. В данном варианте осуществления процессор с определенным шагом сравнивает вторую преобразованную каротажную диаграмму ЛМ с первой преобразованной каротажной диаграмма ЛМ для коррелирования значений, указывающих местоположения муфт обсадной колонны.

[00151] Понятно что глубиномер может быть любым другим каротажным инструментом. Например, бортовым глубиномером может быть аппаратура гамма-каротажа, аппаратура плотностного каротажа, аппаратура нейтронного каротажа или другая аппаратура каротажна. В данном случае, контроллер сравнивает отсчеты в режиме реального времени с каротажного инструмента с заранее загруженной диаграммой гамма-каротажа или нейтронного каротажа. Альтернативно, глубиномер может являться локационным датчиком (таким как инфракрасное (ИК) считывающее устройство), которое обнаруживает маркеры установленные вдоль обсадной колонны (такие как ИК приемопередатчик). Бортовой контроллер передает сигнал приведения в действие на стреляющий перфоратор, когда локационный датчик распознал один или несколько выбранных маркеров вдоль обсадной колонны.

[00152] В одном варианте осуществления алгоритм взаимодействует с бортовым акселерометром. Акселерометр является прибором, который измеряет ускорение, возникающее во время свободного падения. Акселерометр может иметь функциональные возможности по нескольким осям обнаруживать абсолютную величину и направление ускорения, как векторной величины. Будучи на связи с аналитическим программным обеспечением, акселерометр обеспечивает подтверждение положения объекта.

[00153] Дополнительные детали для алгоритма локации инструмента раскрыты в публикации U.S. Patent Publ. No. 2013/0255939, упомянутной выше. Данная родственная заявка совместного рассмотрения полностью включена в виде ссылки в данном документе.

[00154] Для предотвращения преждевременного приведения в действие предусмотрена последовательность шиберных задвижек. Заявка U.S. Patent Appl. No. 14/005,166 описывает компоновку стреляющего перфоратора, выпускаемого из оборудования устья скважины. Данная заявка была зарегистрирована 13 сентября 2013 г., под названием ʺSafety System for Autonomous Downhole Toolʺ. Заявка была опубликована, как U.S. Patent Publ. No. 2013/0248174. Фиг. 8 и соответствующее рассмотрение шиберных задвижек в данной опубликованной заявке включены в данном документе в виде ссылки.

[00155] После простреливания перфораций оператор начинает гидроразрыв пласта. На фиг. 4E показано перемещение суспензии 470 через ствол 405. Суспензия подается насосом на забой скважины, как указано стрелками S. Когда суспензия 470 достигает перфораций, суспензия вторгается в подземный пласт 410, создавая туннели и микротрещины 478 в горной породе.

[00156] Отмечено, что разрывной диск 460 предотвращает перемещение суспензии вниз в окна 458 для прохода потока в муфте 440 для гидроразрыва. Важно, что разрывной диск 460 выполнен с расчетным параметром прорыва, значение которого выше расчетного давления разрыва пласта. В идеале, оператор или инженер по заканчиванию должен заранее определить расчетное давление разрыва пласта на основе геомеханического моделирования, данных по месторождению и/или полученных из опыта работ на месторождении. Разрывной диск, имеющий расчетный параметр прорыва со значением, достаточно превышающим давление разрыва пласта, выбирают для предотвращения аварийного прорыва во время закачивания.

[00157] Наконец, на фиг. 4F проиллюстрировано, что возникли условия выпадения проппанта. Песок или другой проппант плотно заполнил перфорации 475 и трещины 478, даже до точки где дополнительная суспензия не может больше закачиваться. Такое возникает, когда водный (или другой) носитель уходит в пласт, оставляя на месте частицы песка.

[00158] Оператор на поверхности должен распознавать, что условие выпадения проппанта возникло, наблюдая за работой наземных насосов. В этой связи, давление должно быстро расти в скважине, давая отсчеты быстро растущего давления на поверхности. В условиях обычных работ от оператора требуется снизить скорость закачки для предотвращения превышения давлением в стволе величины расчетного параметра прорыва и максимальных окружных и растягивающих напряжений в обсадной колонне и предотвращения повреждений наземной запорной арматуры. Оператор может затем ожидать обратный приток скважины, используя забойное давление для выталкивания насыщенной проппантом суспензии обратно из скважины и на поверхность. В известных процедурах, если скорость является недостаточной, проппант должен осаждаться в обсадной колонне и на интервале пяты скважины, создавая мост проппанта, который должен быть удален механически для получения возможности продолжения работы. С другой стороны, если давление слишком быстро уменьшается на поверхности, высокий расход проппанта может обуславливать значительное абразивное повреждение запорной арматуры и трубной разводки при проходе через трубы значительно меньшего диаметра.

[00159] В новаторском способе, показанном последовательности чертежей фиг. 4, проблема выпадения проппанта снимается самоочисткой. В этой связи, избыточное давление созданное закачиванием и гидростатическим давлением насыщенной проппантом суспензии во время выпадения проппанта должно вызывать прорыв диафрагмы в разрывном диске 460. Такой случай показан на фиг. 4F.

[00160] Как можно видеть на фиг. 4F, сквозное отверстие 465 образовано в разрывном диске 460. Суспензия 470, оставшаяся в стволе скважины теперь перемещается через сквозное отверстие 465. Дополнительно, суспензия 470 перемещается через окно 455 прохода потока муфты 440 для гидроразрыва. Таким образом, проблема выпадения проппанта снимается.

[00161] В способе, показанном на последовательности чертежей фиг. 4, разрывной диск 460 служит в качестве запорной арматуры. Запорная арматура ʺоткрываетсяʺ в ответ на давление в стволе скважины, возникающее во время выпадения проппанта. Когда запорная арматура 460 открывается, барьер для прохода потока текучей среды вниз по стволу скважины удаляется, открывая воздействию окно 455 прохода потока. Данное, в свою очередь, сбрасывает избыточное давление в стволе скважины.

[00162] Отмечено, что разрывной диск 460 фактически является возможным признаком в способе последовательности фиг. 4. Способ можно модифицировать, исключив разрывной диск 460 и просто применяя муфту 440 для гидроразрыва, как запорную арматуру, котрая открывается. В данном случае муфта 440 удерживается в своем закрытом положении во время выполнения перфорирования и гидроразрыва, и открывается только если возникает повышенное давление в стволе скважины, указывающее на выпадение проппанта. В результате окна 455 прохода потока открываются на этапе фиг. 4E а не фиг. 4B.

[00163] В другом варианте осуществления разрывной диск применяетcя без муфты для гидроразрыва. На фиг. 5A и 5B показан такой способ.

[00164] Первое, на фиг. 5A проиллюстрирована скважина 500, проходящая заканчивание. Скважина 500 проходит заканчивание в горизонтальной ориентации. Оборудование заканчивание скважины 500 включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 520, зацементированную на месте в окружающем подземном пласте 510. Возможный цемент показан в кольцевом пространстве 515 вокруг обсадной колонны 520.

[00165] На данном виде скважина 500, прошедшая заканчивание в двух продуктивных зонах, указана с отдельными перфорациями, позиции 575' и 575''. Нижняя продуктивная зона, указанная с перфорациями, позиция 575', подвергнута гидроразрыву. Трещины показаны несколько схематично позицией 578'. Верхняя продуктивная зоны, указанная перфорациями 575'', также подвергнута гидроразрыву. Трещины показаны позицией 578''.

[00166] На фиг. 5A разрывной диск 560 подан насосом в ствол 505. Диск 560 сел в седло 562 перегородки. Седло 562 перегородки установлено выше нижней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 575'. Таким образом, разрывной диск 560 располагается между нижней группой перфораций 575' и верхней группой перфораций 575''.

[00167] Разрывной диск 560 включает в себя работающую под давлением диафрагму 564. Диафрагма 564 имеет разрывное давление, которое выше расчетного давления гидроразрыва пласта для верхних перфораций 575''. Конкретно, диск 560 выполнен с возможностью разрыва в случае выпадения проппанта во время гидроразрыва пласта верхних перфораций 575''. Таким образом, расчетный параметр прорыва для разрывного диска 560 и его диафрагмы 564 разработан для аппроксимации давления, которое должно возникать в стволе 500 скважины в случае выпадения проппанта.

[00168] На фиг. 5B показано, что возникло условие выпадения проппанта. Можно видеть, что суспензия 570 переместилась мимо верхних перфораций 575 и переместилась по стволу 505 к нижней группе перфораций 575'. Рост давления вследствие выпадения проппанта обусловил разрыв работающую под давлением диафрагмы 564, с созданием нового сквозного отверстия 565 в разрывном диске 560. Суспензия 570 должна пройти к нижней группе перфораций 575', как указано стрелками S. Таким образом, разрывной диск 560 служит, по существу, клапаном сброса давления.

[00169] В другом варианте осуществления применяют пробку для гидроразрыва, которая может срезаться в ответ на возникновение состояние выпадения проппанта. На фиг. 5C и 5D показан такой способ.

[00170] Первое, на фиг. 5C показана, как и на фиг. 5A, скважина 500, проходящая заканчивание. Скважина 500 проходит заканчивание в горизонтальной ориентации. Оборудование заканчивания скважины 500 включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 520, зацементированную на месте в окружающем подземном пласте 510. Возможный цемент показан в кольцевом пространстве 515 вокруг обсадной колонны 520.

[00171] На фиг. 5C пробка 580 для гидроразрыва установлена вместе с обсадной колонной 520. Пробка 580 для гидроразрыва может быть, например, композитной пробкой для гидроразрыва фирмы Halliburton с шаром, с клеткой и седлом. Пробка 580 для гидроразрыва включает в себя седло 584 с размерами для приема шара 550. Шар 550 сел в седло 584 выше нижней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 575'. Таким образом, шар 550 располагается между нижней группой перфораций 575' и верхней группой перфораций 575''.

[00172] Пробка 580 для гидроразрыва включает в себя срезные штифты 582, выполненные с возможностью высвобождения в ответ на давление текучей среды в стволе 505, которое больше давления выпадения проппанта во время гидроразрыва пласта верхних перфораций 575''. указанное давление выше расчетного давления гидроразрыва пласта для верхних перфораций 575''. Седло 584 удерживают срезные штифты, которые высвобождают запорную арматуру (шар 550 и седло 584) когда превышен проектный перепад давления, наиболее вероятно, обусловленный выпадением проппанта в верхнеее образование 575ʺ.

[00173] На фиг. 5D показано, что возникло условие выпадения проппанта. Можно видеть, что суспензия 570 переместилась мимо верхних перфораций 575ʺ и переместилась вниз по стволу 505 к нижней группе перфораций 575'. Рост давления вследствие выпадения проппанта обусловил срезание штифтов 582 на пробке 580 для гидроразрыва, обеспечив суспензии 570 перемещение к нижней группе перфораций 575', как указано стрелками S. Шар 550 и седло 584 падают в стволе 500 скважины. Таким образом, устройство с шаром и седлом высвобождаемой пробки 580 для гидроразрыва служит, по существу, клапаном сброса давления.

[00174] В другом варианте осуществления применяют два разрывных диска между верхними и нижними продуктивными зонами без муфты для гидроразрыва. На фиг. 6A и 6B показан такой способ.

[00175] Первое, на фиг. 6A показана скважина 600, проходящая заканчивание. Скважина 600 проходит заканчивание в горизонтальной ориентации. Оборудование заканчивания скважины 600 включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 620, зацементированную на месте в окружающем подземном пласте 610. Возможный цемент показан в кольцевом пространстве 615 вокруг обсадной колонны 620.

[00176] На фиг. 6A, скважина 600 прошла заканчивание на интервале двух продуктивных зон, указанных отдельными перфорациями, позиции 675' и 675''. Нижняя продуктивная зона, указанная перфорациями, позиция 675', прошла гидроразрыв. Трещины показаны несколько схематично позицией 678'. Верхняя продуктивная зона, указанная перфорациями 675'', также прошла гидроразрыв. Трещины показаны позицией 678''.

[00177] На фиг. 6A верхний разрывной диск 660'' подан насосом вниз по стволу 605. Диск 660'' сел на седло 662'' верхней перегородки. Седло 662'' верхней перегородки установлено выше нижней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 675'. Таким образом, разрывной диск 660'' располагается между верхней группой 675'' и нижней группой 675' перфораций.

[00178] Верхний разрывной диск 660'' включает в себя работающую под давлением диафрагму 664''. Диафрагма 664'' имеет разрывное давление выше расчетного давления гидроразрыва для пласта 610. Конкретно, диск 660'' выполнен с возможностью разрыва в случае выпадения проппанта во время гидроразрыва пласта верхних перфораций 675''. Таким образом, расчетный параметр прорыва для разрывного диска 660'' и его диафрагмы 664'' принят для аппроксимации давления в скважине 600 в случае выпадения проппанта.

[00179] Скважина 600 также включает в себя нижний разрывной диск 660'. Нижний разрывной диск 660' ранее подан насосом вниз по стволу 605 впереди верхнего разрывного диска 660''. Нижний разрывной диск 660' имеет размеры для прохода через седло 662'' верхней перегородки и посадки в седло 662' нижней перегородки. Седло 662' нижней перегородки установлено ниже нижней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 675'.

[00180] Нижний разрывной диск 660' также включает в себя работающую под давлением диафрагму 664'. Диафрагма 664' имеет разрывное давление выше расчетного параметра прорыва для верхнего разрывного диска 660''. Конкретно, диск 660' выполнен с возможностью выдерживать даже прогнозируемое выпадение проппанта во время гидроразрыва пласта верхних перфораций 675''.

[00181] На фиг. 6B показано, что возникло условие выпадения проппанта. Можно видеть, что суспензия 670 переместилась мимо верхних перфораций 675'' и переместилась вниз по стволу 605 к нижней группе перфораций 675'. Рост давления вследствие выпадения проппанта обусловил прорыв работающей под давлением диафрагмы 664' в верхнем разрывном диске 660'', создавший новое сквозное отверстие 665'' в разрывном диске 660''. Нижний разрывной диск 660' остается целым, и направляет суспензию 670 на вход в нижнюю группу перфораций 675', как указано стрелками S.

[00182] Как можно видеть, первый разрывной диск 660'' вновь служит, по существу, клапаном сброса давления.

[00183] В другом варианте осуществления применяетcя пробка для гидроразрыва с удаляемым шаром без муфты для гидроразрыва. На фиг. 7A и 7B показан такой способ.

[00184] Первое, на фиг. 7A показана другая скважина 700, проходящая процедуры заканчивания. Скважина 700 проходит заканчивание в горизонтальной ориентации. Оборудование заканчивания скважины 700 включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 720, зацементированную на месте в окружающем подземном пласте 710. Возможный цемент показан в кольцевом пространстве 715 вокруг обсадной колонны 620.

[00185] Принимая во внимание фиг. 7A, скважина 700 также проходит заканчивание на интервале двух продуктивных зон, указанных отдельными перфорациями, позиции 775' и 775''. Нижняя продуктивная зона, указанная перфорациями, позиция 775', прошла гидроразрыв. Трещины показаны несколько схематично позицией 778'. Верхняя продуктивная зона, указанная перфорациями 775'', также прошла гидроразрыв. Трещины показаны здесь позицией 778''.

[00186] На фиг. 7A шаровой обратный клапан 760 установлен в интервале подземного пласта 710. Клапан 760 содержит переводник, который свинчен в линию с эксплуатационной обсадной колонной 720. Клапан 760 имеет седло 762, с размерами для приема шара 750. На фиг. 7A можно видеть, что шар 750 был сброшен в ствол 705 и сел в седло 762, при этом создав работающее под давлением уплотнение, которое предотвращает проход текучей среды дальше вниз по стволу 705.

[00187] Шаровой обратный клапан 760 установлен выше нижней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 775'. Одновременно, клапан 760 располагается ниже верхней продуктивной зоны и соответствующих перфораций 775''.

[00188] Шар 750 имеет уникальное исполнение из материала, разрушающегося в ответ на давление. Вместо прорывного давления, он имеет разрушающее давление. Разрушающее давление является давлением, при котором шар 750 должен разрушиться или разломиться или раствориться. В устройстве фиг. 7A и 7B, данное давление выше расчетного давления гидроразрыва подземного пласта 710. Конкретно, шар 750 выполнен с возможностью разрушаться в случае выпадения проппанта во время гидроразрыва пласта верхних перфораций 775''. Таким образом, расчетный параметр разрушения для шара 750 принят для аппроксимации давления в скважине 700 в случае выпадения проппанта.

[00189] На фиг. 7A суспензию 770 закачивают вниз по стволу 705. При этом образуется верхняя группа трещин 778''. Вместе с тем, на фиг. 7B показано, что возникло условие выпадения проппанта на уровне данных трещин 778''. Можно видеть, что суспензия 770 переместилась мимо верхних перфораций 775'' и переместилась вниз по стволу 705 к нижней группе перфораций 775'. Рост давления вследствие выпадения проппанта обусловил для шара (750) разрушение, смятие, разламывание и/или растворение, создающее новое сквозное отверстие 765 в седле 762. Суспензия 770 должна перемещаться к нижней группе перфораций 775', как указано стрелками S. Таким образом, шаровой обратный клапан 760 служит, по существу, клапаном сброса давления.

[00190] Предпочтительно, для данного варианта осуществления давление ниже по потоку не обязательно должно быть известно инженеру по заканчиванию (или оператору) для определения оптимального давления для создания пути протечки. Давление обработки действует только на давление внутри шара 750, которое обуславливает его разрушение или ликвидацию. Данное, в свою очередь, обеспечивает текучим средам обход разрушенного шара 750.

[00191] Способы настоящего изобретения могут быть представлены в блок-схеме последовательности этапов. На фиг. 8 представлена блок схема последовательности этапов способа 800 заканчивания скважины, в одном варианте осуществления. В соединении со способом условие выпадения проппанта в скважине устраняется.

[00192] Способ 800 на первом этапе включает в себя выполнение скважины. Данное показано в блоке 810. Скважина образует ствол, который проходит в подземный пласт. Скважина может быть выполнена, по существу, как вертикальная скважина; более предпочтительно, скважину бурят, как наклонно-направленную скважину или, еще более предпочтительно, как горизонтальную скважину.

[00193] Способ 800 также включает в себя крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной. Данное предусмотрено в блоке 820. Эксплуатационная обсадная колонна собрана из ряда стальных трубных звеньев, которые свинчены торец к торцу.

[00194] Способ 800 дополнительно включает в себя установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне. Данное указано в блоке 840. Запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе. Предпочтительно, запорная арматура является скользящей муфтой с седлом, которое принимает шар, при этом шар сбрасывают с поверхности для создания работающего под давлением уплотнения на седле. Запорную арматуру других типов можно также применять, как отмечено ниже.

[00195] Способ 800 также содержит перфорирование эксплуатационной обсадной колонны. Данное показано в блоке 850. Обсадную колонну перфорируют на отрезке длины первой продуктивной зоны в подземном пласте. Первая продуктивная зона располагается на отметке или выше отметки запорной арматуры. Процесс перфорирования включают в себя отстреливание зарядов в обсадной колонне, пробивающих сквозные отверстия в окружающей кольцевой зоне (которая может иметь или не иметь цементную оболочку) и в окружающем скелете горной породы, вскрывая подземный пласт. Указанное выполняют, применяя стреляющий перфоратор в скважине.

[00196] Способ 800 на следующем этапе включает в себя нагнетание суспензии в скважину. Данное предусмотрено в блоке 860. Суспензия содержит проппант, который предпочтительно несет среда на водной основе. Суспензию нагнетают в достаточных объемах и под достаточными давлениями для образования трещин в подземном пласте на интервале продуктивной зоны.

[00197] Способ 800 дополнительно включает в себя закачивание суспензии под давлением достаточным для перемещения запорной арматуры и для преодоления барьера для прохода текучей среды. Указанное можно видеть в блоке 870. Закачивание производят в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на интервале первой продуктивной зоны во время нагнетания суспензии. Перемещение запорной арматуры открывает воздействию окна в подземный пласт на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на отметке или ниже отметки запорной арматуры.

[00198] В одном аспекте способа запорная арматура является скользящей муфтой. В данном случае, перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны содержит перемещение или ʺскольжениеʺ муфты для открытия воздействию одного или нескольких окон, выполненных в скользящей муфте. Если необходимо, оператор может нагнетать текучую среду (такую, как текучая среда на водной основе) под давлением через открытое окно перед перфорированием обсадной колонны. Данное создает микроскопические трещины в подземном пласте ниже первой продуктивной зоны смежно со скользящей муфтой. В данном случае оператор должен затем установить разрывной диск сверху скользящей муфты для уплотнения ствола, исключающего проход суспензии во время гидроразрыва пласта.

[00199] В другом варианте осуществления способ 800 дополнительно включает в себя установку перегородки для гидроразрыва на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны. Перегородка для гидроразрыва располагается выше запорной арматуры для гидроразрыва, но на отметке или ниже отметки первой продуктивной зоны. Перегородка для гидроразрыва может быть частью переводника, который свинчивают с эксплуатационной обсадной колонной вблизи запорной арматуры на начальном этапе спуска в скважину. Разрывной диск затем подают насосом вниз по стволу скважины впереди суспензии. Диск подается насосом до глубины непосредственно над запорной арматурой до посадки диска на перегородку для гидроразрыва. В данном варианте осуществления разрывной диск выполнен с возможностью разрыва под давлением, которое больше давления выпадения проппанта, но меньше давления, требуемого для перемещения запорной арматуры.

[00200] В альтернативном устройстве разрывной диск сам является запорной арматурой. В таком устройстве запорную арматуру для гидроразрыва не применяют; взамен, второе разрывное седло устанавливают ниже нижней продуктивной зоны. При этом разрывной диск, который служит в качестве запорной арматуры, является верхней прорываемой пробкой, а другой разрывной диск расположен ниже прорываемой пробки.

[00201] В другом варианте осуществления запорной арматурой является первая прорываемая пробка. Первая прорываемая пробка должна иметь первый расчетный параметр прорыва. Окна представляют перфорации, которые установлены в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны. В данном варианте осуществления перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое превышает расчетный параметр прорыва первой прорываемой пробки. Если необходимо, в данном варианте осуществления способ дополнительно включает в себя установку второй и третьей прорываемой пробки на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на отметке или ниже отметки второй продуктивной зоны, для создания эффекта домино в случае многочисленных выпадений проппанта. Вторая и третья прорываемые пробки должны иметь второй расчетный параметр прорыва, который равен или больше первого расчетного параметра прорыва. Когда прорываемая пробка прорывается, создается новое сквозное отверстие в прорываемой пробке, при этом барьер для прохода текучей ликвидируется.

[00202] В другом аспекте перемещаемая запорная арматура является шаровым обратным клапаном, а окна являются перфорациями, заранее установленными в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны и ниже запорной арматуры. В данном случае перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, что обуславливает потерю шаром своего работающего под давлением уплотнения на седле. Обеспечить потерю шаром своего работающего под давлением уплотнения можно создать, обеспечив дробление шара, обеспечив растворение шара или обеспечив разрушение шара.

[00203] Способ 800 дополнительно включает в себя дополнительное закачивание суспензии через открытые воздействию окна. Данное показано в блоке 880. Таким образом, условие выпадения проппанта устраняется. Иначе говоря, ʺвыпавшаяʺ суспензия выпускается на забое скважины в ʺв зоне утилизации проппантаʺ.

[00204] Предпочтительно, способ 800 также включает в себя этап оценки давления выпадения проппанта на интервале продуктивной зоны. Данное предусмотрено в блоке 830. Данный этап определения предпочтительно выполняют перед установкой запорной арматуры на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на этапе блока 840. Причина здесь в том, что оператору необходимо знать, запорную арматуру какого типа применять и запорная арматура с каким расчетным давлением или расчетным параметром прорыва требуется.

[00205] В предпочтительном варианте осуществления способа 800, этап блока 850, который включает в себя перфорирование эксплуатационной обсадной колонны, содержит подачу насосом автономного стреляющего перфоратора в скважину и автономную стрельбу стреляющего перфоратора на интервале первой продуктивной зоны. Компоновка автономного стреляющего перфоратора содержит стреляющий перфоратор, глубиномер для обнаружения местоположения компоновки в скважине, и бортовой контроллер. ʺАвтономный отстрелʺ означает предварительное программирование контроллера для передачи сигнала приведения в действие на стреляющий перфоратор для обеспечения стрельбы с помощью одного или нескольких детонаторов, когда локатор распознал заданное местоположение стреляющего перфоратора на отрезке длины скважины. В одном аспекте глубиномер является локатором муфт обсадной колонны, и бортовой контроллер взаимодействует с локатором муфт обсадной колонны для корреляции расстановки муфт обсадной колонны на отрезке длины скважины с глубиной. Локатор муфт обсадной колонны идентифицирует муфты с помощью обнаружения магнитных аномалий по длине стенки обсадной колонны.

[00206] В другом аспекте бортовой глубиномер является каротажной апаратурой, такой как аппаратура гамма-каротажа, аппаратура плотностного каротажа, или аппаратура нейтронного каротажа. В данном случае, контроллер сравнивает отсчеты в режиме реального времени с каротажного инструмента с заранее загруженной пластовой каротажной диаграммой. Альтернативно, глубиномер может являться локационным датчиком (таким как инфракрасное (ИК) считывающее устройство), которое обнаруживает маркеры, установленные вместе с обсадной колонной (такие как ИК приемопередатчики). Бортовой контроллер передает сигнал приведения в действие на стреляющий перфоратор, когда локационный датчик распознал один или несколько заданных маркеров по длине обсадной колонны.

[00207] Отмечено, что стреляющий перфоратор, локатор и бортовой контроллер вместе имеют размеры и выполнены с возможностью развертывания в скважине, как автономный блок. В данной заявке ʺавтономный блокʺ означает, что компоновкой непосредственно не управляют с поверхности. Иначе говоря, компоновка инструмента не отвечает на сигнал с поверхности для установления времени активирования инструмента. Предпочтительно, компоновку инструмента выпускают в скважину без рабочего каната. Компоновка инструмента либо падает под действием силы тяжести в скважине или подается насосом на забой скважины. Вместе с тем, рабочий канат без электролинии, такой как тросовый канат, можно, если необходимо, задействовать для подъема автономного инструмента.

[00208] Предпочтительно локационный датчик и бортовой контроллер работают с программным обеспечением согласно алгоритму локации, рассмотренному выше. Конкретно, алгоритм предпочтительно использует статистический анализ методом движущегося окна для интерпретирования и преобразования магнитных сигналов, генерируемых локатором муфт обсадной колонны (или, альтернативно, каротажной аппаратурой). В одном аспекте бортовой контроллер сравнивает генеририруемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для скважинных объектов. Например, каротаж можно провести до развертывания автономного инструмента для определeния расстановки муфт обсадной колонны или местоположения признаков пласта. Соответствующие глубины муфт обсадной колонны или признаков пласта можно определить на основе скорости каротажного кабеля, вытаскивающего каротажный зонд.

[00209] Когда компоновку автономного стреляющего перфоратора применяют для заканчивания горизонтальной скважины, оператор может устанавливать гидравлически управляемую запорную арматуру на пятке скважины. Гидравлически управляемая запорная арматура может быть установлена, например, непосредственно выше по потоку от устройства с шаром и седлом перегородки гидроразрыва. Дополнительные седла или кольца перегородки гидроразрыва и т.д., могут быть установлены дополнительно выше по потоку от гидравлически управляемой запорной арматуры с размерами уменьшающимися по порядку сверху вниз.

[00210] Подготовку скважины для обработки начинают подачей насосом первого шара. Шар садится на самое нижнее или самое глубокое седло ниже гидравлически управляемой запорной арматуры. После посадки в седло, в обсадной колонне нагнетают давление до ʺпроектнойʺ установленной точки. Например, давление 10000 фунт/кв.дюйм (69 МПа) на поверхности может быть достигнуто закачиванием текучей среды на водной основе. Данное давление (действующее на шар, севший в седло) обуславливает открытие гидравлически управляемой запорной арматуры, открывающее воздействию одно или несколько окон на отрезке длины обсадной колонны. Когда окна открыты воздействию, гидростатическое давление и давление закачивания обуславливает создание небольшого отверстия в подземном пласте смежно с запорной арматурой. Пресную воду продолжают закачивать для создания ʺмикротрещинʺ в пласте. Такая трещина показана позицией 458 на фиг. 4B.

[00211] Отмечается, что процесс образования ʺмикротрещиныʺ 458 дает оператору возможность в режиме реального времени оценить механические свойства горной породы подземного пласта. Конкретно, оператор способен определить уровень давления, в общем требуемый для инициирования трещины. Данное можно применять, как часть этапа ʺоценкиʺ блока, 830 описанного выше. Оператор должен понимать, что давление выпадения проппанта должно быть значительно выше данного начального давления разрыва пласта. Оператор может тогда выбрать надлежащее уплотняющее средство, такое как разрывной диск 460 фиг. 4C или разрушающийся шар 750 фиг. 7A, для применения в скважине.

[00212] Уплотняющее средство подается насосом вниз по стволу скважины до его посадки в седле 462 (или кольце перегородки) непосредственно над открытой гидравлически управляемой запорной арматурой. При данном условии уплотняющее средство создает барьер для прохода текучей среды через ствол скважины. Одновременно, и как описано выше, уплотняющее средство создает ʺклапан сброса давленияʺ, который может быть открыт давлением, и ʺгидроударʺ условия выпадения проппанта.

[00213] Когда возникает условие выпадения проппанта, гидравлически управляемая запорная арматура может управляться автономно. Запорная арматура открывается для обеспечения пути для насыщенной проппантом текучей среды в скважине, подлежащей выпуску из скважины. Суспензия проходит через окна, через микротротрещину, и в подземный пласт с интенсивностью обработки трещины. Новую компоновку автономного стреляющего перфоратора можно затем установить в скважине, подать насосом вниз и затем применять для повторного перфорирования проблемной зоны. Альтернативно, новая компоновка автономного стреляющего перфоратора может быть подана насосом вниз по стволу в новую продуктивную зону для создания перфораций в новой зоне.

[00214] После перфорирования новой зоны скважина готова для следующей стадии обработки трещин. Данное выполняют затем, подавая вниз насосом другое съемное уплотняющее средство и устанавливая его в седле выше по потоку от гидравлически управляемой запорной арматуры. Установка уплотняющего средства должна направлять текучие среды под давлением в новую группу перфораций.

[00215] Отмечено, что скважину можно разработать с несколькими седлами. Каждое седло располагается выше своей группы перфораций, или выше открытой муфты. Многочисленные уплотняющее средства, или пробки, могут быть посажены в седла друг за другом, причем каждая следующая с расчетным более высоким давлением. Многочисленные пробки обладают функциональными возможностями создания ʺэффекта доминоʺ, если требуется, в условиях выпадения проппанта. При этом также создается большое число готовых зон выпуска суспензии, обеспечивающих подачу насосом в скважину компоновок автономного стреляющего перфоратора для последовательного перфорирования зон, при этом не требуюется работы тросовых скважинных тракторов или работ на гибкой насосно-компрессорной трубе.

Как можно видеть, улучшенные способы устранения условия выпадения проппанта предложены в данном документе. Хотя должно быть понятно, что изобретения, описанные в данном документе, хорошо просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, понятно, что изобретения допускают модификации, вариации и изменения без отхода от их сущности.

Способ заканчивания скважины, включающий в себя устранение условия выпадения проппанта, которое возникло на интервале продуктивной зоны. Способ включает в себя создание скважины, и крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, а также установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, при этом запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе. Барьер удаляют с помощью перемещения запорной арматуры в случае выпадения проппанта. С преодолением барьера для прохода текучей среды открываются ее воздействию на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны окна в подземный пласт на отметке или ниже отметки запорной арматуры. Проводится дополнительное закачивание для нагнетания суспензии через открытые воздействию окна, при этом устраняется условие выпадения проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 15 з.п. ф-лы, 33 ил.

1. Способ заканчивания скважины, содержащий:

создание скважины, содержащей ствол, проходящий в подземный пласт;

крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной;

установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, запорная арматура создает удаляемый барьер для прохода текучей среды в стволе;

перфорирование эксплуатационной обсадной колонны на интервале первой продуктивной зоны в подземном пласте, первая продуктивная зона располагается на отметке или выше отметки запорной арматуры;

нагнетание суспензии в скважину, суспензия содержит проппант для гидроразрыва;

в ответ на возникновение условия выпадения проппанта на интервале первой продуктивной зоны во время нагнетания закачивание суспензии под давлением, достаточным для перемещения запорной арматуры и преодоления барьера для прохода текучей среды, при этом на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны открытие воздействию окон в подземный пласт на отметке или ниже отметки запорной арматуры;

и дополнительное закачивание суспензии через открытые воздействию окна, при этом устраняется условие выпадения проппанта.

2. Способ по п.1, в котором заканчивание скважины проводят в подземном пласте в горизонтальной ориентации.

3. Способ по п.1, в котором запорная арматура является шаровым обратным клапаном или шаровым обратным клапаном с клеткой.

4. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является скользящей муфтой и

перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны содержит перемещение скользящей муфты для открытия воздействию одного или нескольких окон, выполненных в скользящей муфте.

5. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является разрывным диском;

окна располагаются смежно со скользящей муфтой ниже первой продуктивной зоны; и

способ дополнительно содержит:

закачивание текучей среды на водной основе вниз по стволу скважины для перемещения скользящей муфты, при этом открываются воздействию окна на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны;

перед нагнетанием суспензии дополнительное нагнетание текучей среды на водной основе под давлением через открытые воздействию окна, при этом создаются трещины в подземном пласте ниже первой продуктивной зоны, смежной со скользящей муфтой для приема суспензии;

установку седла перегородки на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны, седло располагается выше скользящей муфты, но на отметке или ниже отметки первой продуктивной зоны;

подачу насосом разрывного диска вниз по стволу скважины впереди суспензии до глубины вблизи запорной арматуры; и

посадку разрывного диска на седле перегородки, при этом создается барьер для прохода текучей среды; и

перемещение запорной арматуры содержит прорыв разрывного диска, при этом разрывной диск выполнен с возможностью разрыва под давлением, которое больше давления выпадения проппанта.

6. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является первой прорываемой пробкой, имеющей первый расчетный параметр прорыва;

окна являются перфорациями, установленными в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны; и

перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое превышает расчетный параметр прорыва первой прорываемой пробки.

7. Способ по п.6, дополнительно содержащий

установку второй прорываемой пробки на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны на отметке или ниже отметки второй продуктивной зоны, вторая прорываемая пробка имеет второй расчетный параметр прорыва.

8. Способ по п.7, в котором второй расчетный параметр прорыва равен или больше первого расчетного параметра прорыва.

9. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является шаровым обратным клапаном;

окна являются перфорациями, установленными в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны; и

перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое обуславливает потерю шаром своего работающего под давлением уплотнения на седле или срезание штифтов для обеспечения срезания седла и его перемещения ниже в скважине под окна.

10. Способ по п.9, в котором обеспечение потери шаром своего работающего под давлением уплотнения содержит обеспечение дробления шара, обеспечение растворения шара или обеспечение разрушения шара.

11. Способ по п.1, дополнительно содержащий

оценку давления выпадения проппанта на интервале первой продуктивной зоны до установки запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне.

12. Способ по п.1, дополнительно содержащий

разбуривание запорной арматуры после устранения условия выпадения проппанта.

13. Способ по п.1, дополнительно содержащий

в ответ на отказ запорной арматуры изменение размеров запорной арматуры и спуск в скважину новой запорной арматуры с измененными размерами.

14. Способ по п.1, дополнительно содержащий:

установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне во второй продуктивной зоне ниже первой продуктивной зоны, запорная арматура во второй продуктивной зоне также создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе; и

в ответ на возникновение условия выпадения проппанта в первой продуктивной зоне во время нагнетания закачивание суспензии под давлением, достаточным для перемещения запорной арматуры вдоль второй продуктивной зоны и преодоления барьера для прохода текучей среды, при этом открытие воздействию на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны окон в подземный пласт на отметке или ниже отметки запорной арматуры во второй продуктивной зоне; и

при этом дополнительное закачивание суспензии через открытые воздействию окна, с устранением при этом условия выпадения проппанта, содержит закачивание суспензии через отводные окна во второй продуктивной зоне.

15. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является первой прорываемой пробкой, имеющей первый расчетный параметр прорыва;

окна являются перфорациями, установленными в эксплуатационной обсадной колонне ниже продуктивной зоны; и

перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит нагнетание суспензии под давлением, которое превышает расчетный параметр прорыва первой прорываемой пробки, при этом обеспечивается обход суспензией первой прорываемой пробки и вход в подземный пласт через перфорации;

и способ дополнительно содержит установку второй прорываемой пробки на отрезке длины эксплуатационной обсадной колонны ниже перфораций, вторая прорываемая пробка имеет второй расчетный параметр прорыва, который равен или больше первого расчетного параметра прорыва.

16. Способ по п.1, в котором:

запорная арматура является пробкой для гидроразрыва с седлом, выполненным с возможностью приема шара;

окна являются перфорациями, установленными в эксплуатационной обсадной колонне ниже продуктивной зоны;

перемещение запорной арматуры для открытия воздействию окон содержит:

сброс шара на седло до начала гидравлического разрыва пласта;

нагнетание суспензии под давлением, которое превышает расчетную прочность на срез штифтов на пробке для гидроразрыва в ответ на возникновение условия выпадения проппанта, что обеспечивает шару и седлу срезание с пробки для гидроразрыва и перемещение вниз в скважине под перфорации, расположенные ниже продуктивной зоны.