RU2395667C1 - Способ обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способу обработки ствола скважины с множеством продуктивных интервалов и, более конкретно, к использованию изоляционной компоновки для изоляции зон с возможностью избирательной обработки продуктивных интервалов. Обеспечивает повышение эффективности обработки. Сущность изобретения: способ содержит следующие этапы: обеспечение изоляционной компоновки, содержащей хвостовик и множество разбухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях; введение изоляционной компоновки в ствол скважины; осуществление разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров для создания изоляции зоны, по меньшей мере, одного из множества выбранных интервалов; осуществление гидравлической связи, по меньшей мере, с одним из множества выбранных интервалов; обработку, по меньшей мере, одного выбранного интервала, содержащую перфорацию выбранного интервала; введение обрабатывающей текучей среды в, по меньшей мере, один выбранный интервал через хвостовик; уплотнение выбранного интервала. 19 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для обработки стволов скважины с множеством продуктивных интервалов и, более конкретно, к использованию изоляционной компоновки для создания изоляции зон для предоставления возможности избирательной обработки продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась, в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов.

В нефтяных и газовых скважинах часто добывают углеводороды из нескольких подземных зон или интервалов ствола скважины. Периодически необходимо обработать или повторно обработать один или несколько интервалов ствола скважины. Причинами для обработки или повторной обработки интервалов ствола скважины являются необходимость интенсификации притока или повторной интенсификации притока интервала в результате снижения продуктивности в процессе эксплуатации скважины. Примерами обработки для интенсификации притока являются обработки гидроразрыва пласта и кислотная обработка пласта для интенсификации притока. Другие операции обработки включают в себя обработку охвата, обработку для борьбы с пескопроявлением, закупоривания или изоляции интервалов, обработку консолидации, обработку герметизации или любые их комбинации.

Одной трудностью обработки выбранного интервала в стволе скважины с уже ведущейся добычей является отсутствие изоляции зон между интервалами. Каждый из выбранных интервалов, подлежащих обработке, может сообщаться с другими интервалами ствола скважины. Данное отсутствие изоляции между интервалами может препятствовать целевой обработке выбранных интервалов, поскольку материал обработки, запланированный для одного выбранного интервала, может самопроизвольно войти в незапланированный интервал. Следовательно, перед обработкой или повторной обработкой выбранного интервала ствола скважины, выбранный интервал часто должен изолироваться от других интервалов ствола скважины. Таким путем обработки могут направляться на конкретные интервалы.

Обычные способы повторной изоляции интервалов в стволе скважины включают в себя использование изолирующих устройств, например, таких как сдвоенные пакеры, пакеры с песчаными пробками, пакеры с мостовыми пробками, изоляцию посредством цементирования и их комбинации. Такие обычные способы, вместе с тем, имеют ряд недостатков, включающих в себя более низкую пропускную способность вследствие дополнительных ограничений в стволе скважины, присущих таким способам, плохую изоляцию между интервалами и истощение между интервалами.

Таким образом, существует необходимость в усовершенствованном способе создания изоляции между интервалами ствола скважины для обеспечения возможности обработки или повторной обработки выбранных интервалов в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для обработки стволов скважины с множеством продуктивных интервалов и, более конкретно, к использованию изоляционной компоновки для создания изоляции зон для обеспечения возможности избирательной обработки продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась, в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов.

Согласно изобретению создан способ обработки ствола скважины с множеством продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы:

обеспечение изоляционной компоновки, содержащей хвостовик и множество разбухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях;

введение изоляционной компоновки в ствол скважины;

осуществление разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров для создания изоляции зоны, по меньшей мере, одного выбранного интервала;

осуществление гидравлической связи с, по меньшей мере, одним выбранным интервалом;

обработка, по меньшей мере, одного выбранного интервала, содержащая перфорацию выбранных интервалов;

введение обрабатывающей текучей среды в, по меньшей мере, один выбранный интервал через хвостовик;

уплотнение выбранного интервала.

Этап разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров может содержать введение маркирующей текучей среды в ствол скважины для контакта с указанным пакером.

Этап осуществления гидравлической связи с, по меньшей мере, одним выбранным интервалом может содержать перфорацию хвостовика.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую разрывной диск, способный устанавливать гидравлическую связь с, по меньшей мере, одним выбранным интервалом после приложения к разрывному диску давления, превышающего разрывное давление разрывного диска.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую скользящее окно, способное устанавливать гидравлическую связь посредством его приведения в открытое положение.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно способное восстанавливать изоляцию зоны, по меньшей мере, одного выбранного интервала посредством его закрытия.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно содержащее устройство минимизации негативного воздействия мелкодисперсного материала.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку, дополнительно содержащую шлангокабельную линию.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, выполненной с возможностью ретрансляции данных удаленных датчиков.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, выполненной с возможностью приведения в действие забойных устройств с дистанционным управлением.

При осуществлении способа можно использовать изоляционную компоновку с шлангокабельной линией, приспособленной для нагнетания химикатов.

Способ может дополнительно содержать этап изоляции продольного участка хвостовика посредством использования шара и заслонки, пакера, ниппельных и тросовых пробок, мостовой пробки, скользящей втулки, пробки из твердых частиц, пробки из расклинивающего агента или любых их комбинаций.

Способ может дополнительно содержать этап обработки второго выбранного интервала ствола скважины.

Этап обработки по меньшей мере одного выбранного интервала может содержать гидроразрыв пласта или кислотную обработку для интенсификации притока.

Этап обработки по меньшей мере одного выбранного интервала может содержать охват указанного интервала его изоляцию и обработку для борьбы с пескопроявлениями в указанном интервале или его уплотнение.

Этап обработки по меньшей мере одного выбранного интервала может содержать изоляцию ранее обойденного интервала ствола скважины.

Способ может содержать размещение в стволе скважины обсадной колонны, имеющей, по меньшей мере, один перфорационный канал, и введении изоляционной компоновки в обсадную колонну.

Способ может дополнительно содержать введение дополнительной изоляционной компоновки в ствол скважины.

При осуществлении способа выбранный интервал может быть расположен над или под хвостовиком.

Обработкой по меньшей мере одного выбранного интервала может быть повторный гидроразрыв пласта.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Приложенные чертежи показывают некоторые аспекты нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения и не должны использоваться для ограничения или определения настоящего изобретения.

Фиг.1А показывает ствол скважины с размещенной в нем обсадной колонной.

Фиг.1В показывает вид сечения изоляционной компоновки, содержащей хвостовик и множество набухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг.2 показывает вид сечения изоляционной компоновки в стволе скважины, создающей изоляцию выбранных интервалов в стволе скважины, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг.3А показывает вид сечения изоляционной компоновки в стволе скважины, создающей изоляцию выбранных интервалов в стволе скважины, показывающий некоторые возможные признаки, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг.3В показывает вид сечения изоляционной компоновки в стволе скважины, создающей изоляцию выбранных интервалов в стволе скважины, показывающий некоторые возможные признаки, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг.4 показывает вид сечения изоляционной компоновки в стволе скважины, создающей изоляцию выбранных интервалов в стволе скважины с выполнением гидромониторного перфорирования в самом нижнем интервале с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы.

Фиг.5А показывает помещение изоляционной компоновки в ствол скважины на составных трубах, прикрепленных к гидромониторному инструменту для помещения за один рейс в ствол скважины и обработки ствола скважины с множеством продуктивных интервалов, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг.5В показывает гидромониторный инструмент, спущенный в обрабатываемый интервал ствола скважины, перфорирующий хвостовик и вызывающий или улучшающий приток в перфорационных каналах в выбранном интервале ствола скважины.

Фиг.5С показывает введение текучей среды для обработки выбранного интервала ствола скважины с множеством продуктивных интервалов.

Фиг.5D показывает обработку текучей средой выбранного интервала ствола скважины с множеством продуктивных интервалов.

Фиг.5Е показывает гидромониторный инструмент, убранный из первого интервала ствола скважины в положение над пробкой отведения расклинивающего агента для гидроразрыва пласта.

Фиг.5F показывает удаление из лишнего расклинивающего агента посредством реверсивной откачки пробки отведения расклинивающего агента для проведения обработки другого выбранного интервала ствола скважины, представляющего интерес.

Фиг.5G показывает гидромониторный инструмент, перфорирующий хвостовик и вызывающий или улучшающий приток перфорационных каналов в следующем выбранном интервале для предоставления возможности его обработки.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов и, более конкретно, использованию изоляционной компоновки для создания изоляции зоны для проведения обработки выбранных продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее осуществлялась добыча в стволе скважины с множеством продуктивных интервалов.

Способы и устройства настоящего изобретения могут предусматривать восстановление изоляции зон интервалов добычи, обойденных интервалов или интервалов, где добычу не ведут, или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась в стволах скважин с использованием изоляционной компоновки. В некоторых вариантах осуществления изоляционные компоновки могут содержать хвостовик и множество разбухающих пакеров, размещенных на выбранных расстояниях вокруг хвостовика.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведено описание следующих вариантов осуществления, которые не могут рассматриваться ограничивающими или определяющими объем изобретения.

На фиг.1А показано обычное заканчивание ствола скважины. Обсадная колонна 105 размещена в стволе 140 скважины. Перфорационные каналы 150, проходящие сквозь обсадную колонну 105, обеспечивают возможность прохождения текучей среды через обсадную колонну 105. При таком заканчивании обработка или повторная обработка конкретного интервала может являться проблематичной, поскольку каждый интервал больше не является изолированным от других. Для разрешения этой проблемы на фиг.1В показан один вариант осуществления устройства восстановления изоляции ранее не изолированных интервалов ствола скважины на продольном участке ствола скважины.

В частности, на фиг.1В показан вид сечения изоляционной компоновки 100, содержащей хвостовик 110 и множество разбухающих пакеров 120, которые размещены вокруг хвостовика на выбранных расстояниях.

В некоторых вариантах осуществления хвостовик 110 может быть постоянно установлен в стволе скважин, в таком случае хвостовик 110 может выполняться из любого материала, совместимого с ожидаемыми условиями на забое скважины, в которой планируется использование хвостовика 110. В других вариантах осуществления хвостовик 110 может быть временным и выполняться из любого материала с возможностью разбуривания или способного к разложению. Подходящие материалы для хвостовиков включают в себя, не ограничиваясь этим, известные металлы (например, алюминий, вторичный чугун), различные сплавы уровня техники (например, нержавеющая сталь), композитные материалы, способные к разложению материалы или любые их комбинации. Термины "способный к разложению", "разлагаться", "разложение" и тому подобные, применяемые в данном описании, относятся к разложению, которое может являться результатом, кроме прочего, химической или термической реакции или реакции, вызванной излучением.

Материалы, способные к разложению, включают в себя, не ограничиваясь этим, растворимые материалы, материалы, деформирующиеся или плавящиеся при нагреве, такие как термопластичные материалы, разлагающиеся гидролизом материалы, материалы, разлагающиеся под воздействием излучения, материалы, вступающие в реакцию с кислыми текучими средами или любые их комбинации. Дополнительно примеры подходящих материалов, способных к разложению, раскрываются в патенте США 7,036,587, включенном в данное описание путем ссылки.

Разбухающие пакеры 120 могут представлять собой эластомерную втулку, кольцо или пояс, подходящий для создания гидравлически герметичного уплотнения между хвостовиком 110 и внешней трубой, обсадной колонной или стволом скважины, в которых размещен хвостовик 110. Подходящие разбухающие пакеры включают в себя, не ограничиваясь этим, набухающие пакеры, раскрытые в патенте США 2004/0020662, включенном в данное описание путем ссылки.

Каждый пакер 120 может выполняться из различных материалов, отличаться формой и размерами, и ничто в данном описании не должно восприниматься как требование, чтобы все пакеры 120 состояли из идентичного материала, имели одинаковую форму или размер. В некоторых вариантах осуществления каждый пакер 120 может быть индивидуально спроектирован для условий, ожидаемых в каждом выбранном интервале, принимая в расчет, например, прогнозируемые температуры и давления. Подходящие разбухающие материалы включают в себя этилен-пропилен сополимерный каучук, этилен-пропилен-диен терполимерный каучук, бутилкаучук, галогенированный бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, стирен бутадиен, этилен-пропилен мономерный каучук, натуральный каучук, этилен-пропилен-диен мономерный каучук, гидрогенизированный акрилонитрил-бутадиен каучук, изопреновый каучук, хлорпреновый каучук и полинорборнен. В некоторых вариантах осуществления только участок пакера может содержать набухающий материал.

На фиг.2 показан вид сечения изоляционной компоновки 200, размещенной в обсадной колонне 205 ствола 240 скважины для восстановления изоляции ранее не изолированных интервалов ствола скважины. Хотя ствол 240 скважины показан здесь как ствол вертикальной скважины, изоляционная компоновка 200 может использоваться в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, кроме вертикальных скважин. Изоляционная компоновка 200 может проходить по всей длине ствола 240 скважины (то есть эффективно изолировать всю обсадную колонну) или, по желанию, только продольный участок ствола скважины. Кроме того, изоляционная компоновка 200 может выполняться, по желанию, с одной или множеством секций. Таким путем изоляция может создаваться только для некоторых продольных секций ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления изоляционная компоновка 200 может являться составной компоновкой.

Как очевидно из фиг.2, обсадная колонна 205 имеет перфорационные каналы 250, обеспечивающие прохождение текучей среды к каждому из перфорированных интервалов вдоль ствола скважины. Изоляционная компоновка (то есть хвостовик 210 и набухающие пакеры 220) может вводиться в обсадную колонну 210.

Набухание пакеров 220 может обуславливать посадку с натягом хвостовика 210 в обсадной колонне 205 для создания гидравлической изоляции между выбранными интервалами вдоль длины ствола скважины. Гидравлическая изоляция может создать изоляцию зон между интервалами, которые ранее не были гидравлически изолированы друг от друга. Таким путем может быть восстановлена целостность проперфорированной обсадной колонны, и изоляционная компоновка может повторно изолировать при необходимости интервалы один от другого. Посредством восстановления целостности ствола скважины таким путем выбранные интервалы могут быть обработаны, как необходимо, что более полно описано ниже.

Набухание пакеров может быть инициировано обеспечением контакта вступающей в реакцию текучей средой, такой как, например, углеводород, с пакером. В некоторых вариантах осуществления набухание пакеров может инициироваться маркированием пакеров вступающей в реакцию текучей средой посредством подходящей текучей среды. Вступающая в реакцию текучая среда может быть приведена в контакт с набухающим материалом несколькими путями, наиболее обычным из которых является помещение вступающей в реакцию текучей среды в ствол скважины перед установкой хвостовика. Выбор вступающей в реакцию текучей среды зависит от состава набухающего материала и среды в стволе скважины. Подходящие вступающие в реакцию текучие среды включают в себя любые текучие среды на основе углеводорода, такие как сырая нефть, природный газ, растворители на нефтяной основе, дизельное топливо, конденсат, текучие среды на водной основе, газы или любые их комбинации. Патент США 2004/0020662 описывает набухающий от углеводорода пакер, и патент США 4,137,970 описывает набухающий от воды пакер, указанные патенты включены в настоящее описание путем ссылки. Норвежский патент 20042134, включенный в настоящее описание путем ссылки, описывает разбухающий пакер, расширяющийся под воздействием газа. Маркировка разбухающих пакеров может происходить до, после или в процессе введения изоляционной компоновки в ствол скважины. В некоторых случаях текучей среде коллектора может предоставляться возможность контактировать с набухающим пакером для инициирования разбухания набухающего пакера.

После получения гидравлической изоляции выбранных интервалов в стволе скважины, может быть установлена возможность гидравлической связи с выбранными интервалами в стволе скважины. Любое число способов может использоваться для установления возможности гидравлической связи с выбранными интервалами, включая в себя, не ограничиваясь этим, перфорирование хвостовика, по желанию, на выбранных интервалах.

Выбранные интервалы могут затем обрабатываться, по желанию, текучей средой обработки. Выбранные интервалы могут включать в себя обойденные интервалы, расположенные между интервалами, из которых ранее добыча осуществлялась, и, таким образом, пакеры должны устанавливаться в нужные места для изоляции этого интервала, даже если интервал мог не быть открытым до установки хвостовика 210. Дополнительно, пакеры могут устанавливаться в нужное место для изоляции интервалов, из которых добыча не должна более осуществляться, таких как интервалы с чрезмерным поступлением воды.

Используемые в данном описании термины "обработанный", "обработка", "обрабатывающий" и тому подобные относятся к любой подземной операции с использованием текучей среды в связи с выполнением желаемой функции и/или для желаемой цели. Используемые в данном описании термины "обработанный", "обработка", "обрабатывающий" и тому подобные не подразумевают какое-либо конкретное действие посредством текучей среды или любого конкретного ее компонента. В некоторых вариантах осуществления обработка выбранного интервала ствола скважины может включать в себя любое количество подземных операций, включающих в себя, не ограничиваясь этим, обработку для охвата, обработку для борьбы с пескопроявлением, закупоривания или изоляции интервалов, обработку консолидации, обработку изоляции или обработку для интенсификации притока выбранного интервала. Обработки для интенсификации притока могут включать в себя, например, обработки гидроразрыва пласта и кислотные обработки для интенсификации притока.

На фиг.3А показан вид сечения изоляционной компоновки в стволе скважины, создающей изоляцию выбранных интервалов в стволе скважины, показывающий некоторые возможные признаки, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Хвостовик 310 может спускаться в ствол 340 скважины любым подходящим способом для размещения хвостовика 310 в стволе 340 скважины, включая в себя, не ограничиваясь этим, развертывание хвостовика 310 с составной трубой или установку на гибкой насосно-компрессорной трубе. Если используется, любое устройство подвески хвостовика может срезаться для удаления составной трубы или гибкой насосно-компрессорной трубы при уходе из изолированных интервалов, в которых ранее велась добыча. Если требуется, хвостовик 340 может включать в себя долото и скребок, спускаемые на конце хвостовика, предназначенные для удаления препятствий в обсадной колонне при спуске хвостовика 310. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 310 может устанавливаться на забой ствола 340 скважины, пока набухающие пакеры 320 не набухнут для создания посадки с натягом или достаточной гидравлической изоляции для удержания на месте хвостовика 310. Альтернативно, хвостовик 310 может устанавливаться на мостовую пробку 355, привязанную по глубине, или любое подходящее препятствие в обсадной колонне с известной глубиной. Здесь хвостовик 305 показан посаженным на мостовую пробку 355, которая может быть посажена посредством каротажного кабеля. Таким образом, мостовая пробка 355 может служить точкой привязки, на которую помещается хвостовик 310, когда спускается в обсадную колонну. В некоторых вариантах осуществления хвостовик 310 может представлять собой полноразмерную трубную колонну до поверхности, эффективно изолирующую всю обсадную колонну 310, или в других вариантах осуществления хвостовик 310 может изолировать только продольный участок обсадной колонны 310.

Как описано выше, когда хвостовик 310 находится на месте и разбухающие пакеры уже увеличились в объеме для создания гидравлической изоляции между интервалами, выбранные интервалы могут, по желанию, изолировать и перфорировать для предоставления возможности обработки выбранных интервалов. Любой подходящий способ изоляции может быть использован для изоляции выбранных интервалов хвостовика, включая в себя, не ограничиваясь этим, способ шара и заслонки, пакеры, пробки с ниппелем и на тросовом канате, мостовые пробки, скользящие втулки, пробки из твердых частиц или расклинивающего агента или любые их комбинации.

Перед обработкой выбранных интервалов хвостовик 310 может быть перфорирован для предоставления возможности обработки одного или нескольких выбранных интервалов. Термин «перфорирован», использующийся в данном описании, означает, что деталь или хвостовик имеет отверстия или проемы. Отверстия могут иметь любую форму, например быть круглыми, прямоугольными, щелевыми и т.п. Термин не имеет целью ограничивать способы производства отверстий, то есть он не требует, чтобы они выполнялись перфорированием, или особого расположения отверстий.

Любой подходящий способ перфорирования хвостовика 310 может быть использован для перфорирования хвостовика 310, включая, не ограничиваясь этим, обычную перфорацию, такую как с использованием перфорационных зарядов, заранее проперфорированный хвостовик, скользящие втулки или окна, разрывные диски, панели с разрывающимися дисками, панели, выполненные из материалов, способных к разложению, растворимые пробки, перфорационные каналы, выполняемые химическим разрезанием, или любые их комбинации. В некоторых вариантах осуществления гидромониторный инструмент может быть использован для перфорирования хвостовика. Таким образом, по желанию, может быть восстановлена возможность гидравлической связи с выбранным интервалом. Как показано на фиг.3А, скользящие втулки 360 могут приводиться в действие для открывания перфорационных каналов 370 хвостовика. Перфорационные каналы 370 хвостовика могут представлять собой просто заранее устроенные проемы в хвостовике 310 или проемы, созданные либо разрывными дисками, разложением панелей, способных к разложению, или любым другим устройством, подходящим для создания проемов в хвостовике 310 в нужном месте на длине отрезка хвостовика 310.

В некоторых вариантах осуществления скользящие втулки 360 могут содержать устройство минимизации негативного воздействия мелкодисперсного материала, такое, что скользящая втулка 360 может функционировать с включением в себя открытого положения, закрытого положения и/или положения, позволяющего устройству минимизации негативного воздействия мелкодисперсного материала, такому как песчаный фильтр или гравийная набивка, уменьшать воздействие мелкодисперсного материала или обратного потока расклинивающего агента, проходящего через отверстие скользящей втулки 360.

Некоторые варианты осуществления могут включать в себя шлангокабельную линию, каротажные кабели, или трубы на поверхность могут включаться в состав для обеспечения мониторинга забойных датчиков, электрически активируемых устройств управления подземного оборудования, для нагнетания химикатов или любых их комбинаций. Например, показанная на фиг.3В шлангокабельная линия 357 может использоваться для приведения в действие дистанционно управляемых скользящих втулок 360. Шлангокабельная линия 357 может проходить между хвостовиком 310 и набухающими пакерами 320, или шлангокабельная линия 357 может проходить через разбухающие пакеры 320, как показано на фиг.3В. Шлангокабельная линия 357 может также использоваться как линия нагнетания химикатов для нагнетания химикатов или текучих сред, таких как для маркирующих обработок, заполнения азотом, раскислителей H₂S, ингибиторов коррозии или любых их комбинаций.

Хотя хвостовик 310 и разбухающие пакеры 320 показаны создающими изоляцию вдоль обсадной колонны 305, понятно, что хвостовик 310 и разбухающие пакеры 320 могут создавать изоляцию в открытом стволе без обсадной колонны или, по желанию, для гравийного фильтра. Таким образом, обсадная колонна 305 не является требуемым признаком во всех вариантах осуществления настоящего изобретения. Другими словами, показ обсадной колонны 305 на фигурах является чисто иллюстративным и никаким образом не требует присутствия обсадной колонны 305 во всех вариантах осуществления настоящего изобретения.

Когда выбранные интервалы надлежащим образом изолированы и проперфорированы с использованием изоляционной компоновки, выбранные интервалы могут быть обработаны по желанию. На фиг.4 показан гидромониторный инструмент 485, спущенный в хвостовик 410 на гибкой насосно-компрессорной трубе 483. Как показано здесь, гидромониторный инструмент 485 может использоваться для перфорирования обсадной колонны 405 и вызова или улучшения притока перфорационных каналов в первом интервале 491 ствола скважины. Затем, по желанию, первый интервал 491 может обрабатываться для интенсификации притока гидромониторным инструментом 485 или введением текучей среды обработки для интенсификации притока в хвостовик 405. Как должно быть понятно специалисту в области техники, воспользовавшемуся этим изобретением, изоляция и перфорирование выбранных интервалов могут происходить в различной последовательности в зависимости от конкретного профиля скважины, условий и желаемой обработки. В некоторых вариантах осуществления могут перфорировать несколько интервалов перед изоляцией одного или нескольких выбранных интервалов. Существует несколько способов перфорирования и гидроразрыва индивидуальных пластов. В одном способе используют выборочный отстрел при перфорировании на каротажном кабеле с отклонением шаровым уплотнителем между обработками. В другом способе используют обычное перфорирование с установкой разбуриваемых пробок между обработками. В еще одном способе используют скользящие окна, открываемые и закрываемые посредством каротажного кабеля или гибкой насосно-компрессорной трубы между обработками. В другом способе используют извлекаемые мостовые пробки и перемещение гидромонитором мостовых пробок между интервалами. В другом способе используют перфорирование ограниченного входа, системы сдвоенных пакеров для изоляции обычным способом проперфорированных интервалов и пакеры на насосно-компрессорной трубе с обычным перфорированием.

Примеры подходящих обработок, которые могут применяться на каждом выбранном интервале, включают в себя, не ограничиваясь этим, обработки для интенсификации притока (например, обработку гидроразрыва пласта или кислотную обработку пласта для интенсификации притока), обработку для охвата, обработку для борьбы с пескопроявлением, обработку консолидации, обработку изоляции или любые их комбинации. Кроме того, поскольку этапы обработки часто выполняют на ранее обрабатывавшихся интервалах, сразу признается, что ранее обойденные интервалы могут обрабатывать аналогичным способом.

На фиг.5А показано размещение изоляционной компоновки в стволе скважины на составной трубе, прикрепленной к гидромониторному инструменту, для предоставления возможности за один рейс размещения и обработки ствола скважины с несколькими интервалами добычи, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Одно из преимуществ такой реализации настоящего изобретения включает в себя возможность установки изоляционной компоновки и выполнение работ перфорации и обработки за один рейс в ствол 540 скважины. Составная труба 580 может использоваться для спуска хвостовика 510 в ствол 540 скважины. Более конкретно, составная труба 580 прикреплена к хвостовику 510 посредством крепления 575. После спуска хвостовика 510 в ствол 540 скважины набухающим пакерам может предоставляться возможность разбухания для создания гидравлического уплотнения на обсадной колонне 505 для изоляции или повторной изоляции интервалов в стволе 540 скважины. После установки на место хвостовика 510 крепление 575 может срезаться или иначе отсоединяться от хвостовика 510.

После того как крепление 575 срезано или иначе отсоединено, гидромониторный инструмент 585 может спускаться в интервал ствола скважины, подлежащий обработке, в этом случае первый интервал 591 ствола скважины, как показано на фиг.5В. Как показано здесь, гидромониторный инструмент 585 может использоваться для перфорирования обсадной колонны 505 и вызова или улучшения притока из перфорационных каналов на первом интервале 591 ствола скважины. Затем, как показано на фиг.5С, текучая среда в этом случае (текучая среда для гидроразрыва пласта) может вводиться в хвостовик 510 для обработки первого интервала 591 ствола скважины. На фиг.50 показана обработка 595 гидроразрыва пласта, применяемая на первом интервале 591 ствола скважины. В некоторой точке, после перфорирования интервала 591 в стволе скважины гидромониторным инструментом 585, гидромониторный инструмент 585 может убираться в точку над ожидаемым верхом отклоняющей пробки расклинивающего агента обработки гидроразрыва пласта. На фиг.5Е гидромониторный инструмент 585 убран из первого интервала 591 ствола скважины в положение над отклоняющей пробкой расклинивающего агента текучей среды для гидроразрыва пласта. На фиг.5F излишний расклинивающий агент убирают, обратным потоком убирая отклоняющую пробку расклинивающего агента для предоставления возможности обработки следующего интервала в стволе скважины, представляющего интерес.

После удаления излишнего расклинивающего агента гидромониторный инструмент 585 может использоваться для перфорирования обсадной колонны 505 и инициирования или улучшения притока перфорационных каналов во втором интервале 592 в стволе скважины, как показано на фиг.5С. Затем могут применять обработки текучей средой во втором интервале 592 в стволе скважины. Аналогичным способом, другие интервалы в стволе скважины, представляющие интерес, по желанию, могут перфорироваться и обрабатываться или повторно обрабатываться. Кроме того, сразу признается, что обойденные интервалы между двумя интервалами, из которых ведется добыча, также могут аналогично перфорироваться и обрабатываться.

Как конечный этап процесса, насосно-компрессорная труба может опускаться, в то время как продолжается обратная циркуляция для удаления расклинивающего агента отклоняющей пробки для представления возможности добычи из вновь проперфорированных и обработанных для интенсификации притока интервалов.

В связи с вышеуказанным настоящее изобретение обеспечивает получение результатов и преимуществ, как выше упомянутых, так и присущих данному изобретению. Конкретные, раскрытые выше, варианты осуществления являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может модифицироваться и применяться отличающимися, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов данной области техники, воспользовавшихся преимуществами его сущности, изложенной в данном описании. Дополнительно к этому, никаких ограничений, кроме изложенных в прилагаемой формуле изобретения, не налагается на способы и конструкции, раскрытые в данном описании. Поэтому является очевидным, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут меняться или модифицироваться со всеми такими изменениями, рассматриваемыми относящимися к объему и сущности настоящего изобретения. Также термины в формуле изобретения имеют свое точное обычное значение, если другое не задано понятно и четко патентообладателем.

Claims (20)

1. Способ обработки ствола скважины с множеством продуктивных интервалов, содержащий следующие этапы:
обеспечение изоляционной компоновки, содержащей хвостовик и множество разбухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика на выбранных расстояниях;
введение изоляционной компоновки в ствол скважины;
осуществление разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров для создания изоляции зоны, по меньшей мере, одного из множества выбранных интервалов;
осуществление гидравлической связи, по меньшей мере, с одним из множества выбранных интервалов;
обработку, по меньшей мере, одного выбранного интервала, содержащая перфорацию выбранного интервала;
введение обрабатывающей текучей среды в, по меньшей мере, один выбранный интервал через хвостовик;
уплотнение выбранного интервала.

2. Способ по п.1, в котором на этапе разбухания, по меньшей мере, одного из множества пакеров осуществляют введение маркирующей текучей среды в ствол скважины для контакта с указанным пакером.

3. Способ по п.1, в котором этап осуществления гидравлической связи с, по меньшей мере, одним выбранным интервалом содержит перфорацию хвостовика.

4. Способ по п.1, в котором используют изоляционную компоновку, дополнительно содержащую разрывной диск, способный устанавливать гидравлическую связь с, по меньшей мере, одним выбранным интервалом после приложения к разрывному диску давления, превышающего разрывное давление разрывного диска.

5. Способ по п.1, в котором используют изоляционную компоновку, дополнительно содержащую скользящее окно, способное устанавливать гидравлическую связь посредством его приведения в открытое положение.

6. Способ по п.5, в котором используют изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно способное восстанавливать изоляцию зоны, по меньшей мере, одного выбранного интервала посредством его закрытия.

7. Способ по п.5, в котором используют изоляционную компоновку, содержащую скользящее окно, дополнительно содержащее устройство минимизации негативного воздействия мелкодисперсного материала.

8. Способ по п.1, в котором используют изоляционную компоновку, дополнительно содержащую шлангокабельную линию.

9. Способ по п.8, в котором используют изоляционную компоновку со шлангокабельной линией, выполненной с возможностью ретрансляции данных удаленных датчиков.

10. Способ по п.8, в котором используют изоляционную компоновку со шлангокабельной линией, выполненной с возможностью приведения в действие забойных устройств с дистанционным управлением.

11. Способ по п.8, в котором используют изоляционную компоновку со шлангокабельной линией, приспособленной для нагнетания химикатов.

12. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап изоляции продольного участка хвостовика посредством использования шара и заслонки, пакера, ниппельных и тросовых пробок, мостовой пробки, скользящей втулки, пробки из твердых частиц, пробки из расклинивающего агента или любых их комбинаций.

13. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап обработки второго выбранного интервала ствола скважины.

14. Способ по п.1, в котором этап обработки, по меньшей мере, одного выбранного интервала содержит гидроразрыв пласта или кислотную обработку для интенсификации притока.

15. Способ по п.1, в котором этап обработки, по меньшей мере, одного выбранного интервала содержит охват указанного интервала, его изоляцию и обработку для борьбы с пескопроявлениями в указанном интервале или его уплотнение.

16. Способ по п.1, в котором этап обработки, по меньшей мере, одного выбранного интервала содержит изоляцию ранее обойденного интервала ствола скважины.

17. Способ по п.1, который содержит размещение в стволе скважины обсадной колонны, имеющей, по меньшей мере, один перфорационный канал, и введение изоляционной компоновки в обсадную колонну.

18. Способ по п.1, дополнительно содержащий введение дополнительной изоляционной компоновки в ствол скважины.

19. Способ по п.1, в котором выбранный интервал расположен над или под хвостовиком.

20. Способ по п.1, в котором обработкой, по меньшей мере, одного выбранного интервала является повторный гидроразрыв пласта.

Images