Компоновка и способ интенсификации притока гидроразрывом пласта коллектора в нескольких зонах с использованием автономных блоков в системах труб

Компоновка и способ интенсификации притока гидроразрывом пласта коллектора в нескольких зонах с использованием автономных блоков в системах труб

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ

[01] Данная заявка испрашивает приоритет по предварительной патентной заявке U.S. 61/348,578, зарегистрированной 26 мая 2010 г. под названием Assembly and Method for Multi-Zone Fracture Stimulation of a Reservoir Using Autonomous Tubular Units, полностью включена в данный документ в виде ссылки. Данная заявка также связана с ранее зарегистрированной заявкой PCT/US2011/031948 под названием Assembly and Method for Multi-Zone Fracture Stimulation of a Reservoir Using Autonomous Tubular Units, зарегистрирована 11 апреля 2011 г.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[02] Данный раздел информирует о различных аспектах техники, которая может быть связана с являющимися примерами вариантами осуществления настоящего изобретения. Данное рассмотрение дает возможность лучше понять частные аспекты настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел надо читать с соответствующим подходом, а не как заключение по известной технике.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[03] Данное изобретение относится, в общем, к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Конкретнее, изобретен способ перфорирования, изоляции и обработки одного интервала или последовательно нескольких интервалов без выполнения работ на кабеле или со спуском колонны.

[04] В бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливают вниз, находящегося на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото поднимают и ствол скважины крепят обсадной колонной. При этом образуется кольцевая область между обсадной колонной и окружающими пластами.

[05] Обычно проводят цементирование для заполнения или заливки кольцевой области цементом. Это служит для образования цементной оболочки. Комбинация цемента и обсадной колонны является креплением ствола скважины и осуществляет изоляцию пластов за обсадной колонной.

[06] Обычно в ствол скважины устанавливают несколько обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами. Таким образом, процесс бурения и последующего цементирования уменьшающихся в диаметре обсадных колонн повторяется несколько раз или даже многократно до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, цементируют на месте установки. В некоторых случаях последняя обсадная колонна является хвостовиком, то есть обсадной колонной, не подвешенной на устье скважины, но подвешенной на нижнем конце предыдущей обсадной колонны.

[07] Как часть процесса заканчивания эксплуатационную обсадную колонну перфорируют на нужном уровне. Это означает, что пробивают перфоратором поперечные отверстия, проходящие через обсадную колонну и цементную оболочку, окружающую обсадную колонну, для обеспечения притока углеводородных текучих сред в ствол скважины. Затем пласт обычно подвергают гидроразрыву.

[08] Гидравлический разрыв пласта состоит из нагнетания вязких текучих сред (обычно тиксотропных, неньютоновских гелей или эмульсий) в пласт при таких высоких давлениях и расходах, что порода коллектора разрушается и образуется сеть трещин. Текучую среду гидроразрыва обычно смешивают с гранулированным материалом проппанта, таким как песок, керамические шарики или другие гранулированные материалы. Проппант служит для удержания трещины (трещин) открытой после сброса гидравлического давления. Комбинации трещин и нагнетаемого проппанта увеличивают производительность прошедшего обработку коллектора.

[09] Для дополнительной обработки пласта для интенсификации притока и очистки приствольных забойных зон скважины оператор может выбрать "кислотную обработку" пласта. Обработку выполняют, нагнетая раствор кислоты в ствол скважины и подавая через перфорационные отверстия. Использование раствора кислотной обработки является особенно предпочтительным в пластах, содержащих карбонатные горные породы. При проведении работ буровая компания нагнетает концентрированную муравьиную кислоту или другой кислотный состав в ствол скважины и направляет текучую среду в выбранные перспективные зоны. Кислота помогает растворению карбонатного материала, при этом, открываются поровые каналы, через которые углеводородные текучие среды могут проходить в ствол скважины. Кроме того, кислота помогает растворению бурового раствора, который мог войти в пласт.

[10] Применение гидравлического разрыва пласта и кислотной обработки для интенсификации притока, описанных выше, является рутинной частью работ в нефтяной промышленности в приложении к индивидуальным проектным зонам. Такие проектные зоны могут составлять до 60 метров (200 футов) полной вертикальной толщины подземного пласта. Когда многослойные или переслаивающиеся коллекторы или очень толстый нефтегазоносный пласт (более около 40 метров) подлежат гидравлическому разрыву, то требуются более сложные методики обработки для получения обработки всего перспективного пласта. В таком случае компания-оператор должна изолировать различные зоны для обеспечения не только перфорирования каждой отдельной зоны, но и адекватного гидроразрыва и обработки. При таком способе оператор уверен, что текучая среда гидроразрыва и/или стимулятор нагнетается через каждую группу перфорационных отверстий в каждую перспективную зону для эффективного увеличения производительности на каждой определенной глубине.

[11] Изоляция различных зон для обработки перед началом эксплуатации требует поэтапной обработки интервалов. Это, в свою очередь, включает использование так называемых способов отведения. В терминологии нефтяной отрасли, "отведение" означает, что нагнетаемая текучая среда отводится от входа в одну группу перфорационных отверстий так, что текучая среда в основном входит только в одну выбранную перспективную зону. В случае если несколько перспективных зон подлежат перфорированию, это требует выполнения нескольких этапов отведения.

[12] Для изоляции выбранных перспективных зон можно использовать различные методики отведения в стволе скважины. Известные методики отведения включают в себя использование следующего:

- механических устройств, таких как мостовые пробки, пакеры, скважинные клапаны, скользящие муфты, и комбинации дефлектор/пробка;

- уплотнительных шариков перфорации;

- твердых частиц, таких как песок, керамический материал, проппант, соль, парафины, смолы, или другие составы;

- химических систем, таких как загущенные текучие среды, огеленные текучие среды, пены или другие текучие среды, являющиеся химическими составами; и

- способов ограничения входа.

[13] Данные и другие способы временного блокирования потока текучих сред в заданную группу перфорационных отверстий или из нее описаны более подробно в U.S. Pat. No. 6,394,184 под названием "Method and Apparatus for Stimulation of Multiple Formation Intervals". Указанный патент, выдан в 2002 и переуступлен ExxonMobil Upstream Research Company. Указанный патент полностью включен в данный документ в виде ссылки.

[14] Патент 6394184 также раскрывает различные методики спуска компоновки низа бурильной колонны ("КНБК") в ствол скважины и затем создания сообщения текучей средой между стволом скважины и различными перспективными зонами. В большинстве вариантов осуществления КНБК включают в себя различные стреляющие перфораторы, имеющие соответствующие заряды. КНБК дополнительно включает в себя провод, проходящий с поверхности в компоновку для передачи электрических сигналов на стреляющие перфораторы. Электрические сигналы позволяют оператору подрывать заряды, при этом, выполняя перфорационные отверстия.

[15] КНБК также включает в себя комплект механически приводимого в действие переустанавливающегося устройства, фиксирующего аксиальное положение, или клиновой захват. Показанный в качестве примера клиновой захват приводится в действие "непрерывного цикла" механизмом с помощью циклического аксиального нагружения сжатия и натяжения. КНБК дополнительно включают в себя надувной пакер или другой герметизирующий механизм. Пакер приводится в действие приложением незначительной сжимающей нагрузки после установки клинового захвата в обсадной колонне. Пакер является переустанавливающимся, так что КНБК может перемещаться на различные глубины или места вдоль ствола скважины для изоляции выбранных перфорационных отверстий.

[16] КНБК также включает в себя локатор муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору мониторинг глубины или местоположения компоновки для надлежащего подрыва зарядов. После подрыва зарядов (или иного пробивания обсадной колонны для сообщения текучей средой с окружающей перспективной зоной), КНБК перемещается так, что пакер можно устанавливать на необходимой глубине. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору перемещение КНБК на нужную глубину относительно вновь выполненных перфорационных отверстий и затем изоляцию данных перфорационных отверстий для гидравлического разрыва пласта и химической обработки.

[17] Каждый из различных вариантов осуществления КНБК, раскрытый в патенте 6394184 включает в себя средство развертывания компоновки в стволе скважин, и последующего линейного перемещения компоновки вверх и вниз в стволе скважины. Такое средство линейного перемещения включает в себя колонну гибкой насосно-компрессорной трубы, колонну обычной составной насосно-компрессорной трубы, тросовую линию, электрокабель или скважинный трактор. В любом варианте, компоновки низа бурильной колонны должны обеспечивать оператору перфорирование обсадной колонны в различных перспективных зонах и затем последовательную изоляцию соответствующих перспективных зон так, что текучая среда гидроразрыва может нагнетаться в перспективные зоны в том же рейсе.

[18] Известные способы заканчивания скважины требуют использования оборудования на поверхности. На Фиг. 1 представлен вид сбоку площадки 100, на которой строится скважина. На площадке 100 скважины используют известное наземное оборудование 50 для несения скважинных инструментов (не показано) над стволом скважины 10 и в нем. Скважинные инструменты могут, например, представлять собой стреляющий перфоратор или пробку гидроразрыва. В показанном в качестве примера на Фиг. 1 устройстве скважинные инструменты подвешены на тросе 85.

[19] Наземное оборудование 50 сверху включает в себя устьевое тросовое оборудование 52. Устьевое тросовое оборудование 52 является удлиненным трубным устройством для приема скважинных инструментов (или колонны скважинных инструментов) и ввода их в ствол 10 скважины. В общем, устьевое тросовое оборудование 52 должно быть длиннее компоновки стреляющего перфоратора (или колонны другого инструмента) для обеспечения безопасного развертывания компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины 100 под давлением.

[20] Устьевое тросовое оборудование 52 подает колонну инструмента таким способом, что давление в стволе 10 скважины контролируется и поддерживается. С использованием серийного и доступного существующего оборудования, высота до верха устьевого тросового оборудование 52 может составлять приблизительно 100 футов (31 м) от поверхности 105 земли. В зависимости от суммарный требуемой длины другие системы подвески устьевого тросового оборудования (соответствующие целевому назначению буровые установки заканчивания/капремонта) можно также использовать. Альтернативно, для уменьшения требуемой суммарной высоты от поверхности систему скважинного устьевого тросового оборудования, аналогичную описанной в U.S. Pat. No. 6056055, выдан 2 мая 2000 г., можно использовать, как часть наземного оборудования 50 и в операциях заканчивания.

[21] Устьевое тросовое оборудование 52 подвешивается над стволом скважины 10 с помощью стрелы 54 крана. Стрелу 54 крана несет опирающаяся на поверхность 105 земли платформа 56 крана. Платформа 56 крана может представлять собой транспортное средство для перевозки части или всей стрелы 54 крана по дороге. Стрела 54 крана включает в себя тросы или кабели 58, используемые для удержания и манипуляций с устьевым тросовым оборудованием 52 над стволом 10 скважины и его демонтажа. Стрела 54 крана и платформа 56 крана выполнены с возможностью несения нагрузок от устьевого тросового оборудования 52 и любых требуемых нагрузок, планируемых для операций заканчивания.

[22] На Фиг. 1 показано устьевое тросовое оборудование 52, установленное над стволом 10 скважины. Верхний участок являющегося примером ствола 10 скважины показан на Фиг. 1. Ствол 10 скважины образует сквозное отверстие 5, проходящее от поверхности 105 земли в подземное пространство 110.

[23] В стволе 10 скважины вначале выполняют направление 20. Направление 20 имеет верхний конец 22, герметично соединяющийся с нижней главной задвижкой 25 гидроразрыва. Направление 20 также имеет нижний конец 24. Направление 20 скреплено со стволом 10 скважины окружающей цементной оболочкой 12.

[24] Ствол 10 скважины также включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 30. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также скреплена со стволом 10 скважины окружающей цементной оболочкой 14. Эксплуатационная обсадная колонна 30 имеет верхний конец 32, герметично соединяющийся с верхней главной задвижкой 35 гидроразрыва. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также имеет нижний конец (не показано). Понятно, что ствол 10 скважины предпочтительно проходит вглубь на некоторое расстояние ниже самой нижней зоны или подземного интервала, подлежащего обработке для интенсификации притока, для размещения отрезка длины скважинного инструмента, такого как компоновка стреляющего перфоратора. Скважинный инструмент прикрепляется к концу троса 85.

[25] Наземное оборудование 50 также включает в себя один или несколько противовыбросовых превенторов 60. Противовыбросовые превенторы 60, в общем, дистанционно приводятся в действие в случае эксплуатационных сбоев. Устьевое тросовое оборудование 52, стрела 54 крана, платформа 56 крана, противовыбросовые превенторы 60 (и их соответствующее вспомогательные компоненты управления и/или приводов) являются стандартными компонентами оборудования, известными специалистам в данной области техники заканчивания скважины.

[26] Как показано на Фиг. 1, оборудование 70 устья скважины установлено над поверхностью 105 земли. Оборудование 70 устья скважины используют для избирательной герметизации ствола 10 скважины. Во время заканчивания оборудование 70 устья скважины включает в себя различные компоненты патрубков боковой врезки, часто именуемыми катушками. Оборудование 70 устья скважины и его катушки используют для регулирования расхода и гидравлической изоляции во время операций монтажа буровой установки, операций обработки для интенсификации притока и операций демонтажа буровой установки.

[27] Катушки могут включать в себя буферную задвижку 72. Буферную задвижку 72 используют для изоляции ствола 10 скважины от устьевого тросового оборудования 52 или других компонентов над оборудованием устья скважины. Катушки также включают в себя нижнюю главную задвижку 25 гидроразрыва и верхнюю главную задвижку 35 гидроразрыва, упомянутые выше. Данные главные нижняя задвижка 25 и верхняя задвижка 35 гидроразрыва создают системы запорной арматуры для изоляции давления в стволе скважины выше и ниже своих соответствующих мест установки. В зависимости от технологии работ на конкретной площадке и проектной обработки для интенсификации притока одну из данных изолирующих задвижек можно использовать или не использовать.

[28] Оборудование 70 устья скважины и его катушки могут также включать в себя инжекционные клапаны 74 на боковом отводе. Инжекционные клапаны 74 на боковом отводе создают место для нагнетания текучих сред обработки для интенсификации притока в ствол 10 скважины. Трубная разводка от насосов на поверхности (не показано) и емкости (не показано), используемые для нагнетания текучей среды обработки для интенсификации притока присоединяются к клапанам 74 с использованием подходящих шлангов, крепежа и/или соединительных муфт. Текучие среды обработки для интенсификации притока затем перекачивают в эксплуатационную обсадную колонну 30.

[29] Оборудование 70 устья скважины и его катушки могут также включать в себя инструмент 76 герметизации троса. Инструмент 76 герметизации троса создает средство защиты троса 85 от прямого прохода потока несущей проппант текучей среды, инжектируемой в инжекционные клапаны 74 на боковом отводе. Вместе с тем, следует отметить, что трос 85, в общем, не защищен от несущих проппант текучих сред под оборудованием 70 устья скважины. Поскольку несущая проппант текучая среда является высокоабразивной, это создает потолок производительности для подачи насосом скважинных инструментов в ствол 10 скважины.

[30] Понятно, что различные позиции наземного оборудования 50 и компоненты оборудование 70 устья скважины показаны только в качестве примера. В обычных операциях заканчивания должны использоваться многочисленные клапаны, трубы, емкости, крепеж, соединительные муфты, измерительные приборы и другие устройства. Кроме того, скважинное оборудование можно спускать в ствол скважины и поднимать из него с использованием электрокабеля, гибкой насосно-компрессорной трубы, или скважинного трактора. Альтернативно, буровую установку или другую платформу можно использовать с составными трубными инструментами.

[31] В любом случае необходимо создание скважинных инструментов, которые можно развертывать в стволе скважины без использования устьевого тросового оборудования и стрелы крана. Кроме того, необходимо создание автономных инструментов, то есть не управляемых механически с поверхности, которые можно развертывать в эксплуатационной обсадной колонне или другой трубной детали, такой как трубопровод. Кроме того, необходимо создание способов перфорирования и обработки нескольких интервалов по длине ствола скважины без ограничения производительности насоса или необходимости использования удлиненного устьевого тросового оборудования.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[32] Компоновки и способы, описанные в данном документе, имеют различные преимущества для проведения работ разведки и добычи нефти и газа. Первое, создана компоновка инструмента. Компоновка инструмента предназначена для использования при выполнении работ в трубах. В одном варианте осуществления компоновка инструмента содержит автономно приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент может, например, являться пробкой для гидроразрыва, мостовой пробкой, режущим инструментом, ремонтной муфтой обсадной колонны, цементировочным пакером, или стреляющим перфоратором.

[33] Предпочтительным является изготовление, по меньшей мере, частей компоновки инструмента, например, одного или нескольких вышеупомянутых инструментов из трескающегося материала. Компоновка инструмента саморазрушается, реагируя на назначенное событие. Таким образом, в случае если инструмент является пробкой для гидроразрыва, компоновка инструмента может саморазрушаться в стволе скважины в назначенное время после установки. В случае если инструмент является стреляющим перфоратором, компоновка инструмента может саморазрушаться при выполнении стрельбы перфоратором после достижения выбранной глубины.

[34] Компоновка инструмента также включает в себя устройство локации. Устройство локации может являться компонентом, отдельным от бортового контроллера, или может быть встроено в бортовой контроллер, так что ссылку в данном документе на устройство локации можно считать также ссылкой на контроллер и наоборот. Устройство локации выполнено с возможностью определять местоположение приводимого в действие инструмента в трубном изделии. Трубное изделие может, например, являться стволом скважины, сконструированной с возможностью добычи углеводородных текучих сред, или трубопроводом для транспортировки текучих сред.

[35] Устройство локации определяет местоположение в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине системы труб. В одном устройстве устройство локации является локатором муфт обсадной колонны, и физическая сигнатура образуется разносом муфт вдоль трубного изделия. Муфты обнаруживаются локатором муфт. В другом устройстве устройство локации является радиочастотной антенной, и физическая сигнатура образуется разносом идентификационных меток. Идентификационные метки обнаруживаются радиочастотной антенной.

[36] Компоновка инструмента также содержит бортовой контроллер. Контроллер, выполнен с возможностью передачи сигнала приведения в действие на приводимый в действие инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента. Локация также основана на физической сигнатуре вдоль ствола скважины. Приводимый в действие инструмент, устройство локации и бортовой контроллер вместе имеют размеры и выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии, как автономный блок.

[37] В одном варианте осуществления устройство локации содержит пару датчиков, разнесенных вдоль компоновки инструмента. Пара датчиков представляет собой нижний датчик и верхний датчик. В данном варианте осуществления сигнатура образуется с помощью установки меток, разнесенных вдоль трубного изделия, метки обнаруживаются каждым из датчиков.

[38] Контроллер может содержать часовой механизм, определяющий время, прошедшее между обнаружением нижним датчиком и обнаружением верхним датчиком прохода компоновки инструмента мимо метки. Компоновку инструмента программируют для определения скорости компоновки инструмента в заданное время на основе деления расстояния между нижним и верхним датчиками на время, прошедшее между обнаружениями. Установку компоновки инструмента на выбранное место вдоль трубного изделия можно затем подтверждать комбинацией (I) положения компоновки инструмента относительно меток, обнаруженных нижним или верхним датчиком, и (II) скорости компоновки инструмента, вычисленной контроллером, как функции времени.

[39] В случае если инструмент является пробкой для гидроразрыва или мостовой пробкой, пробка может иметь эластомерный уплотнительный элемент. Когда инструмент приводится в действие, уплотнительный элемент, который, в общем, имеет конфигурацию кольца, расширяется, образовывая существенную изоляцию текучей среды в трубном изделии на выбранном месте. Пробка может также иметь комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента установленной вблизи выбранного места.

[40] Компоновка может включать в себя ловильную шейку. Шейка обеспечивает оператору извлечение инструмента в случае прихвата или осечки при стрельбе.

[41] В случае если инструмент является компоновкой стреляющего перфоратора, предпочтительно компоновка стреляющего перфоратора включает в себя систему безопасности для предотвращения преждевременной детонации соответствующих зарядов стреляющего перфоратора.

[42] В одном устройстве компоновки инструмент является внутритрубным снарядом, а трубное изделие является трубопроводом, транспортирующим текучие среды. Внутритрубный снаряд приводится в действие в некотором месте в трубопроводе для выполнения некоторой операции, такой как отбор проб текучей среды или очистка секции стенки трубопровода.

[43] Способ перфорирования ствола скважины в нескольких перспективных зонах также предложен в данном документе. В одном варианте осуществления способ вначале включает в себя создание первой автономной компоновки стреляющего перфоратора. Первая компоновка стреляющего перфоратора, по существу, изготовлена из трескающегося материал и выполнена с возможностью обнаружения первой выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины.

[44] Способ также включает в себя развертывание первой компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. После обнаружения достижения первой компоновкой стреляющего перфоратора первой выбранной перспективной зоны, компоновка стреляющего перфоратора должна выполнить стрельбу вдоль первой перспективной зоны для получения перфорационных отверстий.

[45] Способ дополнительно включает в себя создание второй компоновки стреляющего перфоратора. Вторая компоновка стреляющего перфоратора также по существу изготовлена из трескающегося материала и выполнена с возможностью обнаружения второй выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины.

[46] Способ также включает в себя развертывание второй компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. После обнаружения достижения второй компоновкой стреляющего перфоратора второй выбранной перспективной зоны, компоновка стреляющего перфоратора должна выполнить стрельбу вдоль второй перспективной зоны для получения перфорационных отверстий.

[47] Этапы развертывания компоновок стреляющего перфоратора можно выполнять различными способами. Способы включают в себя подачу насосом, с использованием гравитации, с использованием скважинного трактора или их комбинации. Дополнительно, компоновки стреляющего перфоратора можно, если необходимо, сбрасывать в любом порядке для перфорирования различных зон в зависимости от программы заканчивания ствола скважины.

[48] Способ может также включать в себя высвобождение уплотнительных шариков перфорационных отверстий из второй компоновки стреляющего перфоратора. Высвобождение проводится перед выполнением стрельбы перфоратором второй компоновки стреляющего перфоратора, или одновременно с ней. Способ затем включает в себя создание временной герметизации уплотнительными шариками перфорационных отверстий вдоль первой перспективной зоны. В данном варианте осуществления вторая компоновка стреляющего перфоратора содержит множество не трескающихся уплотнительных шариков перфорационных отверстий и контейнер, размещаемый вместе с компоновкой стреляющего перфоратора, для временного удержания уплотнительных шариков перфорационных отверстий. Уплотнительные шарики перфорационных отверстий высвобождаются по команде бортового контроллера перед выполнением стрельбы перфоратором второй компоновки стреляющего перфоратора, или одновременно со стрельбой.

[49] Способ перфорирования ствола скважины может дополнительно содержать создание автономной компоновки пробки для гидроразрыва. Компоновка пробки для гидроразрыва может иметь устройство, описанное выше. Например, компоновка пробки для гидроразрыва включает в себя пробку для гидроразрыва с эластомерным элементом для создания изоляции текучей среды после приведения в действие. Компоновка пробки для гидроразрыва также выполнена с возможностью обнаруживать выбранное для ее установки место вдоль ствола скважины. Способ должен, при этом, также включать в себя развертывание компоновки пробки для гидроразрыва в стволе скважины. После обнаружения достижения компоновкой пробки для гидроразрыва выбранного места в стволе скважины, клиновой захват и уплотнительный элемент вместе приводятся в действие для установки компоновки пробки для гидроразрыва.

[50] Отдельный способ выполнения заканчивания ствола скважины также создан. Предпочтительно, ствол скважины сконструирован с возможностью добычи углеводородных текучих сред из подземного пласта или нагнетания текучих сред в подземный пласт. В одном аспекте способ вначале содержит спуск компоновки инструмента в ствол скважины. Здесь компоновка инструмента спускается в ствол скважины на рабочей линии. Рабочая линия может представлять собой проволочную линию, трос или линию электрокабеля.

[51] Компоновка инструмента имеет приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент может, например, являться пробкой для гидроразрыва, цементировочным пакером, или мостовой пробкой. Компоновка инструмента также имеет установочный инструмент для установки компоновки инструмента.

[52] Компоновка инструмента также имеет устройство подрыва. Еще дополнительно, компоновка инструмента включает в себя бортовой процессор. Бортовой процессор имеет таймер для саморазрушения компоновки инструмента с использованием устройства подрыва через заданный период времени после приведения инструмента в действие в стволе скважины. Компоновку инструмента изготавливают из трескающегося материала для содействия саморазрушению.

[53] Способ также включает в себя удаление рабочей линии после установки компоновки инструмента в стволе скважины.

[54] В одном варианте осуществления рабочая линия является проволочной линией, и компоновка инструмента дополнительно содержит устройство локации для определения местоположения установки приводимого в действие инструмента в стволе скважины на основе физической сигнатуры, созданной вдоль ствола скважины. В данном варианте осуществления бортовой процессор выполнен с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения операции в стволе скважины по сигналу приведения в действие.

[55] В другом варианте осуществления компоновка инструмента дополнительно содержит комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента в стволе скважины. В данном варианте осуществления сигнал приведения в действие приводит в действие клиновой захват, обуславливая установку компоновки инструмента в стволе скважины на выбранном месте. Дополнительно, бортовой процессор передает сигнал на устройство подрыва через заданный период времени после установки компоновки инструмента в стволе скважины для саморазрушения компоновки инструмента. Приводимый в действие инструмент может являться мостовой пробкой или пробкой для гидроразрыва.

[56] В еще одном варианте осуществления приводимый в действие инструмент является стреляющим перфоратором. В данном варианте осуществления сигнал приведения в действие приводит в действие стреляющий перфоратор для создания перфорационных отверстий вдоль ствола скважины на выбранном месте.

[57] В еще одном варианте осуществления, заявленный объект изобретения включает в себя компоновку инструмента для выполнения работ в трубах, содержащий: приводимый в действие инструмент, содержащий: (I) устройство локации для обнаружения места установки приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, созданной для устройства вдоль трубного изделия; и (II) контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на приводимый в действие инструмент с реакцией на физическую сигнатуру в момент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место приведения в действие инструмента; при этом: приводимый в действие инструмент, устройство локации, и бортовой контроллер развертываются в трубном изделии, как автономно приводимый в действие блок; и приводимый в действие инструмент является автономно приводимым в действие для выполнения работ в трубах по сигналу приведения в действие с контроллера, когда приводимый в действие инструмент приходит место приведения в действие вдоль трубного изделия.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[58] Для лучшего понимания настоящего изобретения к нему прилагаются некоторые чертежи, схемы, графики и/или блок-схемы последовательности операций. Следует отметить, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретения и их нельзя рассматривать ограничивающими его объем, поскольку изобретение может иметь другие одинаково эффективные варианты осуществления и способы применения.

[59] На Фиг. 1 показан вид сбоку площадки скважины, где выполняют заканчивание скважины. Известное наземное оборудование установлено для обеспечения работы скважинных инструментов (не показано) над стволом скважины и в нем. Здесь показана известная техника.

[60] На Фиг. 2 показан вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины, которому не нужно устьевое тросовое оборудование Фиг. 1. Здесь показан инструмент, являющийся компоновкой пробки для гидроразрыва, развернутый в эксплуатационной обсадной колонне. Компоновка пробки для гидроразрыва показана как в положении до, так и после приведения в действие.

[61] На Фиг. 3 показан альтернативный вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины. Здесь показан инструмент, являющийся компоновкой стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора развернута в эксплуатационной обсадной колонне, и показана как в положении до, так и после приведения в действие.

[62] На Фиг. 4A показан вид сбоку площадки скважины со стволом скважины для приема автономного инструмента. В стволе скважины проводят заканчивание, по меньшей мере, перспективных зон "T" и "U".

[63] На Фиг. 4B показан вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята первая компоновка стреляющего перфоратора в одном варианте осуществления.

[64] На Фиг. 4C показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной.

[65] На Фиг. 4D показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "T" проперфорирована.

[66] На Фиг. 4E показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в перспективной зоне «T».

[67] На Фиг. 4F показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята компоновка пробки для гидроразрыва в одном варианте осуществления.

[68] На Фиг. 4G показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва спустилась в стволе скважины в положение над перспективной зоной "T".

[69] На Фиг. 4H показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва приведена в действие и установлена.

[70] На Фиг. 4I показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята вторая компоновка стреляющего перфоратора.

[71] На Фиг. 4J показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь вторая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной "U." Перспективная зона "U" находится над перспективной зоной "T".

[72] На Фиг. 4K показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь заряды второй компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "U" проперфорирована.

[73] На Фиг. 4L показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в перспективной зоне "U".

[74] На Фиг. 4M показан завершающий вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва удалена из ствола скважины. Кроме того, ствол скважины теперь принимает текучие среды добычи.

[75] На Фиг. 5A показан вид сбоку участка ствола скважины. В стволе скважины выполняют заканчивание в нескольких перспективных зонах, включающих в себя зоны "A", "B" и "C".

[76] На Фиг. 5B показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь в ствол скважины принята первая компоновка стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора подается насосом вниз по стволу скважины.

[77] На Фиг. 5C показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной "A".

[78] На Фиг. 5D показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "A" проперфорирована.

[79] На Фиг.