Способ выборочного разрыва пласта

Способ выборочного разрыва пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится к способу разрыва (гидроразрыва) пласта, окружающего ствол скважины.

Типичные системы разрыва перемещают муфту разрыва для открытия отверстий в эксплуатационной колонне. В традиционной системе разрыва это достигается установкой падающего шарика на седло шарика, прикрепленное к муфте. Как только поперечно шарику достигается достаточный перепад давления, седло и прикрепленная муфта разрыва перемещаются аксиально для открытия отверстий. Разрывающая текучая среда закачивается в скважину и выходит в окружающий пласт через отверстия. Для того, чтобы разорвать многозонную скважину, седла шариков уменьшают в диаметре от пятки до носка скважины. Наименьший шарик падает первым и проходит через все бóльшие седла шариков, пока он не сядет в седло, наиболее близкое к носку скважины. Как только первая зона успешно разрывается, далее бóльшие шарики могут последовательно падать, чтобы вызывать раскрытие отверстия разрыва для каждой следующей зоны разрыва.

Постоянно уменьшающиеся седла шариков имеют несколько известных недостатков. Ограничения внутреннего диаметра в седлах шариков имеют отрицательное воздействие на эффективность разрыва, наиболее близкого к носку скважины. Этот недостаток может быть преодолен использованием мощных насосов для перемещения разрывающей текучей среды через узкий ствол, несмотря на то, что это дорогостояще.

Дополнительно, как только операции разрыва завершаются, шарики должны быть удалены из системы до начала добычи. Существующие способы для удаления шариков включают высверливание шариков и седел, следование шариков обратно на поверхность и/или использование растворимых шариков. Каждый из этих способов требует много времени и создает риск и/или ограничение добычи углеводородов.

Настоящее изобретение имеет своей задачей уменьшение по меньшей мере части вышеупомянутых недостатков.

Задачей по меньшей мере одного аспекта по меньшей мере одного варианта выполнения настоящего изобретения является устранение или по меньшей мере уменьшение одной или более проблем и/или недостатков в известном уровне техники.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения обеспечен способ разрыва пласта, окружающего ствол скважины, содержащий этапы, на которых:

(i) обеспечивают трубу, включающую по меньшей мере два участка, причем каждый участок содержит средства изоляции кольцевого пространства, выборочный путь потока между внутренней областью и внешней областью трубы и средства изоляции сквозного ствола;

(ii) перемещают трубу в скважину;

(iii) изолируют кольцевое пространство между внешней областью трубы и скважиной, чтобы тем самым создавать по меньшей мере две изолированные зоны;

(iv) выбирают любую зону для разрыва;

(v) удаленно открывают путь потока в участке трубы, соответствующем выбранной зоне;

(vi) удаленно изолируют сквозной ствол трубы закрытием средств изоляции сквозного ствола на участке трубы, соответствующем выбранной зоне; и

(vii) разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающего скважину.

Способ также может включать этапы, на которых:

(viii) удаленно закрывают путь потока на участке трубы, соответствующем выбранной зоне; и

(ix) открывают сквозной ствол трубы, удаленно открывая средства изоляции сквозного ствола на участке трубы, соответствующем выбранной зоне.

По меньшей мере этапы (iv)-(vi) могут повторяться, чтобы тем самым разрывать по меньшей мере часть пласта, окружающую различные зоны скважины.

Этап (iv) может включать этап, на котором выбирают разрываемую зону восстающей скважины до разрываемой зоны нисходящей скважины.

В этом контексте выражение "восстающая скважина" может быть истолковано в значении ближе либо к пятке скважины, либо к поверхности, а выражение "нисходящая скважина" может быть истолковано в значении наиболее близко к носку скважины, дистальному от поверхности.

Сквозной ствол предпочтительно изолирован в нисходящей части пути потока. Предпочтительно средства изоляции сквозного ствола в каждом участке трубы расположены непосредственно в нисходящей части выборочного пути потока. Средства изоляции сквозного ствола предпочтительно размещены близко к выборочному пути потока в каждом участке трубы.

Способ может дополнительно включать этапы, на которых:

обеспечивают трубу, включающую множество участков;

создают множество зон;

выбирают одну зону за раз в любом порядке; и

последовательно разрывают по меньшей мере участок пласта, окружающий каждую выбранную зону.

Способ может включать этапы, на которых:

обеспечивают трубу, включающую множество участков;

создают множество зон;

выбирают одну зону за раз последовательным образом; и

последовательно разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающую каждую выбранную зону.

Способ может включать этапы, на которых:

выбирают одну зону за раз последовательным образом от пятки скважины по направлению к носку скважины, и

последовательно разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающую каждую выбранную зону.

В отклоненной скважине пятка скважины обычно относится к части скважины, наиболее близкой к точке отклонения. Носок скважины обычно относится к части скважины, дистальной от отклоненного участка.

Альтернативно, способ может включать этапы, на которых:

выбирают одну зону за раз последовательным образом от носка скважины по направлению к пятке скважины; и

последовательно разрывают по меньшей мере участок пласта, окружающий каждую выбранную зону.

Способ изобретения имеет преимущество, заключающееся в том, что он позволяет разрыву пласта, окружающего скважину, возникать в любой последовательности, например, созданные зоны могут быть разорваны в любом порядке. Это позволяет разрыву скважины возникать последовательно от пятки до носка скважины или от носка до пятки скважины. Альтернативно, разрыв зоны может возникать не по порядку, а в любом порядке.

Способ изобретения позволяет удаленно выполнять операцию разрыва. Таким образом, все инструменты могут приводиться в действие и регулироваться с поверхности, не требуя механического вмешательства. Выражение "удаленно" в контексте изобретения может означать операции управления с поверхности скважины без прямого механического вмешательства в нисходящую скважину.

Удаленное от нисходящей скважины приведение в действие может быть достигнуто любым способом, выбранным из группы, включающей связь команды приведения в действие со скважинным инструментом, используя: модуляции давления (детектор в инструменте), ядерный источник (детектор в инструменте), химический источник (трассер в инструменте), источник радиоизлучения (считыватель в инструменте), источник звука (гидрофон в инструменте) и магнитный источник (считыватель в инструменте).

Эти примеры способов, посредством которых инструменты, составляющие трубу, могут быть удаленно приведены в действие, требуют применять определенный детектор внутри скважинного инструмента. Детектор (или эквивалент) внутри инструмента может быть электрически соединен со схемой, способной распознавать уникальный сигнал, обрабатывать такую информацию и команду приведения в действие и инициировать приведение в действие инструмента. Один пример такого детектора и электронной схемы, встроенной внутрь скважинного инструмента, раскрыт в опубликованном патенте GB 2 434 820 В.

Способ может включать этапы, на которых удаленно приводят в действие выборочный путь потока путем связи команды приведения в действие с нисходящей скважиной, используя по меньшей мере одно из следующих удаленных средств приведения в действие, выбранных из группы, состоящей из: источника радиоизлучения; последовательности давлений; и регулируемого во времени приведения в действие.

Выборочный путь потока текучей среды между внутренней областью и внешней областью трубы может быть обеспечен скважинным инструментом, таким как золотниковый клапан, который является подвижным для выборочного открытия и закрытия отверстий, продолжающихся через боковую стенку трубы, для выборочного создания и закупоривания пути потока соответственно.

Способ может включать этапы, на которых удаленно изолируют сквозной ствол трубы путем связи команды приведения в действие со средствами изоляции сквозного ствола, используя по меньшей мере одно из следующих средств приведения в действие, выбранных из группы, состоящей из: источника радиоизлучения; последовательности давления; и регулируемого во времени приведения в действие.

Средствами изоляции сквозного ствола может быть изолирующий клапан, который выборочно уплотняет сквозной ствол. Клапан изоляции сквозного ствола может быть откидным клапаном, вращаемым между сложенным положением, в котором сквозной ствол не закупорен, и разложенным положением, в котором створка по существу закупоривает сквозной ствол.

Способ может включать этапы, на которых удаленно приводят в действие инструменты в нисходящей скважине циркуляцией объектов в нисходящей скважине, причем указанные объекты является связываемыми с инструментами, когда труба представляет открытую систему так, что текучие среды являются текучими внутри сквозного ствола.

Труба представляет открытую систему, когда труба имеет по меньшей мере одно отверстие так, что текучие среды отправляют поток нисходящей скважины внутрь сквозного ствола.

Объекты, которые могут циркулировать в нисходящей скважине, причем указанные объекты являются связываемыми с инструментами, включают: ядерный источник, химический источник, источник радиоизлучения или магнитный источник. Объекты могут быть связаны с нисходящей скважиной под собственным весом, нагнетанием, добавлением их в поток текучей среды или любой их совокупностью.

Один объект, циркулируемый в нисходящей скважине, может быть радиочастотной идентификационной меткой. Скважинные инструменты могут быть обеспечены считывателями (такими как антенна), соединенными с электронной схемой внутри инструмента, для обнаружения наличия радиочастотной идентификационной метки. Такая система описана в патенте GB 2 434 820 B.

Способ может включать этапы, на которых удаленно определяют приведение в действие с поверхности приведением в действие инструментов в нисходящей скважине, используя сигналы с поверхности, или обеспечением инструментов с предварительно запрограммированными таймерами для приведения в действие инструментов, когда труба представляет закрытую систему.

Труба представляет закрытую систему, когда отсутствуют отверстия внутри трубы, так что текучие среды не могут протекать свободно внутри трубы, но вместо этого забиваются внутрь сквозного ствола.

Сигналы с поверхности для удаленного приведения в действие инструментов могут включать сигналы давления или акустические сигналы. Сигналы с поверхности могут включать последовательность давления.

Удаленное приведение в действие последовательностью давления может включать модулированную последовательность давления. Характерный профиль модуляций давления может быть создан на поверхности преобразованием давления в трубопроводе. Преобразователи, встроенные внутрь скважинных инструментов, могут быть предварительно запрограммированы так, что скважинный инструмент является приводимым в действие в ответ на характерный профиль модуляции давления.

Способ может быть способом разрыва и добычи углеводородов из пласта, окружающего скважину, включающим этапы добычи из выбранной зоны, следующие за этапами разрыва.

Углеводороды могут быть добыты через выборочный путь потока. Альтернативно, каждый участок трубы может включать путь потока добычи между внутренней областью и внешней областью трубы. Путь потока добычи может быть выборочно приведен в действие перемещением золотникового клапана для выборочного закрытия отверстий, продолжающихся через боковую стенку трубопровода. Отверстия добычи могут быть обеспечены мешем для ограничения входа частиц выше заданного размера. Меш может быть песчаным экраном.

Способ может включать этапы, на которых сбрасывают в главную конфигурацию в конце каждой операции разрыва, причем в главной конфигурации выборочный(ые) путь(и) потока закрыт(ы), и средства изоляции сквозного ствола открыты так, что сквозной ствол не закупорен.

Устройство может быть помещено в скважину в главной конфигурации.

Способ может включать этапы, на которых автоматически возвращают главную конфигурацию после заданного периода времени.

Скважинные инструменты могут быть предварительно запрограммированы под конфигурацию по умолчанию. Конфигурация по умолчанию может быть главной конфигурацией. Все скважинные инструменты могут возвращаться в конфигурацию по умолчанию после некоторого или заданного периода времени, например 6 часов, 12 часов, 24 часа или 48 часов. По меньшей мере определенные скважинные инструменты могут быть обеспечены таймером, соединенным с электронной схемой, чтобы возвращать скважинный инструмент в конфигурацию по умолчанию.

Способ может включать этапы, на которых удаленно приводят в действие инструменты для принятия конфигурации по умолчанию.

Способ также может включать этап, на котором обеспечивают все инструменты таймерами, предварительно запрограммированными для удаленного приведения в действие инструментов в их конфигурациях по умолчанию.

В конфигурации по умолчанию средства изоляции сквозного ствола могут быть открыты, а пути потока текучей среды могут быть закрыты.

Этап (vii) может включать нагнетание разрывающей текучей среды через трубу и направление разрывающей текучей среды через путь потока текучей среды для разрывания по меньшей мере части окружающего пласта. Этап (vii) может включать отклонение текучей среды через путь потока текучей среды, используя средства изоляции сквозного ствола в качестве отклонителя.

Этап (vii) может включать разрыв по меньшей мере части пласта, окружающей скважину, нагнетанием разрывающей текучей среды в пласт. Способ может включать различные способы разрыва, такие как гидравлический разрыв или кислотный разрыв.

Этап (vii) может включать нагнетание разрывающей текучей среды, имеющей частицы, взвешенные в ней, в пласт.

Пригодные текучие среды, имеющие твердые частицы, взвешенные в ней, могут быть отнесены к расклинивающим разрывающим текучим средам. Этап (vii) может включать нагнетание расклинивающей разрывающей текучей среды в пласт так, что способ изобретения представляет собой способ расклинивающего разрыва пласта. Расклинивающая разрывающая текучая среда может включать смесь или водный гель, расклинивающее и загущающее вещество в концентрациях, регулируемых для специального применения. Расклинивающее вещество может включать песчаные или керамические бусинки. Загущающая среда может включать ксантановый гель.

Способ может включать этап, на котором нагнетают разрывающую текучую среду, имеющую частицы, взвешенные в ней, пока разорванная часть пласта не заполнится частицами и закачанная разрывающая текучая среда не забьется внутрь сквозного ствола трубы.

Способ может включать этапы, на которых вычищают частицы внутри сквозного ствола открыванием другого выборочного пути потока в другой зоне и нагнетают текучие среды внутрь сквозного ствола, причем текучие среды гонят частицы в другую зону.

По меньшей мере одна зона очистки (не добычи) с соответственным выборочным путем потока и средства изоляции могут быть созданы для приема вычищаемых частиц. Вычищенная зона может быть создана на конце скважины наиболее близко к носку.

Этот способ максимизирует укладку пропанта в зоне разрыва пласта до того, как разорванный пласт заполнится пропантом (ситуация, известная как 'выпадение песка').

Средства изоляции кольцевого пространства обычно могут быть обеспечены на одной или другой стороне выборочного пути потока в каждом участке трубы. Изоляция кольцевого пространства может быть достигнута приведением в действие средств изоляции кольцевого пространства. Средства изоляции кольцевого пространства могут быть пакером.

Способ может включать этап, на котором удаленно приводят в действие средства изоляции кольцевого пространства для изоляции кольцевого пространства.

Способ может включать этапы, на которых приводят в действие средства изоляции кольцевого пространства связыванием команд приведения в действие с инструментом, используя способ, выбранный из группы, состоящей из: источника радиоизлучения; приведения в действие потока; регулируемого во времени приведения в действие; химического приведения в действие; и приведения в действие сигнатуры давления.

В качестве альтернативы, кольцеобразные средства изоляции могут быть механически приведены в действие.

Этапы (i)-(ix) способа могут быть хронологическими. Однако, будет принято во внимание, что этапы способа необязательно могут быть хронологическими. Например, изоляция кольцевого пространства для создания зон может быть достигнута пакерами, приводимыми в действие потоком, которые выполнены с возможностью приведения в действие протеканием разрывающей текучей средой по пакеру; таким образом этап (iii) может выполняться одновременно с этапом (vii).

Способ может включать этап, на котором крепят трубу в скважине до начала операции разрыва. Способ может включать этап, на котором крепят трубу в скважине между этапами (ii) и (iii) способа. Способ может включать этап, на котором крепят трубу в скважине по направлению к верхнему концу трубы. Способ может включать этап, на котором крепят трубу в скважине в по меньшей мере одном другом месте вдоль длины трубы. Способ может включать этап, на котором крепят трубу в скважине по направлению к концу носка скважины.

Далее варианты выполнения настоящего изобретения будут описаны исключительно путем примера и со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых:

Фиг.1а-1j представляют собой последовательные схематические виды сбоку бурового снаряда, используемого в соответствии со способом и системой настоящего изобретения; и

Фиг.2 представляет собой схематический вид бурового снаряда на фиг.1а-1j, расположенного внутри скважины.

Все описанные варианты выполнения используют буровой снаряд 20, схематически проиллюстрированный на фиг.1а-1j. Будут описаны три способа, включающие различные последовательности разрыва;

последовательный разрыв от пятки 87 до носка 88 скважины;

разрыв вне установленной последовательности; и

последовательный разрыв от носка 88 до пятки 87 скважины.

Каждый инструмент внутри бурового снаряда 20 выполнен и предварительно запрограммирован с возможностью удаленного приведения в действие с поверхности согласно предполагаемой последовательности разрыва зоны.

Альтернативно, каждый инструмент может быть предварительно запрограммирован с возможностью реагирования на уникальные инструкции, что обеспечивает любой способ выборочного разрыва зоны.

Конец восстающей скважины (самая верхняя при использовании) бурового снаряда 20, показанного на фиг.1а, включает верхний крепежный инструмент в форме пакера 30 подвески хвостовика. Пакер 30 подвески хвостовика является приводимым в действие для подвешивания бурового снаряда 20 от подвески хвостовика 70 (фиг.2) внутри скважины.

На его переднем конце, показанном на фиг.1j, буровой снаряд 20 имеет направляющий башмак 60, который расположен наиболее близко к носку 88 скважины при использовании. Направляющий башмак 60 расположен смежно средству изоляции сквозного ствола в форме самого нижнего откидного клапана 54; нижнему крепежному инструменту 40 в форме RokAnkor™ (ссылка на изделие Petrowell: RokAnkor™ Slip System 54-RK-AO); и выборочному пути потока, управляемому муфтой 52 разрыва, подвижной с возможностью выборочного открытия отверстий, продолжающихся через боковую стенку бурового снаряда 20.

Между крепежными инструментами на одном или другом конце буровой снаряд 20 разделяется на несколько участков 1-5, соответствующих областям или зонам пласта, которые необходимо разрывать. Буровой снаряд 20 для каждой зоны состоит из муфты 102, 202, 302, 402, 502 разрыва, откидного клапана 104, 204, 304, 404, 504 непосредственно после муфты 102, 202, 302, 402, 502 разрыва, инструмента 103, 203, 303, 403, 503 добычи и пакера 101, 110, 201, 210, 301, 310, 401, 410, 501, 510 на каждом конце зоны.

Каждая муфта 102, 202, 302, 402, 502 разрыва содержит отверстия (не показаны), которые выборочно открываются для обеспечения пути потока текучей среды между внутренней областью муфты 102, 202, 302, 402, 502 разрыва и внешней областью бурового снаряда 20. Пригодная муфта 102, 202, 302, 402, 502 разрыва имеет ссылку на изделие Petrowell - RFID RFID Operated Frac Sleeve 63-RF-50. Путь потока текучей среды, созданный открытыми отверстиями разрыва, позволяет закачивать разрывающую текучую среду в окружающий пласт. Каждая муфта 102, 202, 302, 402, 502 разрыва содержит комплект электронного оборудования, преобразователь давления, антенну для считывания радиочастотных идентификационных (RFID) меток, таймер и двигатель для приведения в движение муфты. Внутренняя электроника предварительно запрограммирована обеспечивать каждую муфту 102, 202, 302, 402, 502 разрыва управлением уникально запрограммированной (RFID) меткой, модулированными последовательностями давления и/или таймером для подачи команды выборочного открытия и закрытия отверстий.

Таймер внутри каждой муфты 102, 202, 302, 402, 502 разрыва может быть предварительно запрограммирован сбрасывать муфту разрыва 102, 202, 302, 402, 502 в конфигурацию по умолчанию так, что после заданного периода времени, например 48 часов, при отсутствии других инструкций, отверстия закрываются для закрытия пути потока текучей среды во внешнюю область бурового снаряда 20.

Инструмент 103, 203, 303, 403, 503 добычи выполнен в форме устройства управления притоком (ICD). ICD содержит муфту, скользящую с возможностью выборочного закрытия отверстий (не показаны). Муфта является подвижной между закрытым положением, где отверстия блокируются, и открытым положением для открытия отверстий добычи и обеспечения добычи текучих сред скважины через них. Отверстия, обеспечивающие сообщение по текучей среде между внутренней областью инструмента 103, 203, 303, 403, 503 добычи и кольцевым пространством, закрываются песчаным экраном для ограничения размера твердых частиц, которые могут быть добыты через отверстия добычи.

Внутри каждый инструмент 103, 203, 303, 403, 503 добычи обеспечен комплектом электронного оборудования, преобразователем давления, антенной для считывания радиочастотных идентификационных (RFID) меток, таймером и двигателем с возможностью перемещения муфты для выборочного открытия отверстий. Приведение в действие каждого инструмента 103, 203, 303, 403, 503 добычи является управляемым модулированными последовательностями давления, метками RFID и/или внутренним таймером. Каждый индивидуальный инструмент 103, 203, 303, 403, 503 добычи выполнен или запрограммирован с возможностью улучшения дренажного профиля поперечно горизонтальным участкам скважины, чтобы уменьшать конус обводнения и максимизировать извлечение сжиженных нефтепродуктов.

Клапан изоляции трубопровода обеспечен в форме откидного клапана 104, 204, 304, 404, 504 или клапана изоляции резервуара (RIV). Пригодный клапан изготавливается компанией Petrowell со ссылкой на изделие: Reservoir Isolation Valve 63 RIV0. Каждый откидной клапан 104, 204, 304, 404, 504 содержит створку, которая является вращаемой между сложенным положением, в котором сквозной ствол открыт и не закупорен, и разложенным положением, в котором створка продолжается поперечно сквозному стволу трубопровода до контакта с уплотняющим седлом. В результате уплотнения в разложенном положении створка способна выдерживать высокое давление, предполагаемое внутри сквозного ствола 80 бурового снаряда 20.

Внутри каждый откидной клапан 104, 204, 304, 404, 504 обеспечен несколькими компонентами, уплотненными внутри корпуса: комплектом электронного оборудования; преобразователем давления; антенной для считывания радиочастотных идентификационных (RFID) меток; таймером; и двигателем для выборочного вращения створки внутри сквозного ствола 80. Находясь в разложенном положении, откидной клапан 104, 204, 304, 404, 504 по существу закупоривает сквозной ствол, чтобы удерживать давление, а также чтобы действовать в качестве отклонителя для отклонения разрывающей текучей среды через смежные отверстия муфты разрыва. Откидной клапан 104, 204, 304, 404, 504 является управляемым метками RFID, модулированными последовательностями давления и/или внутренним таймером.

Таймер внутри каждого откидного клапана 104, 204, 304, 404, 504 может быть предварительно запрограммирован с возможностью сбрасывать откидной клапан 104, 204, 304, 404, 504 в конфигурацию по умолчанию так, что после заданного периода времени, например 24 часов, при отсутствии других инструкций, створка открывает сквозной ствол 80 бурового снаряда 20.

Средства изоляции кольцевого пространства обеспечены в форме пакеров 101, 110, 201, 210, 301, 310, 401, 410, 501, 510. Пакеры ограничивают каждую зону и обеспечивают зональную изоляцию по существу уплотнением кольцевого пространства 85 между внешней областью бурового снаряда 20 и открытым отверстием 87. Пакер открытого отверстия, используемый в настоящем варианте выполнения, имеет ссылку на изделие от компании Petrowell: CSI Open Hole Permanent Packer 52-CS10. Каждый пакер 101, 201, 210, 301, 310, 401, 410, 501, 510 является приводимым в действие в ответ на уникальную модулированную последовательность P2 давления и при приведении в действие обеспечивает кольцеобразную изоляцию между зонами резервуара.

До использования электроника внутри скважинных инструментов предварительно запрограммирована, по требованию, и буровой снаряд 20 составляется, как ранее описано. Буровой снаряд 20 имеет конфигурацию спуска, в которой все отверстия в инструменте 103, 203, 303, 403, 503 добычи и муфте 102, 202, 302, 402, 502 разрыва закрываются так, что каждая муфта размещается с возможностью закупоривания соответственных отверстий, продолжающихся через боковую стенку бурового снаряда 20. Все откидные клапаны 104, 204, 304, 404, 504 открываются так, что сквозной ствол колонны 20 трубопроводов не закупоривается. Передний конец бурового снаряда 20 может быть открыт, чтобы позволять текучей среде циркулировать во время спуска, если требуется. Такая система обеспечивает полную циркуляцию и возможности управления скважиной через направляющий башмак 60. Далее буровой снаряд 20 двигается в открытое отверстие 90. Так как все отверстия закрываются во время закачивания, погружной двигатель или башмак-расширитель может быть добавлен на конце бурового снаряда 20, если требуется.

Согласно настоящему варианту выполнения открытое отверстие 90 отклоняется на пятке 87. Когда буровой снаряд 20 достигает требуемого места и каждый участок бурового снаряда 20 выровнен смежно разрываемому пласту, метка RFID, метку 1 (не показана) заставляют циркулировать в нисходящей скважине. Метка 1 предварительно запрограммирована связываться с откидным клапаном 54, наиболее близким к носку 88 скважины. Метка 1 закачивается в нисходящую скважину с текучей средой, и при достижении откидного клапана 54 метка 1 проходит внутрь сквозного ствола 80 инструмента, и антенна внутри откидного клапана 54 считывает инструкции от метки 1. Инструкции обрабатываются комплектом электронного оборудования, и двигатель приводит в движение створку из сложенной в разложенную конфигурацию. Таким образом, откидной клапан 54 приводится в действие для перекрытия сквозного ствола 80, и при этом буровой снаряд 20 представляет закрытую систему, которая может быть опрессована по необходимости.

Как только откидной клапан 54 закрывается, буровой снаряд 20 должен быть закреплен в скважине. Это достигается опрессовкой сквозного ствола 80, который теперь является закрытой системой, следующей за закрытием откидного клапана 54 с помощью метки 1. RokAnkor™ 40 и подвеска 30 хвостовика являются приводимыми в действие в ответ на пороговое давление. (Альтернативно, RokAnkor™ 40 и подвеска 30 хвостовика могут быть приведены в действие в ответ на уникальную сигнатуру Р1 импульсов давления.) На поверхности оператор опрессовывает сквозной ствол 80 до требуемого порогового давления схватывания и устанавливает подвеску 30 хвостовика и RokAnkor™ 40 с возможностью крепления бурового снаряда 20 к хвостовику 70 и в открытом отверстии 90 по направлению к носку 88 скважины соответственно. Это позволяет устанавливать буровой снаряд 20 в корректном положении относительно интересующей зоны. И подвеска 30 хвостовика, и RokAnkor™ 40 функционируют с возможностью крепления бурового снаряда 20 в открытом отверстии 90 для ограничения избыточного бокового перемещения бурового снаряда 20 и улучшения эффективности пакеров.

Одновременно или в качестве отдельной операции, пакеры 101, 110, 201, 210, 301, 310, 401, 410, 501, 510 приводятся в действие, также используя пороговые давления схватывания (или альтернативно, последовательность Р2 приведения в действие импульсов давления). Эта операция установки пакера 101, 110, 201, 210, 301, 310, 401, 410, 501, 510 создает и изолирует индивидуальные зоны 1-5 при подготовке к операции разрыва зоны от зоны.

Каждый из трех описанных вариантов выполнения ниже использует устройство на фиг.1а-1j, состоящее в буровом снаряде 20, описанном выше и показанном в скважины на фиг.2. Несмотря на то что устройство описывает пять зон добычи, любой из следующих вариантов выполнения может включать неограниченное количество зон добычи.

1. Разрыв пятка-носок

Для последовательного от пятки до носка способа разрыва пласта зона 1 представляет собой интересующую разрываемую первую зону. Для того чтобы разорвать зону 1, отверстия в муфте 102 разрыва должны быть открыты.

Все муфты 102, 202, 302, 402, 502, 52 разрыва предварительно запрограммированы открываться в ответ на уникальную модулированную последовательность Р3 давления. Таймер в каждой муфте 102, 202, 302, 402, 502, 52 разрыва приводит в действие муфту разрыва после заданного периода времени, например одного часа, следующего за приемом сигнала. Преобразователь внутри инструмента обнаруживает модуляции давления, и при приеме уникального сигнала Р3 комплект электронного оборудования подает команды двигателю внутри каждого инструмента аксиально перемещать муфту. Все откидные клапаны 104, 204, 304, 404, 504, 54 предварительно запрограммированы перемещать створку из сложенного в разложенное положение в ответ на ту же последовательность P3 давления. Таймер в каждом из откидных клапанов 104, 204, 304, 404, 504, 54 приводит в движение створку после заданного периода времени, например один час, следующего за приемом сигнала.

Оператор на поверхности управляет давлением внутри колонны трубопроводов в соответствии с модулированной последовательностью P3 давления для подачи команды открывания отверстий всех муфт 102, 202, 302, 402, 502, 504, 54 разрыва для изоляции сквозного ствола колонны 20 трубопроводов. Таким образом, в области зоны 1 отверстия разрыва открываются, и сквозной ствол блокируется непосредственно в нисходящей части отверстий разрыва.

Разрывающая текучая среда закачивается в нисходящую скважину с помощью инструментов для спуска подвески хвостовика и направляется разложенной створкой 104 через открытые отверстия муфты 102 разрыва, чтобы разрывать пласт, окружающий зону 1. Расклинивающая разрывающая текучая среда (с взвешенным песком) используется для разрыва настоящего варианта выполнения. Нагнетаемая текучая среда разрывает пласт, окружающий зону 1, и песок одновременно укладывается внутри получающихся разрывов для предотвращения закрытия разрывов. Разрывающая текучая среда закачивается в нисходящую скважину, пока пик давления на поверхности не укажет на то, что зона заполнена песком (или после закачивания в нисходящую скважину заданного объема пропанта). В этой точке операция разрыва зоны 1 завершается.

Когда отверстия муфты 102 разрыва открыты, буровой снаряд 20 представляет собой открытую систему, и объекты могут циркулировать внутри первого участка сквозного ствола 80. Как только оператор признает, что пласт зоны 1 уложен песком, электронная метка T2 закачивается в нисходящую скважину. T2 предварительно запрограммирована связываться с и подавать команду муфте 102 разрыва закрывать отверстия, продолжающиеся через боковую стенку колонны 20 трубопроводов. Это закрывает путь циркуляции зоны 1 закрытием отверстий муфты 102 разрыва. Закрытие отверстий муфтой 102 разрыва приводит к возвращению бурового снаряд 20 снова к закрытой системе, которая может быть опрессована по требованию. Если избыточный песок забивается во внутренней области трубопровода для по существу блокирования трубопровода 20 (ситуация, известная как 'выпадение песка') так, что метка T2 не может достигать муфты разрыва, уникальная модулированная последовательность давления может регулироваться на поверхности с возможностью подачи команды закрытия муфты 102 разрыва.

Далее оператор на поверхности создает уникальную последовательность P4 модуляции давления внутри бурового снаряда 20, и створка 104 предварительно программируется возвращаться в ее сложенное положение и открывается в ответ на последовательность Р4 давления.

Далее зона 1 успешно разрывается, отверстия зоны 1 муфты 102 разрыва закрываются, а створка 104 зоны 1 открывается. Зона 2 является следующей интересующей зоной в последовательном разрыве пятки 87-носка 88. Далее такая же операция повторяется для зоны 2.

При подготовке к разрыву зоны 2 муфта 202 разрыва зоны 2 уже открыта, а створка 204 зоны 2 уже закрыта. Разрывающая текучая среда закачивается в нисходящую скважину для разрыва пласта, окружающего зону 2. Любой избыточный песок внутри сквозного ствола 80, следующий за зоной 1 'выпадения песка', вдавливается в пласт зоны 2. Таким образом, сквозной ствол 80 вокруг зоны 1 освобождается вдавливанием песка в пласт в зоне 2.

Как только разрыв зоны 2 завершается (например, когда вычисленный объем пропанта закачивается в нисходящую скважину или если возникает выпадение песка), электронную метку T3 заставляют циркулировать в нисходящей скважине. T3 предварительно запрограммирована подавать команду закрытия отверстий и пути потока муфты 202 разрыва. Буровой снаряд снова представляет закрытую систему. Другая уникальная последовательность Р5 давления, возникающая внутри трубопровода, дает уникальную инструкцию открывать створку 204 и разблокировать сквозной ствол 80. Далее зона 2 успешно разрывается.

Такая же последовательность может повторяться для всех последовательных зон 3-5 последовательно от пятки до носка скважины. Следуя за разрывом каждой зоны, метку заставляют циркулировать для закрытия отверстий разрыва, при этом другая последовательность P(x+1) давления используется для открытия откидного клапана. Этот способ может быть использован так часто, как требуется, при этом отсутствует ограничение количества зон, которые могут быть разорваны в скважине, выполненной с возможностью работать таким образом. Тот факт, что отсутствуют ограничения ствола, значит, что любое количество инструментов может быть размещено последовательно для обеспечения разрыва пласта способом изобретения.

Как только конечная зона разрывается (зона 5 согласно настоящему варианту выполнения), муфта 502 разрыва зоны 5 получает команду закрывать отверстия, и створка 504 перемещается в сложенное положение так, что сквозной ствол трубопровода 20 не имеет засорений. Конечная муфта 52 разрыва бурового снаряда 20 выполняется последовательностью P3 давления. Текучая среда закачивается в нисходящую скважину через колонну трубопроводов для вовлечения избыточного песка, который накопился внутри сквозного ствола 80 трубопровода 20. Избыточный песок толкается в пласт, окружающий муфту 52 разрыва. Эта жертвенная зона используется для освобождения колонны 20 трубопровода от песка для добычи текучих сред пласта через отверстия добычи инструментов 103, 203, 303, 403, 503 добычи. Таким образом, песок вычищается из сквозного ствола без какого-либо отдельного корректирующего действия. Дополнительная метка T7 падает для подачи команды закрытия отверстий муфты 52 разрыва.

Как только песок извлекается из сквозного ствола 80 бурового снаряда 20, операция разрыва и следующая очистка завершаются, при этом верхнее эксплуатационное оборудование может быть установлено в скважине.

Далее отверстия инструмента добычи необ