Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины

Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Данная заявка испрашивает приоритет по временной патентной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 62/059,517, зарегистрирована 3 октября 2014 г., под названием ʺMethod For Remediating A Screen-Out During Well Completionʺ и временной патентной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 62/116084, зарегистрирована 13 февраля 2015 г., под названием ʺ Method For Remediating A Screen-Out During Well Completionʺ, которые полностью включены в виде ссылки в данном документе. Данная заявка связана с патентной заявкой совместного рассмотрения U.S. Patent Appl. No. 13/989,728, зарегистрирована 24 мая 2013 г., под названием ʺAutonomous Downhole Conveyance Systemʺ которая опубликована, как публикация U.S. Patent Publ. No. 2013/0248174. Данная заявка также связана с патентной заявкой совместного рассмотрения U.S. Patent Appl. No. 13/697,769, зарегистрирована 13 ноября 2012, под названием ʺAssembly and Method for Multi-Zone Fracture Simulation of a Reservoir, Using Autonomous Tubular Unitsʺ, которая опубликована, как публикация U.S. Patent Publ. No. 2013/0062055. Обе заявки полностью включены в виде ссылки в данном документе.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

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

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

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

ОБЩЕЕ РАССМОТРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сущность изобретения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ НЕКОТОРЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Определения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[0088] При использовании в данном документе термин "скважина" относится к стволу, выполненному под землей с помощью бурения и установки труб под землей. Скважина может иметь, по существу, круглое сечение или сечен