Операции, выполняемые в стволе скважины с использованием многотрубной системы

Группа изобретений относится к операциям заканчивания в стволе скважины с использованием многотрубных систем. Технический результат – повышение эффективности заканчивания скважины. По способу вводят текучую среду с устья скважины для ее обработки, содержащую основную текучую среду и гравий. Обеспечивают протекание текучей среды через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины. Осаждают по меньшей мере часть гравия внутри нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины. Возвращают по меньшей мере часть основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины к устью скважины. Используют многотрубную систему, содержащую несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов. Присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга. По меньшей мере две насосно-компрессорные колонны, каждая из которых имеет D-образное поперечное сечение, расположены бок о бок в стволе скважины. По меньшей мере одна из этих колонн содержит указанную многотрубную систему. Боковой ствол скважины содержит боковую насосно-компрессорную колонну и переходное приспособление, прикрепленное к одной из двух насосно-компрессорных колонн и приспосабливающее D-образную насосно-компрессорную колонну, содержащую многотрубную систему, к цилиндрической форме указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Боковые стволы скважины могут быть образованы от первого ствола скважины или от других боковых стволов скважины. Участок, на котором боковой ствол скважины отходит от другого ствола скважины, называют соединением. Соединение может быть уплотнено. Операции размещения гравийной засыпки и разрыва пласта могут быть осуществлены в одном или более участках внутри ствола скважины, например, в первом стволе скважины или боковом стволе скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0002] Особенности и преимущества определенных вариантов реализации будут лучше понятны при рассмотрении в сочетании с сопроводительными чертежами. Чертежи не ограничивают ни один из предпочтительных вариантов реализации.

[0003] На фиг. 1 представлен вид в поперечном разрезе системы скважины, содержащей необсаженный ствол, боковой ствол скважины и многотрубную систему в соответствии с некоторыми вариантами реализации.

[0004] На фиг. 2 представлен вид в поперечном сечении системы скважины, содержащей обсаженный и зацементированный боковой ствол скважины и многотрубную систему в соответствии с некоторыми вариантами реализации.

[0005] На фиг. 3 представлен вид в поперечном разрезе насосно-компрессорной колонны и многотрубной системы, выполненном по линии 3-3 по фиг. 1 и 2, в увеличенном масштабе.

[0006] На фиг. 4 представлен вид в поперечном разрезе по пунктирной линии по фиг. 1 в увеличенном масштабе, изображающий инструмент для гравийной засыпки с блоком песчаного фильтра.

[0007] На фиг. 5 представлен вид в поперечном разрезе переходного приспособления.

Осуществление изобретения

[0008] В данном документе каждое из слов "содержит", "имеет", "включает" и всех их грамматических производных, следует понимать в открытом, неограничивающем значении, которое не исключает наличия дополнительных элементов или этапов.

[0009] Следует понимать, что в данном документе "первый", "второй", "третий" и т.д., использованы произвольно и лишь обозначают отличие между двумя или более уплотнительными устройствами, трубами и т.д., в соответствующем случае, и не указывают на определенную ориентацию или последовательность. Кроме того, следует понимать, что само использование термина "первый" не требует наличие "второго", а само использование термина "второй" не требует наличия "третьего" и т.д.

[0010] В данном документе "текучая среда" представляет собой вещество, имеющее непрерывную фазу, характеризующееся текучестью и принятием формы контуров своего контейнера при тестировании вещества при температуре, составляющей 71 °F (22 °C), и давлении, составляющем одну атмосферу "атм" (0,1 мегапаскаль "МПа"). Текучая среда может представлять собой жидкость или газ. Однородная текучая среда имеет только одну фазу, а неоднородная текучая среда имеет больше, чем одну отдельную фазу. Коллоид является примером неоднородной текучей среды. Неоднородная текучая среда может представлять собой: пульпу, содержащую непрерывную жидкую фазу и нерастворенные твердые частицы в качестве дисперсной фазы; эмульсию, содержащую непрерывную жидкую фазу и по меньшей мере одну дисперсную фазу несмешивающихся жидких капель; или пену, содержащую непрерывную жидкую фазу и газ в качестве дисперсной фазы.

[0011] В данном документе слова "обработка" и "обрабатывать" означают усилие, направленное на достижение определенного состояния скважины. Примеры обработки включают, например, заканчивание, интенсификацию, изолирование или управление газом или водой резервуара. В данном документе "текучая среда для обработки" представляет собой текучую среду, выполненную и изготовленную для достижения определенного состояния скважины или подземной формации, например, для интенсификации, изолирования, заканчивания или управления газовым или водяным конусом. Термин "текучая среда для обработки" относится к определенному составу текучей среды при его введении в скважину. Слово "обработка" в термине "текучая среда для обработки" не обязательно означает какое-либо конкретное действие, осуществляемое текучей средой.

[0012] Нефтяные и газообразные углеводороды встречаются в некоторых природных подземных формациях. В нефтегазовой промышленности подземную формацию, содержащую нефть или газ, называют резервуаром. Резервуар может быть расположен под землей на суше или в море. Резервуары обычно расположены в диапазоне от нескольких сотен футов (неглубокие резервуары) до нескольких десятков тысяч футов (сверхглубокие резервуары). Для добычи нефти или газа в резервуар или рядом с резервуаром пробуривают ствол скважины. Нефть, газ или воду, добытую из ствола скважины, называют пластовой текучей средой.

[0013] Скважина может без ограничения включать нефтяную, газовую или водозаборную скважину, или нагнетательную скважину. В данном документе "скважина" означает по меньшей мере один ствол скважины. Ствол скважины может включать вертикальные, наклоненные и горизонтальные участки, и он может быть прямым, изогнутым или разветвленным. В данном документе термин "ствол скважины" включает любой обсаженный и любой необсаженный, не содержащий обсадных труб, участок ствола скважины. Околоскважинная область представляет собой подземный материал и породу подземной формации, окружающей ствол скважины. В данном документе "скважина" также включает околоскважинную область. Область в пределах приблизительно 100 футов (30,48 м) радиально от ствола скважины в целом считается околоскважинной областью. В данном документе "внутрь скважины" означает и включает направление внутрь любого участка скважины, включая направление внутрь ствола скважины или внутрь околоскважинной области через ствол скважины. В данном документе "внутрь подземной формации" означает и включает направление в любой участок подземной формации, включая направление внутрь скважины, ствола скважины или околоскважинной области через ствол скважины.

[0014] Участок ствола скважины может представлять собой необсаженный ствол или обсаженный ствол. В необсаженном участке ствола скважины насосно-компрессорная колонна может быть размещена внутри ствола скважины. Насосно-компрессорная колонна обеспечивает возможность введения текучих сред внутрь удаленного участка ствола скважины или их выведения из него. В обсаженном участке ствола скважины обсадную трубу размещают в стволе скважины, который также может содержать насосно-компрессорную колонну. Ствол скважины может содержать кольцевое пространство. Примеры кольцевого пространства без ограничения включают: пространство между стволом скважины и наружной стороной насосно-компрессорной колонны в необсаженном стволе скважины; пространство между стволом скважины и наружной стороной обсадной трубы в обсаженном стволе скважины; и пространство между внутренним пространством обсадной трубы и наружной стороной насосно-компрессорной колонны в обсаженном стволе скважины.

[0015] Существует множество нефтяных и газовых операций, требующих размещения больших объемов текучих сред с высоким расходом. Два таких примера являются гравийной засыпкой и гидравлическим разрывом.

[0016] Гравийная засыпка обычно осуществляется в сочетании с использованием установки по предотвращению поступления песка. Способы предотвращения поступления песка обычно используют в необсаженных участках ствола скважины или мягких формациях, в которых нежелательная миграция мелких частиц, таких как осадок и песок, может проникать в рабочую колонну во время добычи нефти или газа. Примеры способов предотвращения поступления песка включают использование хвостовиков с щелевыми прорезями и/или фильтров и гравийной засыпки, но не ограничиваются ими. Хвостовик со щелевыми прорезями может представлять собой перфорированную трубу, такую как труба без боковых отверстий. Фильтр обычно содержит отверстия, меньшие, чем отверстия в хвостовике со щелевыми прорезями. Хвостовик и/или фильтр может обеспечивать накопление мелких частиц у хвостовика или фильтра при добыче нефти или газа.

[0017] Гравий может иметь разные размеры в зависимости от размера пластового песка, исключение которого требуется. Наибольший размер гравия обычно находится в диапазоне от 0,2 миллиметра (мм) до 2,4 мм. Однако возможны и другие размеры гравия. Гравий обычно составляет часть пульпы, в которой несущая жидкость образует непрерывную фазу пульпы, и гравий содержит дисперсную фазу пульпы. В операциях гравийной засыпки пульпу нагнетают в необсаженный или обсаженный участок ствола скважины. Для изолирования участка ствола скважины, который подлежит гравийной засыпке, первое уплотнительное устройство может быть расположено на участке над требуемой областью, и второе уплотнительное устройство может быть расположено на участке под требуемой областью. Таким образом гравийная пульпа может быть расположена в требуемой области. Гравийная засыпка требует очень больших объемов несущей текучей среды для доставки гравия к участку ствола скважины, который подлежит гравийной засыпке. Для обсаженного участка гравийная пульпа может быть расположена в кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и наружной стороной обсадной трубы, в кольцевом пространстве между внутренностью обсадной трубы и наружной стороной трубы, колонны с фильтром или обеих. Для необсаженного участка гравийная пульпа может быть расположена в кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и наружной стороной трубы и/или фильтра.

[0018] По меньшей мере две насосно-компрессорные колонны требуются для гравийной засыпки. Гравийную пульпу нагнетают в требуемую область с использованием одной колонны; и по меньшей мере некоторое количество жидкой непрерывной фазы может протекать в фильтр и во вторую колонну, в которой жидкость возвращают к поверхности. Гравий может оставаться в требуемой области. Остальной гравий поддерживает устойчивость необсаженного участка ствола скважины путем способствования предотвращению обвала или обрушения стенки ствола скважины в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и фильтром. Кроме того, после расположения в требуемой области гравий может также способствовать предотвращению проникновения твердых частиц пласта в эксплуатационное оборудование, или закупоривания пористых участков хвостовика или фильтра.

[0019] Другой известный способ интенсификации именуют гидравлическим разрывом. Текучую среду для обработки, приспособленную для этого применения, иногда именуют текучей средой для разрыва пласта. Текучую среду для разрыва пласта нагнетают при достаточно высоком расходе и под высоким давлением в ствол скважины и в подземную формацию для образования или развития разрыва в подземной формации. Образование разрыва означает образование нового разрыва в формации или развитие, увеличение или расширение существующего разрыва в формации. Уплотнительные устройства обычно используют с технологиями разрыва, таким образом обеспечивая возможность разрыва в требуемой области ствола скважины. Разрыв подземной формации обычно требует сотен тысяч галлонов текучей среды для разрыва пласта. Кроме того, текучая среда для разрыва пласта может быть нагнетена в ствол скважины с высокими расходами и давлениями, например, с расходом, превышающим 100 баррелей в минуту (4,200 американских галлонов в минуту) (11129,1 литров в секунду), под давлением, превышающим 10,000 фунтов на кв. дюйм ("фунт/кв. дюйм") (68947,57 кПа).

[0020] Новообразованный или расширенный разлом будет стремиться к смыканию после окончания нагнетания текучей среды для разрыва пласта. Для предотвращения полного смыкания разрыва материал должен быть расположен в разрыве для удержания разрыва от смыкания. Материал, используемый с этой целью, обычно именуют "расклинивателем". Расклиниватель находится в форме твердых частиц, которые могут быть удержаны в пульпе для разрыва, перенесены в скважину и помещены в разлом в качестве "насыпной массы расклинивателя". Насыпная масса расклинивателя удерживает разлом в открытом состоянии, при этом обеспечивая возможность протекания потока текучей среды посредством проницаемости насыпной массы. Размер расклинивателя в целом разделяют по крупности, причем по меньшей мере 90% расклинивателя имеет один размер в диапазоне от 0,2 мм до 2,4 мм. Однако могут быть использованы и другие размеры. Как и с гравийной засыпкой, для разрыва формации, размещения расклинивателя и возврата несущей текучей среды без расклинивателя к поверхности требуется по меньшей мере две насосно-компрессорные колонны.

[0021] Операции в стволе скважины могут также быть осуществлены в боковом стволе скважины. Боковой ствол скважины представляет собой ствол скважины, отходящий в подземную формацию от первого ствола скважины. Боковой ствол скважины может быть образован в вертикальном, наклонном или горизонтальном участке первого ствола скважины, или в нескольких участках их сочетаний. Для образования бокового ствола скважины образуют соединение. Соединение представляет собой участок, на котором боковой ствол скважины отходит от первого ствола скважины. Соединение в целом уплотнено выше и ниже соединения в первом стволе скважины, и ниже соединения в боковом стволе скважины. В целом, при использовании нескольких насосно-компрессорных колонн в одном стволе скважины, известные насосно-компрессорные колонны с круглым поперечным сечением располагали бок о бок в стволе скважины. Несмотря на то, что это может быть самым простым решением, оно также очень неэффективно в использовании доступной площади поперечного сечения в стволе скважины. Уплотненное соединение может существенно ограничивать поток текучих сред через уплотненный участок при необходимости нескольких насосно-компрессорных колонн. Следовательно, операции в стволе скважины, требующие больших объемов текучей среды и расходов, в целом осуществляют перед уплотнением соединения.

[0022] Однако существует необходимость в осуществлении операций в стволе скважины, требующих больших объемов текучих сред и больших расходов с использованием нескольких насосно-компрессорных колонн, после образования уплотненного соединения ствола скважины. Было установлено, что многотрубная система может быть использована для осуществления операций в стволе скважины, требующих больших объемов текучей среды и больших расходов, в стволе скважины, содержащей уплотненное соединение.

[0023] В соответствии с вариантом реализации способ заканчивания участка ствола скважины содержит: (A) введение текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и гравий, из устья скважины в верхний участок ствола скважины; (B) обеспечение протекания текучей среды для обработки через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины; (C) осаждение по меньшей мере части гравия внутри нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины; и (D) возвращение по меньшей мере части основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины к устью скважины, при этом многотрубная система содержит несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов, и при этом присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга.

[0024] В соответствии с другим вариантом реализации способ интенсификации участка подземной формации содержит: (A) введение текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и расклиниватель, из устья скважины в верхний участок ствола скважины, при этом ствол скважины проходит в подземную формацию; (B) обеспечение протекания текучей среды для обработки через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины; (C) образование одного или более разрывов в подземной формации во время осуществления этапа введения; (D) осаждение по меньшей мере части расклинивателя внутри одного или более разрывов; и (E) возвращение по меньшей мере части основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от соединения к устью скважины, при этом многотрубная система содержит несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов, и при этом присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга.

[0025] Любое описание конкретного компонента системы скважины (например, канал) включает единственное число компонента, а также множественное число компонента, без необходимости постоянного упоминания компонента в единственном и множественном числах в настоящем описании. Например, если описание содержит "канал", следует понимать, что описание относится к одному каналу (единственное число) и двум или более каналам (множественное число). Также следует понимать, что любое описание конкретного компонента или конкретного варианта реализации, относящегося к компоненту, применимо ко всем вариантам реализации способа без необходимости повторного указания всех подробностей для каждого из вариантов реализации способа.

[0026] На чертежах фиг. 1 изображает диаграмму системы 10 скважины. Система скважины содержит основной ствол 11 скважины. Основной ствол 11 скважины может проникать в подземную формацию и проходить в землю от устья скважины (не показано). Участки основного ствола 11 скважины могут содержать обсадную трубу 14. Обсадная труба 14 может быть зацементирована на месте с использованием цемента 15. По меньшей мере один боковой ствол 12 скважины может проходить от основного ствола 11 скважины. Система 10 скважины может также содержать более, чем один боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины. Также может содержаться один или более третьих боковых стволов скважины, отходящих от второго бокового ствола скважины, который отходит от основного или первого ствола скважины. Как показано на фиг. 1, боковой ствол 12 скважины может быть необсаженным и содержать стенку бокового ствола 13 скважины, необсаженного и незацементированного. В противоположность этому, как показано на фиг. 2, участки бокового ствола 12 скважины могут содержать обсадную трубу 14 и цемент 15.

[0027] Соединение, образованное между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом 12 скважины (т.е., участок, в котором боковой ствол скважины отходит от основного ствола скважины, или третий боковой ствол скважины отходит от второго бокового ствола скважины), может представлять собой уровень 1, 2, 3, 4, 5 или 6 модернизации технологии разветвленных скважин ("TAML", Technology Advancement for Multilaterals). Точный уровень модернизации технологии разветвленных скважин может зависеть от конкретных условий ствола скважины и подземной формации для определенной операции в стволе скважины. Классификации разветвленных скважин были установлены ассоциацией модернизации технологии разветвленных скважин. В данном документе для уровней модернизации технологии разветвленных скважин использованы следующие описания: уровень 1 - основной ствол 11 скважины и боковой ствол 12 скважины являются необсаженными на соединении; уровень 2 - основной ствол 11 скважины является обсаженным и зацементированным, а боковой ствол 12 скважины является необсаженным на соединении; уровень 3 - основной ствол 11 скважины является обсаженным и зацементированным, а боковой ствол 12 скважины механически присоединен к обсадной трубе основного ствола скважины (например, посредством хвостовика), но не зацементирован; уровень 4 - основной ствол 11 скважины и боковой ствол 12 скважины являются обсаженными и зацементированными, причем цемент обеспечивает изоляцию областей, но не гидравлическое уплотнение на участке соединения; уровень 5 - герметичность конструкции обеспечивается на соединении путем использования оборудования для заканчивания скважины вместо цемента; и уровень 6 - герметичность конструкции обеспечивается на соединении путем использования обсадной трубы вместо оборудования для заканчивания скважины или цемента. Соединение является уплотненным соединением. В данном документе, фраза "уплотненное соединение" означает предотвращение или по существу препятствование протеканию потока текучей среды через или вокруг соединения в любом кольцевом пространстве в нем. Соединение может быть уплотнено с использованием уплотнительных устройств 24 в основном стволе 11 скважины. Боковой ствол 12 скважины может также содержать уплотнительные устройства 122. Уплотнительные устройства 24 и верхнее уплотнительное устройство 122 могут уплотнять соединение для предотвращения протекания потока текучей среды над уплотнительными устройствами или под ними. В данном документе относительный термин "верхний" означает расположение на участке, расположенном ближе к устью скважины для основного ствола 11 скважины или ближе к соединению для бокового ствола 12 скважины.

[0028] Система 10 скважины содержит две насосно-компрессорные колонны, одна или каждая из колонн имеет D-образные поперечные сечения, расположенные бок о бок в основном стволе 11 скважины. По меньшей мере одна из колонн содержит многотрубную систему 50. Насосно-компрессорные колонны 16, 50 вводят в основной ствол 11 скважины и прикрепляют друг к другу на верхнем конце Y-образным соединителем 18.

[0029] Отклонитель 20 (такой как клин-отклонитель) расположен в основном стволе 11 скважины и отклоняет насосно-компрессорную колонну, содержащую многотрубную систему 50, от основного ствола 11 скважины в боковой ствол 12 скважины при направлении насосно-компрессорных колонн в скважину. Отклонитель 20 расположен в основном стволе 11 скважины и может быть закреплен посредством нижнего уплотнительного устройства 24 или другого фиксирующего устройства. Отклонение насосно-компрессорной колонны 16 в боковой ствол 12 скважины исключено, вместо этого ее направляют в отклонитель 20. Уплотнители 28 в отклонителе 20 взаимодействуют с насосно-компрессорной колонной 16 с образованием уплотнения. Верхнее уплотнительное устройство 24 может закреплять насосно-компрессорные колонны 16, 50 в основном стволе 11 скважины. Верхнее уплотнительное устройство 24 может закреплять насосно-компрессорные колонны 16, 50 в положении, и обеспечивает совместный поток через насосно-компрессорные колонны к основному стволу 11 скважины выше верхнего уплотнительного устройства 24. Разумеется, насосно-компрессорные колонны также могут оставаться разделенными до верхнего участка ствола скважины, вместо обеспечения совместного потока текучей среды выше верхнего уплотнительного устройства.

[0030] Переходное приспособление 80 может быть использовано для адаптации D-образной насосно-компрессорной колонны 50 в целом к цилиндрической форме боковой насосно-компрессорной колонны 17, прикрепленной к переходному приспособлению 80. Приспособление 100 может быть соединено с боковой насосно-компрессорной колонной 17.

[0031] Способы содержат введение текучей среды для обработки в ствол скважины. Текучая среда для обработки может быть введена в основной ствол 11 скважины и боковой ствол 12 скважины. Ствол скважины проходит в подземную формацию.

[0032] Текучая среда для обработки содержит основную текучую среду. В данном документе термин "основная текучая среда" означает текучую среду, количество которой преобладает, и которая является растворителем раствора или непрерывной фазой неоднородной текучей среды. Текучая среда для обработки может представлять собой пульпу, в которой основная текучая среда является непрерывной фазой, а гравий или расклиниватель являются частью дисперсной фазы. Следует понимать, что любая из фаз текучей среды для обработки может содержать растворенные или нерастворенные вещества. Текучая среда для обработки может также содержать другие компоненты кроме основной текучей среды и гравия или расклинивателя, которые обычно содержатся в такой текучей среде. Например, текучая среда может также содержать суспендирующий агент или загуститель для суспендирования гравия или расклинивателя в основной текучей среде. Существует множество добавок, обычно содержащихся в гравийной засыпке и текучих средах для разрыва пласта, и специалист в данной области техники сможет выбрать конкретные компоненты и их концентрации для разработки наиболее подходящей текучей среды для конкретной операции.

[0033] Основная текучая среда может представлять собой водосодержащую жидкость, водосодержащую смешивающуюся жидкость или углеводородную жидкость. Подходящие водосодержащие текучие среды могу включать, среди прочего, пресную воду; соленую воду (например, воду, содержащую одну или более водорастворимых солей, растворенных в ней); солевой раствор (например, насыщенную соленую воду); морскую воду; и любое их сочетание. Подходящие водосодержащие смешивающиеся текучие среды могут включать, среди прочего, спирты (например, метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, н-бутанол, бутанол-2, изобутанол и т-бутанол); глицерины; гликоли (например, полигликоли, пропиленгликоль и этиленгликоль); полигликольамины; полиолы; любые их производные; любое в сочетании с солями (например, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид магния, хлорид калия, бромид натрия, бромид кальция, бромид цинка, карбонат калия, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия, ацетат натрия, ацетат калия, ацетат кальция, ацетат аммония, хлорид аммония, бромид аммония, нитрат натрия, нитрат калия, нитрат аммония, сульфат аммония, нитрат кальция, карбонат натрия и карбонат калия); любое в сочетании с текучей средой на водной основе; и любое их сочетание.

[0034] Углеводородная жидкость может быть синтетической. Углеводородная жидкость может быть выбрана из группы, содержащей: фракционный дистиллят неочищенной нефти; жирное производное кислоты, сложного эфира, эфира, спирта, амина, амида или имида; насыщенный углеводород; ненасыщенный углеводород; разветвленный углеводород; циклический углеводород; и любое их сочетание. Неочищенная нефть может быть разделена на фракционные дистилляты на основании точки кипения фракций в неочищенной нефти. Примером подходящего фракционного дистиллята неочищенной нефти является дизельное масло. Коммерчески доступным примером сложного эфира жирной кислоты является основная текучая среда PETROFREE® ESTER, предлагаемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. Насыщенный углеводород может являться алканом или парафином. Парафин может являться изоалканом (изопарафином), линейным алканом (парафином) или циклическим алканом (циклопарафином). Примером алкана является основная текучая среда BAROID ALKANE™, предлагаемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. Примеры подходящих парафинов включают, среди прочего: изоалкан и н-алкан BIO-BASE 360®; линейный алкан BIO-BASE 300™; смесь, содержащая более 90% линейных алканов BIO-BASE 560®; и минеральная нефтяная смесь в основном алканов и циклических алканов ESCAID 110™. Жидкости BIO-BASE предлагаются компанией Shrieve Chemical Products, Inc., Те-Вудлендс, Техас. Жидкость ESCAID предлагается компанией ExxonMobil, Хьюстон, Техас. Ненасыщенный углеводород может являться алкеном, алкином или ареном. Алкен может быть изоалкеном, линейным алкеном или циклическим алкеном. Линейный алкен может быть альфа олефин с открытой цепью или внутренним олефином. Примером альфа олефина с открытой цепью является NOVATEC™, предлагаемый компанией M-I SWACO, Хьюстон, Техас. Примеры буровых растворов на основе внутренних олефинов включают буровой раствор ENCORE® и буровой раствор ACCOLADE®, представляющий собой смесь внутреннего олефина и сложного эфира, производимые компанией Halliburton Energy Services, Inc. Примером бурового раствора на основе дизельного масла является INVERMUL®, предлагаемый компанией Halliburton Energy Services, Inc.

[0035] В соответствии с некоторыми вариантами реализации текучая среда для обработки представляет собой текучую среду для гравийной засыпки и содержит гравий. Текучая среда для гравийной засыпки может быть использована для гравийной засыпки одного или более участков основного ствола 11 скважины или участков одного или более боковых стволов 12 скважины. В соответствии с определенными другими вариантами реализации текучая среда для обработки представляет собой текучую среду для гидравлического разрыва пласта, а текучая среда для обработки содержит расклиниватель. Текучая среда для разрыва пласта может быть использована для образования одного или более разрывов в подземной формации. Расклиниватель может быть использован для удержания разрывов открытыми и засыпки разрывов.

[0036] На фиг. 3, представлен вид в увеличенном масштабе в поперечном разрезе по линии 3-3 по фиг. 1. На этом чертеже D-образные поперечные сечения насосно-компрессорных колонн 16, 50 могут быть видны. Каждая из насосно-компрессорных колонн 16, 50 содержит плоскую внутреннюю сторону и изогнутую наружную сторону. Каждая внутренняя сторона приварена к одной из наружных сторон по своим продольным краям. Хотя только многотрубная система 50 показана на фиг. 3 в целях ясности иллюстрации, следует понимать, что другая многотрубная система 50 может быть расположена на противоположной стороне пунктирной линии 70, разделяющей основной ствол 11 скважины на два D-образных круглых участка. В другом варианте реализации изобретения, насосно-компрессорная колонна может иметь клиновидную форму таким образом, чтобы обеспечивать возможность размещения трех или более многотрубных систем 50 в основном стволе 11 скважины. Этот вариант реализации может обеспечить возможность расположения одной или более многотрубных систем 50 внутри двух или более боковых стволов скважины и/или основного ствола скважины.

[0037] Как показано на фиг. 3, многотрубная система 50 образована из трубчатых элементов 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64. Разумеется, в многотрубной системе 50 может быть использовано любое количество труб. Трубы 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64 могут также быть расположены отличным образом от того, как изображено на фиг. 3.

[0038] Трубы 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64 жестко присоединены друг к другу по осевой длине элементов, по их полной или по существу полной осевой длине. Как показано на фиг. 3, трубы 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64 прикреплены друг к другу посредством сварки, однако могут быть использованы и другие крепежные средства, такие как адгезивы и т.д. Трубы 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64 могут быть прикреплены друг к другу посредством точечной сварки, непрерывной сварки или с использованием любых других крепежных средств.

[0039] Состав для обработки протекает через первую трубу или набор труб многотрубной системы 50 во время этапа введения или протекания. Текучая среда для обработки также протекает через вторую трубу или набор труб многотрубной системы 50 во время этапа возвращения. В соответствии с некоторыми вариантами реализации если текучая среда протекает через первую трубу, то ее возвращают через второй набор труб; а если текучую среду возвращают через вторую трубу, то ее вводят через первый набор труб. Эти варианты реализации обусловлены тем, что многотрубная система образована из более чем двух труб. Таким образом, текучая среда не может быть введена и возвращена только через одну трубу, так как это означает, что система образована всего из двух труб вместо множества труб.

[0040] В соответствии с некоторыми вариантами реализации внутренний диаметр ("I.D.", internal diameter) первой трубы или сумма внутренних диаметров первого набора труб приблизительно равняется внутреннему диаметру второй трубы или сумме внутренних диаметров второго набора труб. Таким образом, в целом уменьшается вероятность блокирования текучей среды во время осуществления этапов введения и возвращения. В качестве примера, как показано на фиг. 3, может быть обеспечена труба 58, расположенная по центру, внутренний диаметр которой превышает внутренний диаметр любых других труб 52, 54, 56, 60, 62, 64. Труба 58 может быть использована как первая труба, в которой текучая среда для обработки, несущая гравий или расклиниватель, может иметь большее проходное сечение, таким образом уменьшая или предотвращая накопление гравия или расклиниватель во время введения в ствол скважины. Следовательно, труба 58 может функционировать как основной канал текучей среды в ствол скважины. В соответствии с этим примером, трубы 52, 54, 56, 60, 62 и 64 могут являться вторым набором труб, используемым для возвратного потока основной текучей среды к устью скважины. Кроме того, сумма внутренних диаметров труб 52, 54, 56, 60, 62 и 64 может приблизительно равняться (т.е., в пределах +/- 25%) внутреннему диаметру трубы 58. Разумеется, трубы 52, 54, 56, 60, 62 и 64 могут быть использованы для введения текучей среды для обработки в ствол скважины, а труба 58 может быть использована для возврата текучей среды. Дополнительно, другие конфигурации, не отображенные на чертежах, могут быть использованы. Например, многотрубная система 50 может включать всего 4 трубы, причем трубы имеют приблизительно одинаковый внутренний диаметр. Две из труб могут являться первым набором труб, а две другие трубы могут являться вторым набором труб.

[0041] Присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга, как показано на фиг. 3. Так как только половина продольной части насосно-компрессорной колонны расположена внутри основного ствола 11 скважины, а другая половина в боковом стволе 12 скважины, проходное сечение каждой половины насосно-компрессорной колонны уменьшено, по сравнению с целой насосно-компрессорной колонной. Количество труб может быть выбрано, и внутренний диаметр каждой трубы может быть выбран таким образом, чтобы обеспечивать возможность использования большей части площади D-образного участка круга в качестве проходного сечения для текучей среды для обработки (поток введения и возвращения). Таким образом, трубы выполнены с возможностью пропуска большого объема текучей среды и больших расходов, требуемых для гравийной засыпки и операций разрыва/засыпки, без блокирования или накапливания гравия или расклинивателя.

[0042] Со ссылкой на фиг. 4, представлен вид насосно-компрессорной колонны 17 и приспособления 100 по фиг. 1 в увеличенном масштабе. Следует понимать, что описание, относящееся к фиг. 4, может быть аналогично применимо к боковому стволу 12 скважины, как изображено на фиг. 2. Например, операция гравийной засыпки может быть осуществлена в необсаженном боковом стволе скважины, как показано на фиг. 1, а операция разрыва может быть осуществлена в обсаженном и зацементированном боковом стволе скважины, как показано на фиг. 2. Однако операции гравийной засыпки могут также быть осуществлены в обсаженных стволах скважины, а разрыв может быть осуществлен в необсаженных стволах скважины.

[0043] Участок бокового ствола 12 скважины, подлежащий обработке текучей средой для обработки, может быть изолирован посредством уплотнительных устройств 122. Приспособление 100 может быть прикреплено к любой из двух насосно-компрессорных колонн, таких как боковая насосно-компрессорная колонна 17. Приспособление 100 может быть предназначено для гравийной засыпки (как показано на фиг. 4) или для разрыва (не показано на чертежах). Приспособление 100 может содержать один или более сборных песчаных фильтров 130 для отфильтровывания мелких частиц или песка во время добычи пластовой текучей среды. Следующее описание относится к операции гравийной засыпки; однако специалист в данной области техники также сможет применить описание для применений гидравлического разрыва. Кроме того, осуществляемая операция также может быть осуществлена внутри участка основного ствола скважины, вместо бокового ствола скважины. Также, может осуществляться несколько операций внутри нескольких стволов скважины.

[0044] Текучая среда для обработки может быть введена через первую трубу или набор труб многотрубной системы 50 в ствол скважины. Текучая среда может протекать в переходное приспособление 80, подробно изображенный на фиг. 5. Текучая среда может протекать, например, через первые отверстия 81 переходного приспособления 80 и затем в боковую насосно-компрессорную колонну 17. Боковая насосно-компрессорная колонна 17 может содержать отверстия 110. Текучая среда для обработки может протекать через отверстия 110 и, необязательно, в перфорированные или проницаемые каналы 120 приспособления 100. Каналы могут быть использованы для способствования размещению гравия и предотвращению накапливания гравия. Текучая среда для обработки затем может протекать в кольцевое пространство, расположенное между наружной стороной приспособления 100 (например, сборные песчаные фильтры) и стенкой бокового ствола 13 скважины или внутренней стороной обсадной колонны 14 бокового ствола 12 скважины. Например, гравий текучей среды для обработки может быть осажден внутри по меньшей мере участка кольцевого пространства. По меньшей мере часть или большая часть, или вся основная текучая среда затем протекает через сборные песчаные фильтры 130 и в насосно-компрессорную колонну 140, такую как рабочую насосно-компрессорную колонну. Сборные песчаные фильтры 130 могут способствовать предотвращению возврата гравия или расклинивателя. Основная текучая среда затем может протекать вверх по насосно-компрессорной колонне 140 через вторые отверстия 82 переходного приспособления 80, и во вторую трубу или набор труб, и назад к устью скважины. Вторые отверстия 82 могут быть выполнены перфорированными также для предотвращения или уменьшения возврата гравия или расклинивателя, или других нерастворимых частиц формации.

[0045] Для операций разрыва приспособление 100 может содержать одну или более скользящих муфт (не показано). Способы включают образование одного или более разрывов в подземной формации во время осуществления этапа введения. Затем расклиниватель может быть размещен и засыпан в разрывы.

[0046] Сочетание операций разрыва и гравийной засыпки может также быть осуществлено. Это известно специалистам в данной области техники как разрыв, совмещенный с установкой гравийной засыпки. Этот способ использует гидравлическое давление для разрыва формации, как описано ранее, а затем технологии гравийной засыпки, как описано ранее, для удержания разрывов открытыми посредством гравия, и наполнения кольцевого пространства между сборным песчаным фильтром и формацией для исключения добычи песка.

[0047] Этапы введения могут включать нагнетание текучей среды для обработки в ствол скважины с использованием одного или более насосов. Способы могут также включать добычу пластовой текучей среды из подземной формации после этапа возвращения.

[0048] Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения указанных целей и преимуществ, а также тех, которые свойственны ему. Конкретные варианты реализации, раскрытые ранее, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, имеющими преимущество изложенных в настоящем документе концепций. Кроме того, описанные в контексте настоящего изобретения подробности компоновки или проекта не содержат ограничений, за исключением описанных далее в формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, раскрытые ранее, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения находятся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Несмотря на то, что композиции и способы описаны при помощи терминов «содержащие», «вмещающие» или «включающие» различные компоненты или этапы, композиции и способы могут также «состоять главным образом из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. В каждом случае описания числового диапазона с нижним пределом и верхним пределом конкретно описывается любое число и любой включенный диапазон, попадающие в объем указанных характеристик. В частности, каждый диапазон значений (в виде «от около a до около b» или, что то же самое, «приблизительно от a до b»), описанный в данном документе, следует понимать как описывающий каждое число и диапазон, входящие в более широкую область значений. Также, термины в формуле изобретения использованы в их простом, обычном значении, если обратное явным образом не указано заявителем. Кроме того, применяемая в формуле изобретения форма единственного числа предполагает наличие одного или большего количества выражаемых в ней элементов. При наличии противоречий в использовании слова или термина в настоящем описании и одном или более патенте (патентах) или других документах, которые могут быть включены в настоящее описание посредством ссылки, следует принимать определения, соответствующие настоящему описанию.

1. Способ заканчивания участка ствола скважины, включающий:

(A) введение текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и гравий, из устья скважины в верхний участок ствола скважины;

(B) обеспечение протекания текучей среды для обработки через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины;

(C) осаждение по меньшей мере части гравия внутри нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины; и

(D) возвращение по меньшей мере части основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины к устью скважины,

при этом многотрубная система содержит несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов, а

присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга,

при этом по меньшей мере две насосно-компрессорные колонны, каждая из которых имеет D-образное поперечное сечение, расположены бок о бок в стволе скважины, при этом по меньшей мере одна из этих колонн содержит указанную многотрубную систему, причем боковой ствол скважины содержит боковую насосно-компрессорную колонну, и

переходное приспособление прикреплено к одной из двух насосно-компрессорных колонн и приспосабливает D-образную насосно-компрессорную колонну, содержащую многотрубную систему, в целом к цилиндрической форме указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн.

2. Способ по п. 1, в котором приспособление прикреплено к указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн ниже переходного приспособления, при этом приспособление представляет собой блок гравийной засыпки.

3. Способ по п. 2, в котором приспособление также содержит один или более блоков песчаных фильтров.

4. Способ по п. 1, в котором текучая среда для обработки представляет собой пульпу, содержащую непрерывную фазу и по меньшей мере одну дисперсную фазу, при этом основная текучая среда является непрерывной фазой, а гравий является частью дисперсной фазы.

5. Способ по п. 1, в котором основная текучая среда представляет собой водосодержащую жидкость, водосодержащую смешивающуюся жидкость, углеводородную жидкость или их сочетания.

6. Способ по п. 1, в котором если текучая среда протекает через первую трубу, то ее возвращают через второй набор труб; а если текучую среду возвращают через вторую трубу, то ее вводят через первый набор труб.

7. Способ по п. 1, в котором внутренний диаметр первой трубы или сумма внутренних диаметров первого набора труб приблизительно равняется внутреннему диаметру второй трубы или сумме внутренних диаметров второго набора труб.

8. Способ по п. 7, в котором многотрубная система содержит первую трубу, которая расположена по центру внутри D-образного участка круга и внутренний диаметр которой превышает внутренний диаметр любой из труб второго набора труб.

9. Способ по п. 8, в котором текучую среду для обработки вводят через первую трубу, при этом во время введения уменьшено или предотвращено накопление гравия друг на друга вследствие большего внутреннего диаметра первой трубы, а часть основной текучей среды возвращают через второй набор труб.

10. Способ по п. 1, в котором количество труб и внутренний диаметр каждой трубы выбраны таким образом, чтобы обеспечивать возможность создания проходного сечения для текучей среды для обработки большей частью площади D-образного участка круга.

11. Способ интенсификации участка подземной формации, включающий:

(A) введение текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и расклиниватель, из устья скважины в верхний участок ствола скважины, при этом ствол скважины проходит в подземную формацию;

(B) обеспечение протекания текучей среды для обработки через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины;

(C) образование одного или более разрывов в подземной формации во время осуществления этапа введения;

(D) осаждение по меньшей мере части расклинивателя внутри одного или более разрывов; и

(E) возвращение по меньшей мере части основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от соединения к устью скважины,

при этом многотрубная система содержит несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов, а

присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга,

при этом по меньшей мере две насосно-компрессорные колонны, каждая из которых имеет D-образное поперечное сечение, расположены бок о бок в стволе скважины, при этом по меньшей мере одна из этих колонн содержит указанную многотрубную систему, причем боковой ствол скважины содержит боковую насосно-компрессорную колонну, и

переходное приспособление прикреплено к одной из двух насосно-компрессорных колонн и приспосабливает D-образную насосно-компрессорную колонну, содержащую многотрубную систему, в целом к цилиндрической форме указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн.

12. Способ по п. 11, в котором приспособление прикреплено к указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн ниже переходного приспособления, при этом приспособление представляет собой блок гидравлического разрыва.

13. Способ по п. 12, в котором приспособление также содержит один или более блоков песчаных фильтров.

14. Способ по п. 11, в котором текучая среда для обработки представляет собой пульпу, содержащую непрерывную фазу и по меньшей мере одну дисперсную фазу, при этом основная текучая среда является непрерывной фазой, а расклиниватель является частью дисперсной фазы.

15. Способ по п. 11, в котором основная текучая среда представляет собой водосодержащую жидкость, водосодержащую смешивающуюся жидкость, углеводородную жидкость или их сочетания.

16. Способ по п. 11, в котором если текучая среда протекает через первую трубу, то ее возвращают через второй набор труб; а если текучую среду возвращают через вторую трубу, то ее вводят через первый набор труб.

17. Способ по п. 11, в котором внутренний диаметр первой трубы или сумма внутренних диаметров первого набора труб приблизительно равняется внутреннему диаметру второй трубы или сумме внутренних диаметров второго набора труб.

18. Способ по п. 17, в котором многотрубная система содержит первую трубу, которая расположена по центру внутри D-образного участка круга и внутренний диаметр которой превышает внутренний диаметр любой из труб второго набора труб.

19. Способ по п. 18, в котором текучую среду для обработки вводят через первую трубу, при этом во время введения уменьшено или предотвращено накопление расклинивателя друг на друге вследствие большего внутреннего диаметра первой трубы, а часть основной текучей среды возвращают через второй набор труб.

20. Способ по п. 11, в котором количество труб многотрубной системы и внутренний диаметр каждой трубы выбраны таким образом, чтобы обеспечивать возможность создания проходного сечения для текучей среды для обработки большей частью площади D-образного участка круга.

21. Способ заканчивания участка ствола скважины, включающий:

(A) введение текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и гравий, из устья скважины в верхний участок ствола скважины;

(B) обеспечение протекания текучей среды для обработки через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины;

(C) осаждение по меньшей мере части гравия внутри нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины; и

(D) возвращение по меньшей мере части основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины к устью скважины,

при этом многотрубная система содержит несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов, а

присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом клиновидного участка круга, для обеспечения возможности расположения одной или более труб многотрубной системы внутри двух или более боковых стволов и/или основного ствола скважины.



 

Похожие патенты:

Описаны система и способ приготовления флюида для обработки приствольной зоны, включающий загрузку пакетов, содержащих покрытую оболочкой добавку, в зону хранения пакетов первого контейнера; пропускание пакетов в измельчитель пакетов; разрушение оболочек пакетов для вскрытия добавки; пропускание незащищенной оболочкой добавки в смеситель; пропускание водного раствора из второго контейнера в смеситель и смешивание незащищенной оболочкой добавки с водным раствором для получения флюида для обработки приствольной зоны.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к вариантам системы гидравлического разрыва пласта. Система включает гидравлическую систему передачи энергии, выполненную с возможностью обмена давлением между первой жидкостью и второй жидкостью.

Изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородосодержащего пласта с использованием гидроразрыва.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика, поинтервальное выполнение группы перфорационных с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта (ГРП) с образованием разветвленных трещин с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины.

Группа изобретений относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к вариантам способа и устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП).

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра.

Группа изобретений относится к созданию гравийных фильтров нефтегазодобывающих скважин. Устройство включает корпус, расположенный в скважине и образующий сквозной канал, одну или более секций, расположенных на корпусе.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, к конструкциям гравийных фильтров. При заполнении гравийного фильтра размещают суспензию из внутренней колонны в кольцевом пространстве вокруг башмачного патрубка.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована при установке гравийного фильтра и цементировании горизонтальных скважин в одном рейсе.

Группа изобретений относится к созданию гравийных фильтров в нефтяных и газовых скважинах. При размещении внутренней колонны в скважинной компоновке перекачивают скважинную среду через выпускное окно на внутренней колонне, перемещают внутреннюю колонну через внутренний канал в скважиной компоновке, осуществляют по меньшей мере частичное дросселирование текучей среды через выпускное окно в изолируемом пространстве, связанным с первым местоположением на скважинной компоновке, осуществляют обнаружение роста давления перекачиваемой среды в ответ на дросселирование, осуществляют корреляцию первого положения внутренней колонны к первому положению в скважинной компоновке.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к образованию гравийных фильтров в боковом стволе скважины. Способ включает заканчивание узла сопряжения и соединение узла сопряжения с заканчиванием, развертывание внутрискважинного оборудования в заканчивании, заканчивание узла сопряжения с помощью внутрискважинного оборудования для выполнения операции гравийной набивки посредством зацепления оборудования с полированным приемным гнездом, перемещение шара во внутрискважинное оборудование и использование шара для обеспечения направления потока гравийного шлама через корпус переходного порта в направляющее устройство и по обходному каналу до его сброса.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам крепления слабосцементированного пласта призабойной зоны скважины. Способ включает вскрытие пласта перфорацией обсадной колонны, уплотнение разуплотненной части призабойной зоны пласта до первоначального состояния путем закачки в пласт сшитого геля под давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта, сохранение ее в таком состоянии путем закачки полимеризованного проппанта.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам расчета технологических процессов создания гравийных фильтров, и может быть использовано для расчета объемов и давления закачки при обработке подземных формаций, в особенности для операций по предотвращению поступления песка из нефтяного и газового пласта в скважину.

Изобретение относится к области техники анкерного оборудования подошвы выработки, в частности к бурильной штанге для анкерного крепления подошвы выработки угольной шахты.

Группа изобретений относится к операциям заканчивания в стволе скважины с использованием многотрубных систем. Технический результат – повышение эффективности заканчивания скважины. По способу вводят текучую среду с устья скважины для ее обработки, содержащую основную текучую среду и гравий. Обеспечивают протекание текучей среды через первую трубу или первый набор труб многотрубной системы от верхнего участка ствола скважины к уплотненному соединению, образованному между верхним участком ствола скважины, нижним участком ствола скважины и по меньшей мере одним боковым стволом скважины. Осаждают по меньшей мере часть гравия внутри нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины. Возвращают по меньшей мере часть основной текучей среды через вторую трубу или второй набор труб многотрубной системы от нижнего участка ствола скважины или бокового ствола скважины к устью скважины. Используют многотрубную систему, содержащую несколько трубчатых элементов, жестко присоединенных друг к другу по осевой длине элементов. Присоединенные трубчатые элементы совместно образуют форму в поперечном сечении в целом D-образного участка круга. По меньшей мере две насосно-компрессорные колонны, каждая из которых имеет D-образное поперечное сечение, расположены бок о бок в стволе скважины. По меньшей мере одна из этих колонн содержит указанную многотрубную систему. Боковой ствол скважины содержит боковую насосно-компрессорную колонну и переходное приспособление, прикрепленное к одной из двух насосно-компрессорных колонн и приспосабливающее D-образную насосно-компрессорную колонну, содержащую многотрубную систему, к цилиндрической форме указанной одной из двух насосно-компрессорных колонн. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх