СПОСОБ ВОЗБУЖДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, ВКЛЮЧАЮЩЕГО МНОГОЧИСЛЕННЫЕ ПРОДУКТИВНЫЕ ИНТЕРВАЛЫ (ВАРИАНТЫ)
PROCEDURE FOR STIMUTATION OF UNDERGROUND PRODUCING RESERVOIR INCLUDING MULTITUDE OF PRODUCING INTERVALS (VERSIONS)

Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение относится к операциям возбуждения подземного пласта, более конкретно подземного пласта, к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы.
Для добычи углеводородов (например, нефти, газа и так далее) из подземного продуктивного пласта буровые скважины могут быть пробурены таким образом, чтобы вскрывать содержащие углеводород участки подземного продуктивного пласта. Участок подземного продуктивного пласта, из которого могут быть добыты углеводороды, обычно называют "продуктивным интервалом". В некоторых случаях, подземный продуктивный пласт, вскрытый буровой скважиной, может иметь многочисленные продуктивные интервалы на различных глубинах буровой скважины.
Обычно, после того как буровая скважина пробурена до требуемой глубины, должны быть осуществлены операции заканчивания. Операции заканчивания могут включать установку обсадных труб в буровую скважину, и после этого, при необходимости, заливку в это место цементного раствора. Для добычи углеводородов из подземного продуктивного пласта могут быть созданы один или несколько перфорационных каналов, проходящих через обсадные трубы и цемент в продуктивный интервал. В какой-то момент времени операции заканчивания может быть осуществлен процесс возбуждения пласта для повышения извлечения углеводорода из буровой скважины. Процессы возбуждения могут включать гидравлический разрыв пласта, кислотную обработку, кислотный гидроразрыв или другие соответствующие операции возбуждения. Как только закончена операция возбуждения и после любых промежуточных стадий может быть начата эксплуатация буровой скважины. Обычно, извлекаемые углеводороды поступают из продуктивных интервалов в буровую скважину и далее на поверхность через перфорационные каналы, которые соединяют продуктивные интервалы с буровой скважиной.
Осуществление таких процессов возбуждения в подземных продуктивных пластах, включающих продуктивные интервалы, может быть связано с рядом проблем. В частности, проблемы могут возникать в процессах возбуждения при вскрытии буровой скважиной множества перфорированных и истощенных интервалов вследствие изменения градиентов давления гидроразрыва пласта между этими интервалами. Самые истощенные интервалы обычно имеют самые низкие градиенты давления гидроразрыва пласта среди множества продуктивных интервалов. Когда процесс возбуждения одновременно проводят на всех продуктивных интервалах, состав для обработки приствольной зоны может избирательно проникать в самые истощенные интервалы. Поэтому процесс возбуждения может не давать желаемых результатов в тех продуктивных интервалах, которые имеют относительно более высокие градиенты давления гидроразрыва пласта. Для изолирования конкретного продуктивного интервала перед процессами возбуждения могут быть использованы пакеры и/или мостовые пробки, но это может не дать ожидаемого результата вследствие существования открытых перфорационных каналов в буровой скважине и возможного прилипания этих механических средств изолирования.
Существует другой способ, традиционно используемый для решения проблем, возникающих при возбуждении подземного продуктивного пласта с множеством продуктивных интервалов, заключающийся в осуществлении операции ремонтного цементирования для закупоривания открытых перфорационных каналов в буровой скважине перед процессом возбуждения, с целью предотвращения нежелательного попадания жидкости для воздействия на пласт в самые истощенные интервалы буровой скважины. Как только ранее существовавшие перфорационные каналы закупоривают цементом, конкретный продуктивный интервал может быть перфорирован и затем возбужден. Хотя эти операции ремонтного цементирования могут закупорить несколько из ранее существовавших перфорационных каналов и, соответственно, уменьшить попадание жидкости для воздействия на пласт в нежелательные участки продуктивного пласта, операции ремонтного цементирования не могут быть полностью эффективными при закупоривании всех ранее существовавших перфорационных каналов в скважине, требуя множество операций ремонтного цементирования для обеспечения полного закупоривания всех ранее существовавших перфорационных каналов. Кроме того, операции ремонтного цементирования могут повредить прилегающие к буровой скважине области подземного продуктивного пласта, и/или требовать дополнительных ремонтных операций для удаления нежелательного цемента из буровой скважины, перед тем как скважина может быть опять запущена в эксплуатацию.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего множество продуктивных интервалов.
В одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине, с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивного интервалу; и возбуждение продуктивного интервала, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал.
В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; обеспечение инструмента для гидравлического бурения, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и прикрепленного к спусковой колонне; установку инструмента для гидравлического бурения в буровой скважине вблизи продуктивного интервала; струйное перфорирование с помощью жидкости для струйного перфорирования через, по меньшей мере, одно сопло в инструменте для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; возбуждение продуктивного интервала через, меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В еще одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения множества продуктивных интервалов, примыкающих к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, в меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал для контактирования с продуктивным интервалом; и повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала, и введение жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
Характерные черты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны для специалистов в этой области при ознакомлении с описанием конкретных вариантов осуществления, которое следует далее.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Более полное понимание настоящего изобретения и его преимуществ может быть достигнуто путем ознакомления со следующим описанием со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает поперечный вертикальный разрез вертикальной буровой скважины, проходящей через множество продуктивных интервалов в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, с расположенной в ней трубой, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 - поперечный вертикальный разрез перфорационного канала после набивки твердых частиц в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.4 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1-2, с расположенным в ней инструментом струйного перфорирования после создания ремонтных перфорационных каналов в обсадной трубе;
фиг.5 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, 2 и 4, после создания разрывов в интервале подземного продуктивного пласта;
фиг.6 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, 2, 4 и 5, с инструментом для струйного перфорирования в положении для перфорирования второго интервала буровой скважины.
Несмотря на то, что настоящее изобретение может иметь различные модификации, его конкретные примеры вариантов осуществления проиллюстрированы при помощи примеров, показанных на чертежах, и подробно здесь описаны. Однако следует понимать, что, с одной стороны, описанные здесь конкретные варианты осуществления не предназначены для ограничения или определения изобретения конкретными описанными формами, но с другой стороны, существует стремление охватить все модификации, эквиваленты и варианты, находящиеся в пределах сущности и объема изобретения, определяемых в прилагаемой формуле изобретения.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего множество продуктивных интервалов. Так как способы настоящего изобретения используют в различных вариантах применения, они могут особенно быть полезными для процессов возбуждения в скважинах при добыче метана угольных бассейнов, высокопроницаемых коллекторов, испытывающих сжатие рядом со стволом скважины, или любой скважины, содержащей множество перфорированных интервалов, которые необходимо возбуждать. Помимо всего прочего, способы настоящего изобретения предусматривают закрытие перфорационных каналов в конкретных интервалах буровой скважины для возбуждения требуемого интервала или интервалов подземного продуктивного пласта.
На фиг.1 показан поперечный вертикальный разрез буровой скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Буровая скважина в целом обозначена цифрой 100. Хотя буровая скважина 100 изображена как, в основном, вертикальная буровая скважина, способы настоящего изобретения могут быть осуществлены в горизонтальных, наклонных буровых скважинах или в буровых скважинах с участками иных форм. Кроме того, буровая скважина 100 может быть основной скважиной с одной или более проходящими от нее боковыми скважинами или может быть боковой скважиной, проходящей вбок от основной скважины. Буровая скважина 100 вскрывает подземный продуктивный пласт 102 и имеет расположенную в ней обсадную трубу 104. Обсадная труба 104 может или не может быть зацементирована в буровой скважине 100 с помощью цементного кольца (не показано). Так как на фиг.1 скважина 100 изображена как обсадная скважина, по меньшей мере, участок скважины 100 может не иметь обсадных труб. В целом, подземный продуктивный пласт 102 содержит множество продуктивных интервалов, включая самый нижний или первый продуктивный интервал 106, второй продуктивный интервал 108, третий продуктивный интервал 110 и четвертый продуктивный интервал 112. Интервалы обсадной трубы 104, примыкающей к продуктивным интервалам 106, 108, 110, 112, перфорированы с помощью множества перфорационных каналов 114, при этом множество перфорационных каналов 114 проходит через обсадную трубу 104, цементное кольцо (если оно присутствует) и в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112. Интервалы обсадной трубы 104, примыкающей к продуктивным интервалам 106, 108, 110, 112, являются первым интервалом 107 обсадной трубы, вторым интервалом 109 обсадной трубы, третьим интервалом 111 обсадной трубы и четвертым интервалом 113 обсадной трубы, соответственно.
На фиг.2 показана труба 118, расположенная в буровой скважине 100. Труба 118 может быть гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра, составной трубой или любой другой подходящей трубой для доставки жидкостей при подземных операциях. Кольцевое пространство 120 является пространством между обсадной трубой 104 и трубой 118.
Как показано на фиг.2, в соответствии с вариантом осуществления способов настоящего изобретения, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем подачи насосом жидкости-носителя вниз по трубе 118. В другом варианте осуществления, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем подачи насосом жидкости-носителя вниз по кольцевому пространству 120. Жидкость-носитель должна содержать первые твердые частицы. Жидкость-носитель и первые твердые частицы будут дополнительно обсуждены ниже.
Первые твердые частицы в жидкости-носителе должны быть способны забивать множество перфорационных каналов 114, тем самым образуя набивку 124 из твердых частиц в каждом из множества перфорационных каналов 114. Любой подходящий способ может быть использован для введения жидкости-носителя в буровую скважину 100 для образования набивки 124 из твердых частиц. Обычно, жидкость-носитель может вводиться в буровую скважину 100 для обеспечения достаточного давления в скважине для нагнетания жидкости-носителя под давлением в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112, но ниже соответствующих градиентов давления гидроразрыва пласта, при которых множество перфорационных каналов 114 эффективно забиваются частицами. Давление гидроразрыва на устье скважины может контролироваться с целью определения момента образования набивки из твердых частиц 124 в каждом из множества перфорационных каналов 114. Например, когда давление гидроразрыва на устье скважины жидкости-носителя превышает давление, при котором давление в скважине превышает градиенты давления гидроразрыва продуктивных интервалов 106, 108, 110, 112 без разрыва таких интервалов, то это означает, что в каждом из множества перфорационных каналов 114 образовались набивки 124 из твердых частиц. В конкретных вариантах осуществления, помимо всего прочего, в кольцевом пространстве 120 должно поддерживаться противодавление для поступления жидкости-носителя во множество перфорационных каналов 114 и ее нагнетания в породу подземного продуктивного пласта 102 для распространения жидкости-носителя через множество перфорационных каналов 114 и поддерживания жидкостью-носителем достаточной скорости суспензии расклинивающего наполнителя без превышения давлений гидроразрыва. В одном варианте осуществления, противодавление создают в кольцевом пространстве 120 путем ограничения возврата жидкости-носителя вверх через кольцевое пространство 120 с помощью дроссельного механизма на поверхности (не показан). В процессе поступления жидкости-носителя во множество перфорационных каналов 114 и ее нагнетания в породу подземного продуктивного пласта 102, первые твердые частицы жидкости-носителя закупоривают множество перфорационных каналов 114, и, таким образом, устанавливая пробку во множестве перфорационных каналов 114 в результате образования в них набивок из твердых частиц 124. Любому специалисту в этой области известны и другие подходящие способы нагнетания жидкости-носителя в породу подземного продуктивного пласта 102.
На фиг.3 приведен поперечный вертикальный разрез набивки 124 из твердых частиц в перфорационном канале 114 в соответствии с одним вариантом осуществления способов настоящего изобретения. Перфорационный канал 114 проходит через первый интервал 107 обсадной трубы в первый продуктивный интервал 106. Как уже обсуждалось выше, первые частицы набивают в перфорационный канал 114, получая набивку 124 твердых частиц.
В конкретных вариантах осуществления, как только образовались набивки 124 твердых частиц во множестве перфорационных каналов 114, набивки 124 твердых частиц могут быть приведены в контакт со второй жидкостью-носителем, которая содержит вторые твердые частицы. Обычно, вторые твердые частицы имеют меньший размер, чем первые твердые частицы, для того чтобы вторые твердые частицы могли закупорить, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивках 124 твердых частиц. В одном конкретном варианте осуществления, вторая жидкость-носитель, содержащая вторые твердые частицы, может быть введена в буровую скважину 100 в качестве расклинивающей жидкости для процесса возбуждения, осуществляемого в первом продуктивном интервале 106. Вторая жидкость-носитель и вторые твердые частицы будут более подробно обсуждаться ниже. Вторая жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 любым подходящим способом, например закачиванием второй жидкости-носителя вниз по трубе 118. Обычно, вторая жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 для обеспечения давления в скважине достаточного для нагнетания жидкости-носителя в набивки твердых частиц 124 и в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112, но при этом давление в скважине должно быть ниже соответствующих градиентов давления гидроразрыва продуктивных интервалов 106, 108, 110, 112. В конкретных вариантах осуществления, противодавление должно поддерживаться в кольцевом пространстве 120 для нагнетания второй жидкости-носителя в набивки 124 твердых частиц, и таким образом, в породу подземного продуктивного пласта 102, закупоривая, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивке 124 твердых частиц, тем самым образуя фильтровальную корку на поверхности набивки 124 твердых частиц. После образования фильтровальной корки на поверхности набивки 124 твердых частиц степень утечки второй жидкости-носителя в породу подземного продуктивного пласта 102 через набивки 124 твердых частиц должна уменьшиться, на что указывает степень падения давления во время остановки скважины сразу же после закачивания второй жидкости-носителя.
На фиг.4 показано, что как только образуются набивки 124 твердых частиц в результате введения жидкости-носителя в скважину 100 и, при необходимости, в скважину 100 вводят вторую жидкость-носитель, способы настоящего изобретения могут дополнительно включать перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в обсадной трубе 104, примыкающей к продуктивному интервалу (например, продуктивному интервалу 106). Эти перфорационные каналы называют "ремонтными", так как их создают после осуществления исходной операции заканчивания скважины. Кроме того, может быть создан, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 в одном или нескольких ранее перфорированных интервалах обсадной трубы 104 (например, интервалах 107, 109, 111, 113 обсадной трубы) и/или одном или более не имеющих отверстий интервалах обсадной трубы 104. По меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через обсадную трубу 104 в часть подземного продуктивного пласта 102, прилегающего к ней. Например, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через первый интервал обсадной трубы 107 в первый продуктивный интервал 106.
На фиг.4 показан инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, расположенный в буровой скважине 100. Инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования содержит, по меньшей мере, одно отверстие 127. Инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может быть любым подходящим собранным узлом для использования в подземных операциях, через который жидкость может быть выпущена струей при высоких давлениях, включая инструменты, описанные в Патенте США 5765642, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него. В одном варианте осуществления, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования прикрепляют к буровой трубе 128 для операций в скважине в форме системы труб или гибких насосно-компрессорных труб, с помощью которой инструмент 126 спускается в скважину 100, и обеспечивают инструмент жидкостью для струйного перфорирования. Необязательный вспомогательный клапан 129 может быть прикреплен к концу инструмента 126, для того чтобы выходил поток жидкости (называемой здесь "жидкостью для струйного перфорирования"), по меньшей мере, через одно отверстие 127 в инструменте 126. Кольцевое пространство 130 определяется как пространство между обсадной трубой 104 и буровой трубой 128 для операций в скважине. В одном варианте осуществления, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования располагают в буровой скважине 100, примыкающей к обсадной трубе 104, в положении (таком как первый интервал 107 обсадной трубы), которое примыкает к продуктивному интервалу (такому как первый продуктивный интервал 106). Инструмент 126 затем создает, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 путем струйного перфорирования с помощью жидкости для струйного перфорирования, по меньшей мере, через одно отверстие 127 и напротив первого интервала 107 обсадной трубы. По меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через первый интервал 107 обсадной трубы в первый продуктивный интервал 106, примыкающий к ней. Жидкость для струйного перфорирования может содержать жидкую основу (например, воду) и абразивы (например, песок). В одном варианте осуществления, песок присутствует в жидкости для струйного перфорирования в количестве около 1 фунта на галлон жидкой основы. Несмотря на то, что приведенное выше описание раскрывает использование инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в первом интервале 107 обсадной трубы, любой подходящий способ может быть использован для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в первом интервале 107 обсадной трубы. Подходящие способы включают все способы перфорирования, известные специалисту в этой области, но этим не ограничивая, пулевое перфорирование, кумулятивное перфорирование и гидравлическое струйное перфорирование.
В соответствии со способами настоящего изобретения, как только, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 создается в обсадной трубе 104 в необходимом месте (например, в первом интервале 107 обсадной трубы, примыкающем к первому продуктивному интервалу 106), подземный продуктивный пласт 102 (например, первый продуктивный интервал 106) может быть возбужден, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал 132. В соответствии с фиг.5, возбуждение первого продуктивного интервала может быть начато с использования инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования, показанного расположенным в буровой скважине 100, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. В этих вариантах осуществления, как только, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 создан в первом интервале 107 обсадной трубы с использованием инструмента для гидравлического струйного перфорирования 126, жидкость для воздействия на пласт может быть закачана в буровую скважину 100, вниз в кольцевое пространство 130, и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, при давлении, достаточном для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва 134 в подземном продуктивном пласте 100, например первом продуктивном интервале 106, вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. Несмотря на то, что на фиг.5 изображен, по меньшей мере, один разрыв 134 в виде продольного разрыва, который является приблизительно продольным или параллельным оси буровой скважины 100, для обычных специалистов в этой области очевидно, что направление и ориентировка, по меньшей мере, одного разрыва 134 зависит от ряда факторов, включающих механическое напряжение горной породы, давление в коллекторе и ориентации перфорации. В конкретных вариантах осуществления, жидкость для струйного перфорирования может быть закачана вниз через буровую трубу для операций в скважине 128 и выпущена струей через, по меньшей мере, одно отверстие 127, через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 и напротив первого продуктивного интервала 106, в котором инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования расположен прилегающим, по меньшей мере, к одному ремонтному перфорационному каналу 132. В конкретных вариантах осуществления, стадия подачи струей жидкости для струйного перфорирования напротив первого продуктивного интервала 106 может проводиться одновременно с закачкой жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину 100, вниз кольцевого пространства 130, и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, с тем, чтобы создать или расширить, по меньшей мере, один разрыв 134 в первом продуктивном интервале 106 вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. При необходимости, в жидкость для воздействия на пласт и/или жидкость для струйного перфорирования может быть включен проппант, для того чтобы поддерживать, по меньшей мере, один разрыв 134 и предотвращать его полное закрывание после того, как гидравлическое давление будет сброшено. Подходящие способы разрыва подземного продуктивного пласта с использованием инструмента для гидравлического струйного перфорирования описаны в Патенте США 5765642, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него.
Несмотря на то, что вышеприведенное описание иллюстрирует использование инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва 134, любой подходящий способ возбуждения может быть использован для возбуждения требуемого интервала подземного продуктивного пласта 102, включая, но этим не ограничивая, операции гидравлического разрыва пласта и разрыв с помощью кислотной обработки пласта. В некоторых вариантах осуществления, возбуждение первого продуктивного интервала 106 включает введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину 100 и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, для контактирования с первым продуктивным интервалом 106. В другом варианте осуществления, жидкость для воздействия на пласт вводят в буровую скважину 100 для контактирования с первым продуктивным интервалом 106 при давлении, достаточном для создания, по меньшей мере, одного разрыва в первом продуктивном интервале 106.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, как только создан требуемый интервал подземного продуктивного пласта 102, такой как первый продуктивный интервал 106, в буровую скважину 100 может быть введено достаточное количество песка с помощью жидкости для воздействия на пласт (например, жидкости кольцевого пространства, жидкости для струйного перфорирования, или обеих) для образования песчаной пробки 136 в обсадной трубе 104, как изображено на фиг.6. При сбрасывании гидравлического давления песок осядет с образованием песчаной пробки 136, примыкающей к первому интервалу 107 обсадной трубы, простирающемуся до вышеприведенного, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. В некоторых вариантах осуществления, песчаная пробка 136 может примыкать к первому интервалу 107 обсадной трубы, проходящему от необязательной искусственной пробки до вышеприведенного, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. Песчаная пробка 136 используется для изолирования возбужденного интервала подземного продуктивного пласта 102, например, первого продуктивного интервала 106. Обычному специалисту в этой области известны другие подходящие способы изолирования возбужденного интервала подземного продуктивного пласта 102, которые могут подходить для использования в способах настоящего изобретения.
После перфорирования и возбуждения требуемого интервала (такого как первый интервал 107 обсадной трубы и первый продуктивный интервал 106), описанным выше способом, оператор может принять решение повторить выше приведенные действия перфорирования и возбуждения для каждого из оставшихся продуктивных интервалов (таких как продуктивные интервалы 108, 110, 112). В соответствии с фиг.6, например, оператор может далее принять решение перфорировать, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 138 в обсадной трубе 104, примыкающий ко второму продуктивному интервалу 108, и затем возбудить второй продуктивный интервал, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал 138. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 138 может быть создан во втором интервале 109 обсадной трубы, и жидкость для воздействия на пласт может быть введена в буровую скважину 100 и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 138, созданный в ней для контактирования со вторым продуктивным интервалом 108 подземного продуктивного пласта 106. В некоторых вариантах осуществления, как показано на фиг.6, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может быть установлен примыкающим ко второму интервалу 109 обсадной трубы, и использоваться для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 138 во втором интервале 109 обсадной трубы. Соответственно, описанным выше способом, может быть создан или расширен, по меньшей мере, один разрыв 140 вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 138. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения, в котором оператор использует способы настоящего изобретения для возбуждения множества продуктивных интервалов подземного продуктивного пласта 102 (таких как продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112), оператор может выбрать для последовательного возбуждения вскрываемые буровой скважиной 100 продуктивные интервалы, начиная с самого глубокого продуктивного интервала (например, первого продуктивного интервала 106), и последовательно возбуждая находящиеся выше требуемые интервалы, такие как продуктивные интервалы 108, 110, 112.
В конкретных вариантах осуществления, в буровую скважину 100 могут быть необязательно введены жидкости для очистки. Обычно, жидкости для очистки, когда они используются, могут быть введены в любое подходящее время, если требуется, любым обычным специалистом в этой области, например, для очистки от обломков породы, бурового шлама, густой трубной смазки и других материалов буровой скважины 100, и расположенного внутри оборудования, такого как труба 118 или инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, который может быть расположен в буровой скважине 100. Например, жидкость для очистки может быть использована после завершения процессов возбуждения для удаления песчаных пробок, таких как песчаная пробка 136, которая может находиться в буровой скважине 100. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для очистки может быть использована после введения жидкости-носителя в буровую скважину 100 для удаления тех первых твердых частиц, которые оказались несвязанными в буровой скважине 100. Обычно, жидкости для очистки не должны циркулировать в буровой скважине 100 при достаточно высоких скоростях и давлениях, для того чтобы не нарушать целостность набивки 124 твердых частиц. Обычно, жидкость для очистки может быть любой традиционной жидкостью, используемой для приготовления продуктивного пласта к возбуждению, такой как жидкости на основе воды или на углеводородной основе. В некоторых вариантах осуществления, эти жидкости для очистки могут быть активизированными жидкостями, содержащими газ, такой как азот или воздух.
Несмотря на то, что в выше описанных стадиях описано использование трубы 118 для введения жидкости-носителя и второй жидкости-носителя в буровую скважину 100, любой подходящий метод может быть использован для введения таких жидкостей в буровую скважину 100. В некоторых вариантах осуществления, буровая труба для операций в скважине 128 с инструментом 126 для гидравлического струйного перфорирования, прикрепленного к ней, и необязательным вспомогательным клапаном 129, прикрепленным к концу инструмента 126, может быть использована на выше описанной стадии введения жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину 100. Это может сэкономить, по меньшей мере, одну остановку буровой скважины между стадиями забивки первых твердых частиц во множество перфорационных каналов 114 и перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132, так как одно и то же внутрискважинное оборудование может быть использовано на обеих стадиях. Например, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может иметь продольное направление проходящего через него потока жидкости, и необязательный вспомогательный клапан 129 может иметь продольное направление проходящего через него потока жидкости. Когда необязательный вспомогательный клапан 129 не задействован, жидкость течет вниз через буровую трубу для операций в скважине 128 в инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, и вытекает через необязательный вспомогательный клапан 129. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем закачивания жидкости-носителя вниз буровой трубы для операций в скважине 128 в инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, и вывода в буровую скважину 100 через необязательный вспомогательный клапан 129. Аналогично, вторая жидкость-носитель также может быть введена в буровую скважину 100. При необходимости осуществления описанных выше стадий получения ремонтного перфорационного канала и/или возбуждения необязательный вспомогательный клапан 129 должен быть активирован, тем самым заставляя поток жидкости выходить, по меньшей мере, через одно отверстие 127.
Жидкость-носитель, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением, может включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы для транспортировки твердых частиц в подземных операциях. Подходящие жидкости включают неогеленные водные жидкости, водные гели, гели на основе углеводородов, пены, эмульсии, гели высоковязких поверхностно-активных веществ и любую другую подходящую жидкость. Когда жидкость-носитель является неогеленной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости для транспортировки первых твердых частиц. Подходящие эмульсии могут включать две несмешивающиеся между собой жидкости, такие как водная жидкость или огеленная жидкость и углеводород. Пены могут быть созданы путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно включают воду и один или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, жидкостью-носителем является водный гель, состоящий из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного увеличения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, снижает потери жидкости и улучшает свойства суспензии из нее. Примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Delta Frac", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Другим примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Seaquest", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не воздействует отрицательно на другие компоненты. Плотность воды в настоящем изобретении может быть увеличена для улучшения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования.
Как уже упоминалось выше, жидкость-носитель содержит первые частицы. Первые твердые частицы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, являются обычно твердыми частицами материалов с таким размером, что первые твердые частицы перекрывают множество перфорационных каналов 114 в обсадной трубе 104 и образуют в них набивки 124 из расклинивающего наполнителя. Используемые первые твердые частицы могут иметь средний размер частиц в интервале от 10 меш до 100 меш. Может быть использовано большое разнообразие твердых частиц материалов в качестве первых твердых частиц в соответствии с настоящим изобретением, включая песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло и их комбинации. Обычно, первые твердые частицы могут присутствовать в жидкости-носителе в количестве, достаточном для образования требуемых набивок 124 расклинивающего наполнителя во множестве перфорационных каналов 114. В некоторых вариантах осуществления, первые твердые частицы могут присутствовать в жидкости-носителе в количестве от 2 фунтов до 12 фунтов на галлон жидкости-носителя, не содержащей первые твердые частицы.
Обычно, первые твердые частицы не распадаются в присутствии углеводородных жидкостей и других жидкостей, присутствующих в части подземного продуктивного пласта. Это позволяет первым твердым частицам поддерживать свою целостность в присутствии добываемых углеводородных продуктов, воды продуктивного пласта и других композиций, обычно извлекаемых из подземных продуктивных пластов. Однако, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, первые твердые частицы могут включать разлагаемые материалы. Разлагаемые материалы могут быть включены в первые твердые частицы, например, для того чтобы набивки 124 из расклинивающего наполнителя могли разрушаться в течение времени. Такие разлагаемые материалы способны подвергаться необратимому разложению внутри скважины. Используемый здесь термин "необратимый" означает, что разлагаемый материал после его разложения внутри скважины не может рекристаллизоваться или повторно затвердевать, например, разлагающийся материал должен разложиться на месте, но не должен рекристаллизоваться или повторно затвердевать на месте.
Разлагаемые материалы могут разлагаться по любому подходящему механизму. Подходящими разлагаемыми материалами могут быть водорастворимые, газорастворимые, растворимые в нефти, биоразлагаемые, разлагаемые под действием температуры, разлагающиеся под действием растворителя, растворимые в кислоте, разлагающиеся под действием окислителя материалы или их комбинация. Подходящие разлагаемые материалы включают многообразие разлагаемых материалов, удобных для использования при подземных операциях, и они могут включать обезвоженные материалы, воски, чешуйки борной кислоты, разлагаемые полимеры, карбонат кальция, парафины, сшитые полимерные гели, их комбинации и другие подобные материалы. Одним примером подходящего разлагающегося сшитого полимерного геля является добавка для регулирования поглощения раствора "Max Seal™", поставляемая фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Примером подходящего разлагаемого полимерного материала являются уплотнительные шарики перфорационных отверстий "BioBalls™", поставляемые фирмой Santrol Corporation, Fresno, Texas.
В некоторых вариантах осуществления, разлагаемый материал включает растворимый в нефти материал. Когда используют такие растворимые в нефти материалы, растворимые в нефти материалы могут быть разложены добываемыми жидкостями, таким образом, разрушая набивки 124 твердых частиц для разблокирования множества перфорационных каналов 114. Подходящие растворимые в нефти материалы включают или природные или синтетические полимеры, такие как, например, полиакрилаты, полиамиды, и полиолефины (такие как полиэтилен, полипропилен, полиизобутилен и полистирол).
Подходящие примеры разлагаемых полимеров, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, включают, но этим не ограничивая, гомополимеры, статистические, блок, графт и звездообразно разветвленные и сверхразветвленные полимеры. Конкретные примеры подходящих полимеров включают полисахариды (такие как декстран или целлюлоза), хитин, хитозан, белки, алифатические полиэфиры, полилактид, полигликолид, поли(ε-капролактон), полигидроксибутират, полиангидриды, алифатические поликарбонаты, полиортоэфиры, полиаминокислоты, полиэтиленоксид, полифосфазены, их сополимеры и их комбинации. Полиангидриды являются другим типом особенно подходящего разлагаемого полимера, применяемого в настоящем изобретении. Примеры подходящих полиангидридов включают полиадипиновый ангидрид, полипробковый ангидрид, полисебациновый ангидрид, полидодекандикарбоновый ангидрид. Другие подходящие примеры включают, но этим не ограничивая, полималеиновый ангидрид и полибензойный ангидрид. Для специалиста в этой области очевидно, что при получении подходящих полимерных разлагающихся материалов настоящего изобретения могут быть использованы пластификаторы. Пластификаторы могут присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения требуемых характеристик, например, более эффективной совместимости компонентов в расплавленной смеси, улучшенных технологических характеристик на стадиях смешения и переработки, и контроля и регуляции чувствительности и разложения полимера при действии влаги.
Подходящими обезвоженными соединениями являются те материалы, которые будут разлагаться во время повторного гидратирования. Например, может быть подходящей твердая частица обезвоженной соли или твердая частица обезвоженного боратного материала, которая разлагается в течение времени. Конкретные примеры твердых частиц обезвоженного боратного материала, который может быть использован, включают, но этим не ограничивая, безводный тетраборат натрия (также известный, как безводная бура), и безводную борную кислоты. Эти безводные боратные материалы только слегка растворимы в воде. Однако в течение времени и при действии тепла в подземной среде, безводные боратные материалы взаимодействуют с окружающей водной жидкостью и гидратируются. Образующиеся гидратированные боратные материалы в значительной степени растворимы в воде по сравнению с безводными боратными материалами и в результате распадаются в водной среде.
Могут также быть использованы смеси конкретных разлагаемых материалов и других соединений. Одним примером подходящей смеси материалов является смесь полимолочной кислоты и бората натрия, когда смешение кислоты и основания может приводить к нейтральному раствору, когда это желательно. Другой пример может включать смесь полимолочной кислоты и оксида бора. При выборе соответствующего разлагающегося материала или материалов, следует учитывать образующиеся продукты разложения. Продукты разложения не должны отрицательно воздействовать на подземные операции или компоненты. Выбор разлагаемого материала также может зависеть, по меньшей мере, частично, от условий в скважине, например, температуры в буровой скважине. Например, было обнаружено, что лактиды подходят для скважин с низкой температурой, включающей интервал от 60°F до 150°F, а полилактиды подходят для буровой скважины с температурами выше этого интервала. Полимолочная кислота и обезвоженные соли могут подходить для скважин с более высокими температурами. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления, предпочтительный результат достигается, если разлагаемый материал разлагается медленно в течение времени в противоположность мгновенному разложению. В некоторых вариантах осуществления, может быть желательно, когда разлагаемый материал практически не разлагается до тех пор, пока разлагающийся материал не был прочно зафиксирован в требуемом месте в подземном продуктивном пласте.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, первые твердые частицы покрывают адгезивом. Используемый здесь термин "адгезив" относится к материалу, который может быть нанесен на частицу, и который является липким или клейким, так что частицы проппанта, имеющие покрытие из адгезива, могут образовывать кластеры или агрегаты. Используемый здесь термин "клейкий" во всех его формах обычно относится к веществу, имеющему такую природу, что оно является (или может быть становиться) в некоторой степени липким на ощупь. Обычно, первые твердые частицы могут быть покрыты адгезивом, для того чтобы первые твердые частицы при помещении их во множество перфорационных каналов 114 для образования набивки твердых частиц 124 могли уплотняться в отвержденную массу. Адгезивы, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают неводные повышающие клейкость вещества, водные повышающие клейкость вещества, модифицированные силилом полиамиды и отверждаемые композиции смол, которые способны к отверждению с образованием отвержденных веществ.
36
Повышающие клейкость вещества, подходящие для использования в уплотняющих жидкостях настоящего изобретения, включают любое соединение, которое при нахождении в жидкой форме, или будучи растворенным в растворителе, образует на частице не отверждающееся покрытие. Особенно предпочтительная группа повышающих клейкость веществ включает полиамиды, которые являются жидкостями или находятся в растворенном состоянии при температуре подземного продуктивного пласта, и которые сами по себе не отверждаются при введении в подземный продуктивный пласт. Особенно предпочтительным продуктом является продукт реакции конденсации, состоящий из производимых в промышленности поликислот и полиамина. Такие выпускаемые промышленностью продукты включают соединения, такие как смеси C двухосновных кислот, содержащих некоторое количество тримера и более высоких олигомеров, а также малые количества мономерных кислот, которые реагируют с полиаминами. Другие поликислоты включают тримерные кислоты, синтетические кислоты, получаемые из жирных кислот, малеиновый ангидрид, акриловую кислоту, и другие подобные поликислоты. Такие кислоты выпускаются в промышленности такими фирмами, как Witco Corporation, Union Camp, Chemtall и Emery Industries. Продукты реакции производятся, например, фирмами Champion Technologies, Inc. и Witco Corporation. Дополнительные соединения, которые могут быть использованы в качестве повышающих клейкость соединений, включают жидкости и растворы, например, полиэфиров, поликарбонатов и поликарбаматов, природные смолы, такие как шеллак и другие подобные соединения. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патентах США 5853048 и 5833000, соответствующие описания которых приводится здесь путем ссылки на них.
Повышающие клейкость вещества, подходящие для использования в настоящем изобретении, могут быть или использованы для образования неотверждающегося покрытия или для объединения с многофункциональным материалом, способным взаимодействовать с повышающим клейкость соединением с образованием отвержденного покрытия. Используемый здесь термин "отвержденное покрытие" означает, что взаимодействие повышающего клейкость соединения с многофункциональным материалом приводит к практически нетекучему продукту взаимодействия, который проявляет более высокую устойчивость к сжимающим нагрузкам в уплотненном агломерате, чем только повышающее клейкость соединение с частицами. В этом случае, повышающее клейкость вещество может действовать аналогично способной к отверждению смоле. Многофункциональные материалы, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, альдегиды, такие как формальдегид, диальдегиды, такие как глутаральдегид, полуацетали или соединения, высвобождающие альдегиды, галогениды двухосновных кислот, дигалогениды, такие как дихлориды и дибромиды, ангидриды поликислот, такие как лимонная кислота, эпоксиды, фурфурол, глутаральдегид или продукты конденсации альдегидов и другие подобные соединения, и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, многофункциональный материал может быть смешен с повышающим клейкость соединением в количестве от 0,01 до 50 процентов по массе от повышающего клейкость соединения для воздействия продукта реакции на продуктивный пласт. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления, соединение присутствует в количестве от 0,5 до 1 процента по массе от повышающего клейкость соединения. Подходящие многофункциональные материалы описаны в патенте США 5839510, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патенте США 5853048.
Растворители, подходящие для использования с повышающими клейкость веществами настоящего изобретения, включают любой растворитель, который совместим с повышающим клейкость веществом, и оказывает требуемое воздействие на вязкость. Растворители, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, предпочтительно включают растворители, имеющие высокую температуру вспышки (наиболее предпочтительно выше 125°F). Примеры растворителей, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый эфир низшего спирта, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид, метиловые эфиры жирных кислот, и их комбинации. Любой специалист в этой области способен с помощью этого описания определить, необходим ли растворитель для достижения вязкости, подходящей для подземных условий, и если да, то в каком количестве.
Подходящие водные повышающие клейкость вещества способны образовывать, по меньшей мере, частичное покрытие на поверхности первых твердых частиц. Обычно подходящие водные повышающие клейкость вещества не являются липкими при нанесении на частицу, но способны становится "активированными" (то есть дестабилизированными, коалесцированными и/или прореагировавшими) для превращения соединения в липкое, повышающее клейкость соединение в требуемый момент времени. Такая активация может происходить до, во время или после того, как водное повышающее клейкость соединение помещают в подземный продуктивный пласт. В некоторых вариантах осуществления, может быть сначала применена предварительная обработка поверхности частицы для приготовления ее к нанесению покрытия из водного повышающего клейкость соединения. Подходящие водные повышающие клейкость вещества обычно вводят в полимеры, которые включают соединения, которые, будучи в водном растворителе или растворе, образуют не отверждающееся покрытие (само по себе или с активатором), и при нанесении на частицу повышают непрерывную критическую скорость ресуспендирования частицы при контакте с потоком воды.
Примеры повышающих клейкость веществ, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, полимеры акриловой кислоты, полимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры эфиров акриловой кислоты (такие как полиметилакрилат, полибутилакрилат и поли(2-этилгексилакрилат), сополимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (такие как полиметилметакрилат, полибутилметакрилат и поли(2-этилгексилметакрилат)), полимеры акриламидометилпропансульфоната, полимеры производных акриламидометилпропансульфоната, сополимеры акриламидометилпропансульфоната, и сополимеры акриловая кислота/акриламидометилпропансульфонат и их комбинации. Методы определения подходящих водных повышающих клейкость веществ и дополнительное описание водных повышающих клейкость веществ можно найти в заявке на патент США 10/864061, зарегистрированной 9 июня 2004 года, и в заявке на патент США 10/864618, зарегистрированной 9 июня 2004 года, соответствующие описания которых приводятся здесь путем ссылки на них.
Модифицированные силилом полиамидные соединения, подходящие для использования в качестве адгезивов в способах настоящего изобретения, могут быть отнесены по существу к самоотверждающимся композициям, которые способны, по меньшей мере, частично прилипать к частицам в неотвержденном состоянии, и которые далее способны к самоотверждению до практически неклейкого состояния, к которому индивидуальные частицы, такие как мелкодисперсные частицы продуктивного пласта, не прилипают. Такие модифицированные силилом полиамиды могут быть, например, продуктом взаимодействия силилирующего соединения с полиамидом или смеси полиамидов. Полиамид или смесь полиамидов могут быть одним или более полученными промежуточными соединениями полиамида, например, взаимодействием поликислоты (например, двухосновной кислоты или более высокой основности) с полиамином (например, диамином или более высоким амином) с образованием полимера полиамида с удалением воды. Другие подходящие модифицированные силилом полиамиды и способы получения таких соединений описаны в патенте США 6439309, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него.
Отверждаемые композиции смол, подходящие для использования в жидкостях для консолидации в настоящем изобретении, обычно включают любую подходящую смолу, которая способна образовывать отвержденную, консолидированную массу. Многие такие смолы обычно используют в операциях подземной консолидации, и некоторые подходящие смолы включают двухкомпонентные смолы на основе эпоксидной смолы, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, фенолоальдегидные смолы, мочевиноальдегидные смолы, уретановые смолы, фенольные смолы, фурановые смолы, смолы из фурана/фурфурилового спирта, фенольные/латексные смолы, фенолформальдегидные смолы, полиэфирные смолы и их гибриды, и сополимеры, полиуретановые смолы и их гибриды, и сополимеры, акрилатные смолы, и их смеси. Некоторые подходящие смолы, такие как эпоксидные смолы, могут быть отверждены с помощью внутреннего катализатора или активатора, для того чтобы при закачке в скважину они могли отверждаться только под действием времени и температуры. Другие подходящие смолы, такие как фурановые смолы, обычно требуют замедленного катализатора или внешнего катализатора для активации полимеризации смол при низкой температуре отверждения (то есть ниже чем 250°F), но отверждается под действием времени и температуры, если температура продуктивного пласта выше, чем 250°F, предпочтительно выше 300°F. Любой специалист в этой области может с помощью этого описания подобрать подходящую смолу для использования в вариантах осуществления настоящего изобретения и определить, нужен ли катализатор для инициирования отверждения.
Кроме того, композиция отверждаемой смолы дополнительно может содержать растворитель. Любой растворитель, который совместим со смолой и позволяет достигать требуемой вязкости, является подходящим для использования в настоящем изобретении. Предпочтительные растворители включают растворители, перечисленные выше в связи с повышающими клейкость соединениями. Любой специалист в этой области может с помощью этого описания определить, нужен ли, и в каком количестве, растворитель для достижения подходящей вязкости.
Вторая жидкость-носитель, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением, может включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы для транспортировки частиц в подземных операциях. Подходящие жидкости включают неогелированные водные жидкости, водные гели, гели на углеводородной основе, пены, эмульсии, гели вязкоэластичных поверхностно-активных веществ и любую другую подходящую жидкость. Когда вторая жидкость-носитель является неогелированной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости для транспортировки первых твердых частиц. Подходящие эмульсии могут состоять из двух несмешивающихся друг с другом жидкостей, таких как водная жидкость или огелированная жидкость и углеводород. Пены могут быть созданы путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно состоят из воды и одного или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, вторая жидкость-носитель является водным гелем, состоящим из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного повышения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, снижает потери жидкости и улучшает свойства полученной из нее суспензии. Примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Seaquest", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не реагирует отрицательно с другими компонентами. Плотность воды может быть увеличена для обеспечения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования в настоящем изобретении.
Как уже упоминалось выше, вторая жидкость-носитель содержит вторые твердые частицы. Вторые твердые частицы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, являются обычно твердыми частицами материалов со средним размером частицы меньше, чем средний размер частицы первых твердых частиц, для того чтобы вторые твердые частицы могли закупорить, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивках 124 твердых частиц. В конкретных вариантах осуществления, используемые вторые твердые частицы могут иметь средний размер частицы меньше чем 100 меш. Примеры частиц материалов, которые могут быть использованы в качестве вторых твердых частиц, включают, но этим не ограничивая, кварцевую муку, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло и их комбинации. Обычно, вторые твердые частицы должны присутствовать во второй жидкости-носителе в количестве, достаточном для образования требуемой фильтровальной корки на поверхности набивок 124. В конкретных вариантах осуществления, вторые твердые частицы могут присутствовать во второй жидкости-носителе в количестве в интервале от 30 фунтов до 100 фунтов на 1000 галлонов второй жидкости-носителя, не включающей вторые твердые частицы. В конкретных вариантах осуществления, вторые твердые частицы могут включать разлагающиеся частицы описанного выше типа.
Жидкости для возбуждения и для струйного перфорирования, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, могут включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы в подземных процессах возбуждения. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для воздействия на пласт может иметь практически тот же состав, что и жидкость для струйного перфорирования. Подходящие жидкости включают неогелированные водные жидкости, водные гели, гели на основе углеводородов, пены, эмульсии, гели вязкоэластичных поверхностно-активных веществ, жидкости для кислотной обработки скважин (например, смеси кислот) и любую другую подходящую жидкость. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для воздействия на пласт и/или жидкость для струйного перфорирования может содержать кислоту. Когда жидкость для возбуждения или жидкость для струйного перфорирования является неогелированной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости транспортировки проппанта (когда он присутствует). Подходящие эмульсии могут состоять из двух несмешивающихся друг с другом жидкостей, таких как водная огелированная жидкость и сжиженная, обычно газообразная, жидкость, такая как диоксид углерода или азот. Пены могут быть получены путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно состоят из воды и одного или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, жидкость для струйного перфорирования и/или жидкость для воздействия на пласт является водным гелем, состоящим из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного повышения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, позволяет снижать потери жидкости и улучшать свойства полученной из нее суспензии. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не реагирует отрицательно с другими компонентами. Плотность воды может быть увеличена для обеспечения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования в настоящем изобретении. Любой специалист в этой области с помощью этого описания сможет выбрать соответствующую жидкость для возбуждения и/или жидкость для струйного перфорирования для применения с частицами.
В жидкость для возбуждения, жидкость для струйного перфорирования, или в обе, может быть необязательно включен проппант. Помимо всего прочего, проппант может быть включен для предотвращения полного закрытия разломов, образованных в подземном продуктивном пласте, при сбрасывании гидравлического давления. Различные виды подходящего проппанта могут быть использованы, например, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло, и их комбинации. Любой специалист в этой области с помощью этого описания может определить соответствующее количество и тип проппанта для включения его в жидкость для струйного перфорирования и/или жидкость для воздействия на пласт для применения с частицами.
В одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; и возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; обеспечение инструмента для гидравлического струйного перфорирования, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и присоединенного к буровой трубе для операций в скважине; расположение инструмента для гидравлического струйного перфорирования в буровой скважине вблизи продуктивного интервала; впрыскивание жидкости для струйного перфорирования, по меньшей мере, через одно сопло инструмента для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине, для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; и возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В еще одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения множества продуктивных интервалов, прилегающих к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал, для контактирования с продуктивным интервалом; и повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала и введения жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
Следовательно, настоящее изобретение позволяет легко осуществлять цели и достигать упомянутых конечных результатов и преимуществ, которые ему присущи. Несмотря на то, что специалистами в этой области могут быть предложены многочисленные изменения, такие изменения не выходят за рамки сущности этого изобретения, которая определяется прилагаемой формулой изобретения.