ОЧИСТКА СТВОЛОВ И ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ЖИДКОЙ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЫСОКОТОЧНОЙ ОБРАБОТКИ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА

1. Способ очистки ствола скважины и призабойных зон в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в упомянутый ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта сброс давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважины и сброса давления, по меньшей мере, однократно.
4. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что давление в пласте остается ниже давления гидроразрыва пласта.
5. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что значение давления в пласте остается ниже 75% давления гидроразрыва пласта.
6. Способ по п.1, в котором пласт имеет известное давление, при котором в пласте происходит гидроразрыв, и в котором вещество обработки пласта вводится в ствол скважины так, что значение давления в пласте остается ниже 50% давления гидроразрыва пласта.
7. Способ по п.1, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
8. Способ по п.1 дополнительно содержащий этап столкновения со стволом скважины и призабойной зоной вещества обработки пласта.
9. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть ствола скважины пробурена под углом больше нуля градусов к вертикали с дополнительным этапом столкновения вещества обработки пласта с секциями ствола скважины, находящимися под углом больше нуля градусов к вертикали.
10. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, два барреля в минуту.
11. Способ по п.1, в котором ствол скважины является, по меньшей мере, частично не обсаженным стволом скважины.
12. Способ по п.1, в котором ствол скважины имеет заканчивание с необсаженным стволом.
13. Способ по п.1, в котором пласт является нефтегазоносным пластом.
14. Способ по п.1, в котором пласт является газоносным пластом.
15. Способ по п.1, в котором пласт является нефтеносным пластом.
16. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта растворяется в воде.
17. Способ по п.1, в котором испаренное вещество обработки пласта удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины и призабойных зон.
18. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап выполнения углублений в пласте вблизи ствола скважины.
2
19. Способ по п.1 в котором вещество обработки пласта нагнетают под давлением, по меньшей мере, приблизительно 1000 фунт/дюйм.
20. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит абразивы.
21. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
22. Способ по п.1, в котором вещество обработки пласта имеет состав со следующими объемными соотношениями: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода; от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
23. Способ очистки отложений в части обсадной колонны в стволе скважины в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск в обсадную колонну насосно-компрессорной трубы известной длины, чтобы насосно-компрессорная труба заканчивалась в известном месте работ в обсадной колонне;
введение по насосно-компрессорной трубе вещества обработки пласта, состоящего из жидкой двуокиси углерода до известного места работ;
столкновение с обсадной колонной текучей среды обработки пласта;
удаление, по меньшей мере, некоторых отложений с части обсадной колонны;
регулирование давления в стволе скважины для частичного испарения вещества обработки пласта с тем, чтобы частично испаренное вещество обработки пласта уносило отложения; и
обеспечение выхода частично испаренного вещества обработки пласта и унесенных отложений из обсадной колонны.
24. Способ очистки отложений с поверхности одного или нескольких перфорационных каналов в обсадной колонне в стволе скважины в пласте, содержащий следующие этапы:
спуск в обсадную колонну насосно-компрессорной трубы известной длины, чтобы насосно-компрессорная труба заканчивалась в обсадной колонне в месте работ, примыкающем, по меньшей мере, к одному или нескольким перфорационным каналам;
введение по насосно-компрессорной трубе вещества обработки пласта, состоящего из жидкой двуокиси углерода до известного места работ;
столкновение с поверхностью одного или нескольких перфорационных каналов текучей среды обработки;
удаление, по меньшей мере, некоторых отложений с поверхности одного или нескольких перфорационных каналов;
регулирование давления в стволе скважины для частичного испарения вещества обработки пласта с тем, чтобы частично испаренное вещество обработки пласта уносило отложения; и
обеспечение выхода частично испаренного вещества обработки пласта и унесенных отложений из обсадной колонны.
25. Способ по п.23, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
26. Способ по п.23, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит абразив, при этом абразив смешан с веществом обработки пласта с соотношением, по меньшей мере, около 0,25 фунтов абразива на один галлон вещества обработки пласта.
27. Способ гидроразрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащий следующие этапы:
введение некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины, достаточного для гидроразрыва пласта;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода в ствол скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта.
28. Способ по п.27, в котором этапы введения некоторого количества текучей среды гидроразрыва пласта в ствол скважины и введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, в ствол скважины дополнительно содержат следующие этапы:
регулирование давления в стволе скважины и пласте, так что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины;
спуск насосно-компрессорной трубы некоторой длины в ствол скважины, так, что образуется кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и стволом скважины;
закачка вещества обработки пласта по насосно-компрессорной трубе;
закачка текучей среды гидроразрыва пласта в кольцевое пространство;
нагнетание вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта для создания второй текучей среды;
столкновение второй текучей среды с пластом;
создание, по меньшей мере, одного гидроразрыва в пласте;
задавливание второй текучей среды в пласт; и
сбрасывание давления в стволе скважины.
29. Способ по п.28, в котором текучая среда гидроразрыва пласта содержит расклинивающий агент.
30. Способ по п.28, в котором на этапе сбрасывания давления в стволе скважины испаряется, по меньшей мере, часть второй текучей среды, при этом испарение второй текучей среды удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины.
31. Способ по п.28, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
32. Способ по п.28, в котором этап нагнетания вещества обработки пласта в текучую среду гидроразрыва пласта дополнительно содержит этап нагнетания вещества обработки пласта через средство фокусировки вещества обработки пласта.
2
33. Способ по п.28, в котором вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода, вводится под давлением, по меньшей мере, 2000 фунт/дюйм.
34. Способ по п.28, в котором ствол скважины дополнительно содержит обсадную колонну, проходящую, по меньшей мере, по части отрезка длины ствола скважины.
35. Способ по п.28, в котором кольцевое пространство содержит текучую среду гидроразрыва, дополнительно содержащий следующие этапы:
осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта вниз по насосно-компрессорной трубе с выходом из насосно-компрессорной трубы, установленной в первое положение;
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта; и
вытеснение текучей среды гидроразрыва пласта из кольцевого пространства.
36. Способ по п.35, дополнительно содержащий следующие этапы:
дополнительный спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины, так что вещество обработки пласта выходит из насосно-компрессорной трубы, установленной во второе положение, на большей глубине в стволе скважины, чем в первом положении;
повторение этапов осуществления циркуляции дополнительного вещества обработки пласта испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта, и вытеснение текучей среды из о кольцевого пространства; и
повторение этапов спуска дополнительной насосно-компрессорной трубы и осуществление циркуляции дополнительного вещества обработки пласта, испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта и вытеснение текучей среды из кольцевого пространства, пока пластовое давление не станет достаточным для преодоления гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве.
37. Вещество обработки пласта в стволе скважины, содержащее жидкую двуокись углерода и спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химический абразив контроля железа и/или биоцид.
38. Вещество обработки пласта по п.37 со следующими соотношениями по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
39. Устройство для введения вещества обработки пласта в необходимый интервал, содержащее:
средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта;
средство закачки для подачи вещества обработки пласта к средству транспортировки;
средство транспортировки, спущенное в интервал и способное осуществлять транспортировку некоторого количества вещества обработки пласта на место работ в интервале; и
средство направления вещества обработки пласта на место работ в интервале;
при этом вещество обработки пласта состоит из жидкой двуокиси углерода и интервал ограничен, по меньшей мере, частью ствола скважины, обсадной колонной в стволе скважины, зоной ствола скважины, расположенной в нефтегазоносном пласте, примыкающей к объему нефтегазоносного пласта, подлежащего гидроразрыву, и/или, по меньшей мере, части нефтегазоносного пласта вблизи ствола скважины.
40. Устройство по п.39, в котором средство направления вещества обработки пласта содержит гидромониторный инструмент.
41. Устройство по п.39, в котором средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
42. Устройство по п.41, дополнительно содержащее средство измерения положения, в котором установлена насосно-компрессорная труба, спущенная в ствол скважины.
43. Устройство по п.39, в котором средство закачки способно закачивать вещество обработки пласта, содержащее жидкую двуокись углерода и абразив так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
44. Устройство по п.39, дополнительно содержащее средство регулирования давления, по меньшей мере, в одном из стволов скважины и пласте, при этом давление в пласте поддерживается ниже давления гидроразрыва пласта.
45. Устройство для гидравлического разрыва пласта, насыщенного текучей средой, с находящимся в нем стволом скважины, содержащее:
первое средство закачки для подачи вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода, на первое средство транспортировки;
второе средство закачки для подачи текучей среды гидроразрыва пласта на второе средство транспортировки;
при этом второе средство транспортировки спущено в ствол скважины;
при этом первое средство транспортировки вставлено во второе средство транспортировки и способно к осуществлению транспортировки некоторого количества вещества обработки пласта на место работы во второе средство транспортировки; и
средство направления вещества обработки пласта так, что оно смешивается с текучей средой гидроразрыва пласта, создавая вторую текучую среду гидроразрыва пласта, и вторая текучая среда гидроразрыва пласта сталкивается с пластом, насыщенным текучей средой.
46. Устройство по п.45, в котором средство направления вещества обработки пласта содержит гидромониторный инструмент.
47. Устройство по п.45, в котором первое средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
48. Устройство по п.47, дополнительно содержащее средство измерения положения, в котором установлена насосно-компрессорная труба, вставленная во второе средство транспортировки.
49. Устройство по п.45, в котором первое средство закачки способно к закачке вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
50. Способ очистки ствола скважины и призабойных зон в пласте с угольным метаном, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
51. Способ по п.50, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта, сбрасывание давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
52. Способ по п.51, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважины и сбрасывания давления, по меньшей мере, однократно.
53. Способ по п.50, в котором насосно-компрессорная труба является гибкой насосно-компрессорной трубой.
54. Способ по п.50, в котором, по меньшей мере, часть ствола скважины бурится под углом больше нуля градусов к вертикали.
55. Способ по п.50, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, 15 баррелей в минуту.
56. Способ по п.50, в котором ствол скважины является, по меньшей мере, частично не обсаженным стволом скважины.
57. Способ по п.50, в котором ствол скважины имеет заканчивание с необсаженным стволом.
58. Способ по п.50, в котором, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта растворяется в воде.
59. Способ по п.50, в котором испаренное вещество обработки пласта удаляет нежелательные материалы и/или воду из ствола скважины и призабойных зон.
60. Способ по п.50, дополнительно содержащий этап нагнетания вещества обработки пласта со скоростью, по меньшей мере, 50 баррелей в минуту.
61. Способ по п.50, в котором вещество обработки пласта дополнительно содержит спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, химикат контроля железа, биоцид и/или абразивы.
62. Способ по п.50, в котором вещество обработки пласта имеет следующие соотношения по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
63. Вещество обработки пласта в стволе скважины, содержащее жидкую двуокись углерода и спирт, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, кислоту, абразивный химикат контроля железа и/или биоцид.
64. Вещество обработки по п.63 со следующими соотношениями по объему: от около 84,5 до 100% жидкой двуокиси углерода, от около 0 до 15% спирта; и от около 0 до 0,5% поверхностно-активного вещества.
65. Устройство для введения вещества обработки пласта в необходимый интервал, содержащее:
средство хранения для хранения некоторого количества вещества обработки пласта;
средство закачки для подачи вещества обработки пласта к средству транспортировки;
средство транспортировки, спущенное в интервал и способное транспортировать некоторое количество вещества обработки пласта на место работ в интервале; и
средство для направления вещества обработки пласта на место работ в интервале;
при этом вещество обработки пласта состоит из жидкой двуокиси углерода, и интервал ограничен, по меньшей мере, частью ствола скважины, обсадной колонной в стволе скважины, зоной ствола скважины, расположенной в пласте с угольным метаном вблизи ствола скважины.
66. Устройство по п.65, в котором средство транспортировки содержит нежесткую насосно-компрессорную трубу.
67. Устройство по п.66, дополнительно содержащее средство измерения положения, в которое установлена насосно-компрессорная труба, вставленная во второе средство транспортировки.
68. Устройство по п.65, в котором средство закачки способно к закачке вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии.
69. Устройство по п.65, дополнительно содержащее средство регулирования давления, по меньшей мере, в стволе скважины или пласте с угольным метаном, в котором давление в пласте с угольным метаном поддерживается ниже давления гидроразрыва пласта с угольным метаном.
70. Способ удаление жидкостей из ствола скважины и призабойных зон в пласте с угольным метаном, содержащий следующие этапы:
спуск насосно-компрессорной трубы необходимой длины в ствол скважины;
введение вещества обработки пласта, содержащего жидкую двуокись углерода по насосно-компрессорной трубе в одно или несколько мест работы в стволе скважины и, по меньшей мере, в часть пласта, примыкающую к стволу скважины; и
испарение, по меньшей мере, части вещества обработки пласта после его нагнетания в ствол скважины.
71. Способ по п.70, в котором жидкости содержат воду и/или нефть, дополнительно содержащий этап обеспечения подвижности для перемещения воды и/или нефти.
72. Способ по п.70, дополнительно содержащий следующие этапы:
закрытие ствола скважины перед введением вещества обработки пласта;
регулирование давления в стволе скважин так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта остается в жидком состоянии после нагнетания в ствол скважины; и
после нагнетания вещества обработки пласта, сбрасывание давления в стволе скважины так, что, по меньшей мере, часть вещества обработки пласта испаряется.
73. Способ по п.70, дополнительно содержащий этап повторения этапов закрытия ствола скважин и сбрасывания давления, по меньшей мере, однократно.