Спосіб обробки пласта для інтенсифікації припливу зі свердловин

Реферат: Винахід належить до видобування вуглеводнів, зокрема до інтенсифікації припливу сировини зі свердловин. Спосіб інтенсифікації передбачає з'єднання множини свердловин із системою закачування текучого середовища для впливу на пласт за допомогою маніфольда системи закачування. Маніфольд системи закачування регулюють для створення першого шляху припливу в свердловину від системи закачування текучого середовища для впливу на пласт в першу свердловину. Першу обробку пласта для інтенсифікації припливу здійснюють в першій свердловині. Одночасно з першою обробкою пласта для інтенсифікації припливу другу свердловину готують до другої обробки пласта для інтенсифікації припливу. При обробці пласта використовують перфорацію, гнучкі насосно-компресорні труби, кулькові ущільнення, відхильники, пакери тощо і їх поєднання. При цьому множину свердловин розташовують на одному майданчику і обробку пласта через одні свердловини виконують сумісно з видобутком UA 100837 C2 (12) UA 100837 C2 вуглеводнів через інші свердловини. Винахід сприяє скороченню витрат часу при обробці пластів. UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Даний розділ знайомить з різними аспектами рівня техніки, які можна віднести до прикладу варіантів здійснення технологій, описаних і/або заявлених нижче. Передбачається, що даний опис корисний фахівцям, забезпечуючи їх інформацією, яка сприяє кращому розуміння часткових аспектів даних технологій. Відповідно, потрібно розуміти, що дані відомості повинні бути витлумачені з цих міркувань, а не вважатися визнаними фактами відомого рівня техніки. Видобування таких вуглеводнів, як нафта і газ, ведеться багато років. Для видобування вуглеводнів на родовищі звичайно буриться одна або декілька свердловин до підземних промислових об'єктів, які загалом називаються пластами, колекторами або покладами, що знаходяться в надрах землі. Процес видобування вуглеводнів з підземних пластів звичайно включає в себе буріння однієї або декількох свердловин для забезпечення доступу до підземних пластів. Після буріння свердловин можуть застосовуватися заходи або операції після закінчення свердловин та інтенсифікації припливу для видобування таких вуглеводнів, як нафта і газ, з підземних пластів. Оскільки для одержання доступу до різних ділянок підземних пластів може застосовуватися одиночна свердловина, буріння численних свердловин з одного місця, такого, як, наземна площадка або морська платформа, може бути вигідним для деяких сфер застосування. Наприклад, при морському застосуванні свердловини звичайно буряться з одиночних морських платформ внаслідок значної вартості встановлення платформи та операційних витрат. Також, буріння численних свердловин з єдиної наземної площадки знижує порушення поверхні землі і вплив на оточуюче середовище, що виникають при будівництві свердловин. Додатково, заходами щодо будівництва для численних свердловин на одному місці можна ефективно керувати за наявності таких наземних обмежуючих умов, як топографія, близькість до інших споруд, існуючі наземні проходи та проїзди. Тому свердловини, що розташовуються на одиночній наземній площадці, можуть застосовуватися для зменшення вартості і збільшення ефективності операцій. Незважаючи на вигідність буріння кущових свердловин на одиночній площадці, присутність численних свердловин може ускладнити, обмежити або перешкодити виконанню деяких комплексів операцій. Тобто, при виконанні операцій закінчення на одній із свердловин, проведення операцій на інших свердловинах обмежується. Наприклад, при обробці пласта для інтенсифікації припливу на наземній площадці з численними свердловинами, операції з інтенсифікації припливу звичайно виконуються тільки на одиночній свердловині. При обробці пласта для інтенсифікації припливу обладнання і персонал змушені чекати, оскільки операції інтенсифікації ведуться послідовно, і початок додаткових підготовчих операцій в стовбурі свердловини може бути затриманий до завершення операцій з обробки пласта для інтенсифікації припливу. Тому, обладнання і персонал застосовуються на наземній площадці недостатньо ефективно. Отже, існує необхідність в способі, пристрої і системі для підвищення ефективності операцій на численних свердловинах на наземній площадці, щоб скоротити витрати часу і витрати, пов'язані з обробкою пласта для інтенсифікації припливу. Зокрема, існує необхідність в новому пристрої, способі і системі, що забезпечують надійне та економічне виконання одночасних операцій з підготовки стовбура свердловини та інтенсифікації припливу в стовбурах численних свердловин, розташованих на одиночній наземній площадці. Додаткова інформація наведена в Ammer et al., «Газ, видобування якого нерентабельне: Невикористані запаси газу і потреба в технологіях», GasTIPS, осінь 2004 p., стор. 22-26; патентах СІЛА №№ 5890536, 6186230, 6394184, 6520255, 6543538, 6575247, 6672405, 2003/007/5335 і/або патентах Великобританії № 1243062, 2028400. Суть винаходу В одному з варіантів здійснення винаходу описується спосіб видобування вуглеводнів. Спосіб включає з'єднання численних свердловин із системою нагнітання текучого середовища для впливу на пласт за допомогою маніфольда системи закачування. Маніфольд системи закачування регулюється для створення першого шляху припливу до свердловини від системи закачування текучого середовища для впливу на пласт до першої свердловини. Потім, перша обробка пласта для інтенсифікації припливу в першу свердловину. Одночасно з першою обробкою пласта для інтенсифікації припливу, друга свердловина готується для другої обробки пласта для інтенсифікації припливу. В альтернативному варіанті здійснення винаходу створений спосіб для видобування вуглеводнів, при якому множина свердловин з'єднується з системою закачування текучого середовища для впливу на пласт за допомогою маніфольда системи закачування. Потім, маніфольд системи закачування регулюється для здійснення обробки пласта для інтенсифікації припливу від системи закачування текучого середовища для впливу на одну з множини 1 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 свердловин, при цьому ізолюючи іншу з множини свердловин від обробки пласта для інтенсифікації припливу одночасно з обробкою пласта для інтенсифікації припливу, щоб підготувати іншу свердловину до іншої обробки пласта для інтенсифікації припливу. Дане регулювання для забезпечення подачі текучого середовища для впливу на пласт та ізоляції іншої свердловини повторюється доти, доки в кожній свердловині не здійсниться обробка пласта для інтенсифікації припливу. Потім, коли обробки пласта для інтенсифікації припливу виконані, з множини свердловин видобуваються вуглеводні. У другому альтернативному варіанті здійснення створена свердловинна система. У цій системі свердловин множина промислових фонтанних ялинок розміщені на наземній площадці, кожна з яких зв'язана з однією з множини свердловин. Маніфольд системи закачування з'єднує систему закачування текучого середовища для впливу на пласт з множиною промислових фонтанних ялинок. Маніфольд системи закачування виконаний з можливістю забезпечення шляху припливу із системи закачування текучого середовища для впливу на пласт, щонайменше, в одну з вибраних свердловин та ізоляції, щонайменше, однієї не вибраної свердловини від системи закачування текучого середовища для впливу на пласт. Свердловини, системи закачування текучого середовища для впливу на пласт і маніфольд системи закачування можуть розташовуватися на одиночній наземній площадці. У третьому альтернативному варіанті здійснення винаходу створений пристрій. Пристрій включає в себе основну засувку, зв'язану із системою закачування текучого середовища для впливу на пласт, свердловинними засувками і трубопровід, що з'єднує основну засувку із свердловинними засувками. У цьому пристрої кожна свердловинна засувка зв'язана з однією з свердловин, а трубопровід розташований безпосередньо на поверхні землі. Пристрій також може включати в себе щільномір, зворотний клапан маніфольда, манометр, витратомір та інжектор з ущільнюючими кульками, кожна з яких з'єднана з основною засувкою і свердловинними засувками. У четвертому альтернативному варіанті здійснення винаходу створений спосіб видобування вуглеводнів. Спосіб містить з'єднання першої і другої свердловини з першою системою закачування текучого середовища для впливу на пласт через перший маніфольд системи закачування, з'єднання третьої і четвертої свердловини з другою системою закачування текучого середовища для впливу на пласт через другий маніфольд системи закачування; регулювання першого маніфольда системи закачування для здійснення першої обробки пласта для інтенсифікації припливу в першій свердловині та ізоляції другої свердловини для інших операцій; регулювання другого маніфольда системи закачування для здійснення другої обробки пласта для інтенсифікації припливу в третій свердловині та ізоляції четвертої свердловини; і проведення першої обробки пласта для інтенсифікації припливу в першій свердловині і другої обробки пласта для інтенсифікації припливу в третій свердловині одночасно з першою обробкою пласта для інтенсифікації припливу. Додатково, спосіб може також містити підготовку другої свердловини до третьої обробки пласта для інтенсифікації припливу одночасно з першою обробкою пласта для інтенсифікації припливу, і підготовку четвертої свердловини до четвертої обробки пласта для інтенсифікації припливу одночасно з другою обробкою пласта для інтенсифікації припливу. Короткий опис креслень Вищезазначені та інші переваги даного винаходу стануть більш зрозумілими з наступного докладного опису з посиланнями на креслення, на яких зображене наступне: фіг. 1 показує варіант системи видобування, що складається з множини свердловин, розташованих на наземній площадці, згідно з винаходом; фіг. 2 показує варіант наземної площадки з обладнанням і свердловинами, які використовуються із системою видобування фіг. 1, згідно з даним винаходом; фіг. 3 показує варіант блок-схеми послідовності операцій, що виконуються на свердловинах, які розташовані на наземній площадці фіг. 1, згідно з даним винаходом; фіг. 4-6 показують часткові зображення свердловин, задіяних в одночасних операціях, зв'язаних з обробкою пласта для інтенсифікації припливу в способі фіг. 3 згідно з даним винаходом. Докладний опис У наступному докладному описі будуть описані конкретні варіанти здійснення даного винаходу у зв'язку з переважними варіантами здійснення винаходу. Однак, до того рівня, до якого наступний опис є конкретним для особливого варіанту або особливого випадку використання даних технологій, він направлений на те, щоб бути тільки ілюстративним, і дає короткий опис варіантів здійснення винаходу. Відповідно, винахід не обмежується конкретними 2 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 варіантами здійснення, описаними нижче, а навпаки включає в себе всі альтернативи, видозміни та еквіваленти, що підпадають під обсяг прикладеної формули винаходу. Дана технологія стосується буріння, обробки, закінчення свердловин і видобування вуглеводнів, таких, як нафта і газ з підземних пластів таким способом, який зменшує загальну вартість для забезпечення економного видобування вуглеводню. Зокрема, дані технології описують пристрій та спосіб для скорочення або виключення непродуктивного часу і використання ресурсів для буріння, інтенсифікації припливу і закінчення численних свердловин з однієї наземної площадки або бурової. Тобто, дані технології створюють механізми поліпшення економіки видобування, забезпечуючи одночасні або паралельні операції з інтенсифікації припливу з численних свердловин способом, який скорочує непродуктивний час для обладнання, матеріалів і/або персоналу. Таким чином, дані технології можуть скоротити вартість і час, пов'язаний з провадженням робіт з обробки пластів для інтенсифікації припливу свердловин. Відповідно, дані технології можуть практично застосовуватися на наземних свердловинах, коли дві або більше свердловин розміщуються на одній наземній площадці і/або на свердловинах в морі, коли дві або більше свердловин розміщуються на одній буровій платформі. Дані технології використовують технологічні процеси та обладнання, які забезпечують збільшення ефективності обробки пласта для інтенсифікації припливу. Зокрема, дані технології включають з'єднання двох і більше свердловин із системою закачування текучого середовища впливу на пласт за допомогою системи з'єднання свердловин, такої, як маніфольд системи закачування. Маніфольд системи закачування містить множину засувок для забезпечення закачування текучого середовища на пласт в будь-яку вибрану свердловину, в той час, як інші свердловини, що залишаються, є гідравлічно ізольованими від тиску та енергії, що створюється системою закачування текучого середовища впливу на пласт. При ізоляції інших свердловин, інші операції і дії, такі, як підготовка наступної свердловини, до інтенсифікації припливу, можуть виконуватися на інших свердловинах. У результаті, дані технології поліпшують процес інтенсифікації припливу для множини свердловин, розміщених на одній площадці, такій, як наземна площадка. На фіг. 1 показаний варіант системи 100 видобування, що має численні свердловини, розміщені на одній наземній площадці, згідно з деякими аспектами даної технології. У системі 100 видобування наземна площадка 102 має дві або більше свердловин 104а-104n. Кожна із свердловин 104а-104n має нафтопромислову фонтанну ялинку 106а-106n, розміщену над стовбурами 108а-108n свердловин, і розташована в конкретному положенні. Стовбури 108а108n свердловин проходять по конкретних траєкторіях, які досягають однієї або декількох конкретних зон або ділянок 110а-110n підземного пласта 112. Стовбури 108а-108n свердловин разом з обсадними колонами, що застосовуються, і колонами насосно-компресорних труб можуть створювати шляхи припливу вуглеводнів, таких, як нафта і газ з відповідних ділянок 110а-110n до однієї з фонтанних ялинок 106а-106n. Всередині стовбурів 108а-108n свердловин можуть бути розміщені обсадні колони і колони насосно-компресорних труб (не показані) для підтримки стінок стовбурів 108а-108n свердловин. Потрібно розуміти, що «n» може бути будьяким номером таких установок, які можуть застосовуватися. Додатково, потрібно зазначити, що система 100 видобування ілюструється, як приклад і дані технології можуть бути корисні у видобуванні флюїдів з будь-якої площадки, що може включати в себе практичне застосування на суші і на морі а також інше обладнання. Оскільки свердловини 104а-104n можуть бути пробурені в різноманітних напрямках з різними траєкторіями, буріння стовбурів 108а-108n свердловин з однієї площадки може забезпечити доступ до різних місць по горизонталі і вертикалі, такій, як ділянка 110а-110n підземного пласта 112. Фактично, стовбури 108а-108n свердловин можуть пройти в підземний пласт 112 в специфічних місцях або ділянках 110а-110n, які відходять на значні відстані убік від наземної площадки 102. Площа ефективного дренування, зв'язана з ділянками 110а-110n, може розрізнюватися, оскільки на витягання запасів впливає ряд факторів, таких як кількість пробурених свердловин, розташування свердловин, властивості колектора, тип обробки пласта для інтенсифікації припливу та його ефективність. Наприклад, похило-спрямовані свердловини можуть буритися на глибини більше 20000 футів з боковим відходом більше 5000 футів. Тому, одна наземна площадка 102 може включати в себе свердловини 104а-104n, які досягають та ефективно дренують вуглеводневі колектори, такі як підземний пласт 112, який може мати площу більше 640 акрів. Для деяких типів підземних пластів, таких, як газові пласти низької проникності («щільні»), може застосовуватися різна обробка пласта для інтенсифікації припливу, щоб одержати доступ до інтервалів або зон в стовбурах 108а-108n свердловин. Ці технології або обробки пласта для 3 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 інтенсифікації припливу, можуть включати в себе технології закінчення та обробки пласта для інтенсифікації припливу гідророзривом з розклинювальним агентом, щоб забезпечити комерційну розробку підземних пластів такого типу. Наприклад, способи та обладнання для цих способів багатозонної інтенсифікації припливу і закінчення описані в патентах США №№ 6394184, 6520255, 6543538, 6575247, 6672405, які включені в даний опис за допомогою посилань і описують технологію та інструменти для інтенсифікації припливу з підземних пластів, що включають множину вуглеводневих об'єктів, при зниженій вартості в порівнянні із звичайними підходами обробки однієї зони. Як розкривається в патентах, технології, способи і пристрої своєчасної перфорації і гідророзриву з кільцевою гнучкою насосно-компресорною трубою забезпечують обробку пласта для інтенсифікації припливу численних об'єктів підземних пластів в одиночному стовбурі свердловини. Зокрема, вказані технології забезпечують інтенсифікацію припливу множини зон або ділянок розробки за одне розгортання свердловинного обладнання, вибіркове прикладення кожної обробки пласта для інтенсифікації припливу для кожної індивідуальної зони, щоб поліпшити продуктивність свердловини, створюють розділення між зонами, щоб гарантувати, що кожна зона оброблена за проектом і зони, оброблені раніше, ненавмисно не пошкоджені, і передбачають закачування для обробки пласта для інтенсифікації припливу з великою інтенсивністю припливу, щоб сприяти економічній та ефективній інтенсифікації припливу. У результаті, ці технології інтенсифікації припливу з множини зон, розроблені для поліпшення витягання вуглеводнів з підземних пластів, що включають множину розташованих один над одним підземних інтервалів вуглеводнів в межах ділянок свердловини. Разом з тим, проведення інтенсифікації припливу може включати в себе діапазон допоміжних операцій, які заздалегідь виключають закачування в свердловину, під час виконання допоміжних операцій. Наприклад, операції, що виключають закачування, звичайно виконуються, коли застосовуються ці багатозонні технології інтенсифікації припливу, до свердловин, на яких проводиться інтенсифікація припливу більше одного або більше днів. Відповідно, при виконанні цих операцій, можуть вважати за краще встановити пакер-пробки, або пакери гідророзриву між групами інтервалів, що обробляються для інтенсифікації припливу. Встановлення цих пакерів може зайняти істотний час, такий, як дві години або більше, залежно від глибини свердловини і швидкості роботи обладнання, що спускається на каротажному кабелі. Під час встановлення пакера неможливо проводити в свердловині роботи із закачування для обробки для інтенсифікації видобування, які є частиною робіт з інтенсифікації видобування, що дорого коштує. У результаті, для свердловин, що містять багато зон, час, пов'язаний з роботами, що виключають закачування, може в результаті, дати значні додаткові витрати, внаслідок структури вартості, пов'язаної з почасовою оплатою обладнання і бригад. Як конкретний приклад, дев'ять свердловин можуть бути пробурені з єдиної наземної площадки, такої, як наземна площадка 102, яка є ділянкою землі в шість акрів. Кожна з дев'яти свердловин може буритися поруч з фонтанними ялинками, розміщеними в два ряди на наземній площадці 102 і розділеними одна від одної приблизно п'ятнадцятьма футами. Таким чином, свердловини можуть утворювати кущ на порівняно малій ділянці наземної площадки 102 для забезпечення додаткового простору для іншого обладнання, яке може бути використане для обробки пласта для інтенсифікації видобування. Вісім свердловин можуть бути пробурені з sподібними траєкторіями стовбура, а одна із свердловин може мати вертикальний стовбур. Кожна з цих свердловин може закінчуватися в місці вибою, яке забезпечує дренування для підземного пласта для номінальної площі дренування на свердловину 20 акрів. Отже, дев'ять свердловин можуть забезпечити витягання з 180 акрів з однієї наземної площадки в шість акрів. Для поліпшення процесів інтенсифікації припливу, закінчення і видобування цих свердловин, операції, що виконуються на окремих свердловинах можуть координуватися і може використовуватися механізм для ефективного виконання цих операцій. Відповідно, на фіг. 2 показана конфігурація наземної площадки з різним обладнанням, яке може застосовуватися для обробки пласта для інтенсифікації припливу, згідно з даними технологіями. На фіг. З показаний приклад схеми послідовності операцій, який описує можливі паралельні операції, які можуть виконуватися для поліпшення свердловинних операцій для свердловин фіг. 1 та 2. Фіг. 4-6 показують свердловини з виконанням різних операцій в свердловинах, згідно із способом фіг. 3. Відповідно, із застосуванням даних технологій, одночасні або паралельні операції, що включають в себе інтенсифікацію припливу з двох або більше свердловин, розташованих на одній наземній площадці, можуть виконуватися найбільш ефективно. На фіг. 2 показаний приклад конфігурації наземної площадки з обладнанням і свердловинами для використання системи 100 видобування, показаної на фіг. 1, відповідно до деяких аспектів даних технологій. На фіг. 2 показана конфігурація наземного обладнання, 4 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 задіяного в обробках пласта для інтенсифікації припливу, за допомогою обробок пласта для інтенсифікації припливу гідророзривом з розклинювальним агентом ЛТР на трьох свердловинах 104а-104с на наземній площадці 102. Зокрема, для підтримки операцій інтенсифікації припливу своєчасною перфорацією і гідророзривом з розклинювальним агентом, обладнання на наземній площадці 102 може включати в себе, наприклад, систему 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт, систему 204 зберігання текучого середовища для впливу на пласт, систему з'єднання свердловин, таку як маніфольд 206 системи закачування і маніфольди 230а230с зворотного припливу із свердловин. Однак потрібно розуміти, що система інтенсифікації припливу із своєчасною перфорацією і гідророзривом з розклинювальним агентом дається тільки для прикладу, оскільки можуть також застосовуватися інші типи систем для інтенсифікації припливу, що включають в себе, і системи з множиною етапів інтенсифікації припливу і системи з одним етапом інтенсифікації припливу. Загалом, свердловини 104а-104с видобувають вуглеводні через систему трубопроводів 228а-228с, які з'єднують між собою відповідні нафтопромислові фонтанні ялинки 106а-106с і маніфольди 230а-230с зворотного припливу із свердловин. Система трубопроводів 228а-228с може включати в себе лінії трубопроводів високого тиску, що застосовуються дляпромислів. Маніфольди 230а-230с зворотного припливу із свердловин можуть також з'єднуватися з одним або більше трубопроводами 234а-234с, 236а-236с та 238а-238с відповідно. Ці трубопроводи 234а-234с, 236а-23бс та 238а-238с можуть з'єднуватися з місткостями зворотного припливу із свердловин, блоками випробування припливу, трубопроводами товарної продукції, резервуарними пареннями, установками сепарації і підготовки нафти/води/газу або іншими подібними пристроями. Таким чином, вуглеводні із свердловин 104а-104с звичайно протікають через маніфольди 230а-230с зворотного припливу із свердловин для додаткової підготовки або здачі. Для забезпечення обробки пласта для інтенсифікації припливу система із своєчасною перфорацією може включати в себе систему 202 закачування рідини для впливу на пласт і систему 204 зберігання рідини для впливу на пласт. Система 202 закачування рідини для впливу на пласт з'єднується із системою 204 зберігання рідини для впливу на пласт системою 203 трубопроводів, яка може бути сталевими трубопроводами високого тиску або шлангами низького тиску, залежно від конкретних особливостей застосування. Система 204 зберігання рідини для впливу на пласт являє собою посудину, яка містить достатній об'єм рідини для обробок пласта, що плануються, для інтенсифікації припливу. Зазначається, що система 204 зберігання рідини для впливу на пласт може включати в себе місткості, розміщені на наземній площадці 102 і/або ставок, озеро, річку або споруду для зберігання води, розташовані поблизу від наземної площадки 102. Для з'єднання системи 202 закачування рідини для впливу на пласт з фонтанними ялинками 106а-106с застосовується маніфольд 206 системи закачування. Маніфольд 206 системи закачування може включати в себе різні складові елементи, що застосовуються для керування доступом до свердловин 104а-104с від системи 202 закачування рідини для впливу на пласт. Наприклад, маніфольд 206 системи закачування може включати в себе набір 208 труб для з'єднання кожної з фонтанних ялинок 106а-106с із системою 202 закачування рідини для впливу на пласт. Для керування шляхами припливу через труби 208, основна засувка 210 маніфольда і регулююча засувка 212 маніфольда можуть розміщуватися поруч із системою 202 закачування рідини для впливу на пласт, в той час як перша свердловинна засувка 214 маніфольда, друга свердловинна засувка 216 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда можуть відповідно розміщуватися поруч з кожною з фонтанних ялинок 106а-106с. Кожна з фонтанних ялинок 106а-106с може з'єднуватися з першою свердловинною засувкою 214 маніфольда, другою свердловинною засувкою 216 маніфольда і третьою свердловинною засувкою 218 маніфольда відповідно, або застосовувати інші пристрої, щоб з'єднуватися з фонтанними ялинками 106а-106с. Засувки 210, 214, 216 та 218 можуть бути засувками будь-якого типу, включаючи ті, які стандартно застосовуються в нафтопромисловій практиці, такими, як шиберні засувки або кульові засувки, в той час як регулююча засувка 212 маніфольда може бути виконана з можливістю пропускати потік текучого середовища від системи 202 закачування рідини для впливу на пласт, але щоб запобігати зворотному припливу текучих середовищ в систему 202 для впливу на пласт. Ці засувки 210, 214, 216 та 218 можуть приводитися в дію або встановлюватися в повністю відкрите або повністю закрите положення для забезпечення гідравлічної ізоляції між окремими свердловинами 104а-104с і системою 202 закачування рідини для впливу на пласт. Хоча корисно ущільнити засувки 210, 212, 214, 216, 218 у «вакуумщільному» положенні, у деяких випадках практичного застосування може бути прийнятним проводити роботи з нещільними гідравлічними ущільненнями. Додатково, 5 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 маніфольд 206 системи закачування може включати в себе щільномір 220, манометр 222, інжектор 224 ущільнюючих кульок і/або витратомір 226, які можуть з'єднуватися із системою 208 трубопроводів поруч з основною засувкою 210 маніфольда. Однак потрібно розуміти, що особлива конфігурація складових елементів, описана для маніфольда 206 системи закачування, дається для прикладу, і можуть застосовуватися інші конфігурації і розміщення складових елементів для виконання додаткових функцій. З'єднанням засувок 210, 212, 214, 216, 218 можуть створюватися шляхи припливу через маніфольд 206 системи закачування. Оскільки перша свердловинна засувка 214 маніфольда, друга свердловинна засувка 216 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда можуть бути встановлені у відкрите або закрите положення, текуче середовище для впливу на пласт може закачуватися в одну або декілька свердловин 104а-104с, в той час як інші свердловини 104а-104с можуть бути ізольовані за допомогою, щонайменше, однією із засувок 214-218 від системи 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт. Для підвищення надійності може бути переважним, щоб дві засувки із засувок 214-218 і засувка (не показана) на фонтанній ялинці 106а-106с закривалася під час будь-якої ізоляції від інших свердловин. Додатково, також може бути переважним, щоб, щонайменше, одна або декілька засувок встановлювалися на фонтанних ялинках 106а-106с і ці засувки маркувалися під час операцій з інтенсифікації припливу. Додатково, інше обладнання також може застосовуватися на наземній площадці 102. Наприклад, може застосовуватися перший кран 240 і другий кран 242 для підвішування обладнання інтенсифікації припливу, таке, як система лубрикатора із своєчасною перфорацією. Ці крани 240 та 242 можуть розміщуватися нерухомо з доступом до будь-якої із свердловин 104а-104с або можуть бути рухомими, щоб забезпечити доступ до будь-якої із свердловин 104а104с. Також може використовуватися перший підйомник 244 для операцій з інструментом на каротажному кабелі і другий підйомник 246 для операцій з інструментом на каротажному кабелі для розгортання і приведення в дію перфораційного інструмента 248, такого, як перфоратори та інструменти 250 для встановлення пакерів, які можуть включати в себе пакери в свердловинах 104а-104с. Додатково, установка з гнучкою насосно-компресорною трубою і/або бурова установка 252 капітального ремонту свердловин можуть застосовуватися для видалення пакерів і встановлення експлуатаційної насосно-компресорної труби в свердловинах. Використання обладнання інтенсифікації припливу додатково пояснюється нижче на фіг. 3. Фіг. 3 є прикладом схеми 300 послідовності операцій, які можуть виконуватися на свердловинах 104а-104с, розміщених на наземній площадці 102 фіг. 1, згідно з аспектами даних технологій. Ця схема послідовності операцій, забезпечена, може бути краще зрозуміла при спільному розгляді з фіг. 1 та 2. За цією схемою 300 послідовності операцій, різні операції можуть виконуватися на свердловинах 104а-104n паралельно або, по суті, одночасно, для скорочення вартості і витрат часу, зв'язаних з інтенсифікацією припливу із свердловин. Для прикладу, ці операції можуть бути конкретними для операцій інтенсифікації припливу із своєчасною перфорацією і гідророзривом з розклинювальним агентом, які можуть включати в себе обладнання, описане на фіг. 2. Однак, потрібно знову зазначити, що інші технології інтенсифікації припливу або інші операції можуть виконуватися при даній технології. Схема послідовності операцій починається зі стадії 302. На стадії 304 буряться свердловини 104а-104с на наземній площадці 102. Бурові роботи можуть включати в себе встановлення експлуатаційної обсадної колони і цементування обсадної колони в стовбурі свердловини 108а108с. Бурові роботи можуть також включати в себе встановлення фонтанних ялинок 106а-106с. Потім можуть ідентифікуватися зони видобування, які підлягають обробці для інтенсифікації припливу в межах інтервалу закінчення, як показано на стадії 306. Ідентифікація продуктивних зон може проводитися з використанням каротажних діаграм відкритого стовбура і/або обсадженого стовбура, щоб ідентифікувати зони, які включають в себе вуглеводні. Після того, як ідентифіковані продуктивні зони, можуть виконуватися операції з інтенсифікації припливу на стадіях 308-318. Для початку, потрібно зазначити, що ці операції з інтенсифікації припливу можуть включати в себе різні дії, такі як операції із закачування, операції за допомогою інструмента, що спускається на каротажному кабелі, операції зворотного припливу із свердловин та інші операції логістичної координації. Операції із закачування можуть включати в себе закачування з високим тиском; спрацьовування кульки і створення тиску; пом'якшення негативного впливу випадання розклинювального агента з текучого середовища гідророзриву, маніпулювання засувками маніфольда закачування, засувками фонтанної ялинки устя свердловини і/або засувками зворотного припливу. Операції за допомогою інструмента, що спускається на каротажному кабелі, можуть включати в себе здійснення безпровідного і провідного радіозв'язку, спорядження перфораторів та інструмента встановлення пакерів, 6 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 підйом і розбирання перфораторів та інструмента встановлення пакерів, спуск каротажних кабелів в стовбур свердловини і підйом із стовбура свердловини, витягнення каротажного кабелю, щоб звільнити прихоплені інструменти, встановлення і витягання перфораторів, підйом і спуск підйомників з персоналом, для доступу до обладнання, що знаходиться поза наземною площадкою 102. Операції зворотного припливу із свердловин можуть включати в себе одержання зворотного припливу із свердловини, маніпулювання засувками штуцерного маніфольда, видобування газу в трубопровід продукції, що добувається, і/або скидання газу в атмосферу і спалення на факелі. Операції логістичної координації можуть включати в себе закачування і фільтрацію води рециркуляції, доставку розклинювального агента, доставку хімреагентів, доставку води і/або здійснення зв'язку з бригадами по стільниковому телефону або радіозв'язку. Додатково, інші операції, пов'язані з бурінням, закінченням і видобуванням можуть виконуватися на іншій або другій свердловині. Наприклад, інші операції можуть включати в себе буріння іншої свердловини, встановлення насосно-компресорної труби в іншу свердловину, встановлення пакера в іншу свердловину, очищення іншої свердловини, видалення пробки в іншій свердловині, встановлення експлуатаційної насосно-компресорної труби в іншій свердловині, видалення насосно-компресорної труби з іншої свердловини; переміщення обладнання на наземній площадці, доставку матеріалів на наземну площадку; закачування текучого середовища в іншу свердловину, маніпулювання засувками, виконання операцій з гнучкою насосно-компресорною трубою в іншій свердловині, виконання каротажних операцій в іншій свердловині, видобування вуглеводнів з іншої свердловини, доставку обладнання або матеріалів на наземну площадку і/або видалення обладнання або матеріалів з наземної площадки. Відповідно, на стадії 308 наземна площадка 102 підготовлена до операцій з інтенсифікації припливу. Підготовка може включати в себе з'єднання системи 228а-228с трубопроводів, засувок 230а-230с маніфольда і складених трубопроводів 234а-234с та 236а-236с та 238а-238с між собою і з'єднання маніфольда 206 системи закачування з фонтанними ялинками 106а та 106с і системою 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт. Маніфольд 206 системи закачування може з'єднуватися з будь-якою кількістю свердловин з підходящими засувками, витратомірами і пристроями керування припливом. Коли обладнання на місці, маніфольд 206 системи закачування може бути відрегульований для підготовки конкретної свердловини до обробки для інтенсифікації припливу, в той час, як інші свердловини ізольовані для обробки пласта для інтенсифікації припливу, як показано на стадії 310. Як приклад, для забезпечення обробки пласта для інтенсифікації припливу в першій свердловині 104а, основна засувка 210 маніфольда і перша свердловинна засувка 214 маніфольда повинні бути встановлені у відкрите положення, в той час, як друга свердловинна засувка 216 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда можуть бути поставлені в закрите положення для ізоляції другої і третьої свердловини 104b та 104с. Після того, як маніфольд 206 системи закачування відрегульований, обробка пласта для інтенсифікації припливу може здійснюватися в одній із свердловин, як показано на стадії 312. Одночасно з обробкою пласта для інтенсифікації припливу в одній із свердловин, інша свердловина може підготовлюватися до обробки пласта для інтенсифікації припливу, як показано на стадії 314, в той час як інші операції можуть виконуватися в свердловинах, що залишаються, як показано на стадії 316. Підготовка може включати в себе використання крана 240 і підйомника 244 для операцій з інструментом на каротажному кабелі, щоб встановлювати і спускати інструменти 248 перфорації та інструменти 250 встановлення пакера в іншу свердловину, виконання операцій зворотного припливу із свердловин, проведення інших операцій на каротажному кабелі, закачування текучих середовищ або матеріалів і проведення операцій з видалення пакера і/або інших операцій, як додатково розглядається нижче. При підготовці іншої свердловини паралельно з інтенсифікацією припливу першої свердловини, інша свердловина може бути готова до обробки для інтенсифікації припливу, коли обробка для інтенсифікації припливу на першій свердловині завершена. Таким чином, виконання одночасних операцій, що проводяться на інших свердловинах, може скоротити час, «що виключає закачування», між першою обробкою пласта для інтенсифікації припливу першої свердловини і другою обробкою пласта для інтенсифікації припливу іншої свердловини і скоротити час і вартість операції з інтенсифікації припливу. Після того, як перша обробка пласта для інтенсифікації припливу завершена, виконується аналіз, чи завершені заплановані обробки пласта для інтенсифікації припливу в свердловинах, як показано на стадії 318. Якщо заплановані обробки пласта для інтенсифікації припливу в свердловинах не завершені, тоді маніфольд 206 системи закачування може регулюватися для 7 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 підготовки до наступної свердловини. Тобто, засувки в маніфольді 206 системи закачування ставляться в належні відкриті і закриті положення, щоб забезпечити закачування текучого середовища для впливу на пласт в іншу свердловину, якій належить одержати другу обробку пласта для інтенсифікації припливу. Знову, паралельні або одночасні операції, такі, як спуск в свердловину на каротажному кабелі інструментів 248 своєчасної перфорації та інструментів 250 встановлення пакера і/або операції зворотного припливу із свердловин можуть бути виконані, якщо належить проводити третю обробку пласта для інтенсифікації припливу. Ці одночасні операції проводяться для підготовки інших свердловин для обробки пласта для інтенсифікації припливу із скороченим часом, що виключає закачування між кожною обробкою пласта для інтенсифікації припливу. Вище згаданий процес послідовного маніпулювання засувками маніфольда системи закачування, як показано на стадії 310, і обробок пласта для інтенсифікації припливу в свердловинах, з одночасним проведенням операцій з підготовки інших свердловин до додаткової обробки пласта для інтенсифікації припливу може повторюватися, доки кожна із запланованих обробок пласта для інтенсифікації припливу не буде завершена. Якщо заплановані обробки пласта для інтенсифікації припливу свердловин завершені, обладнання, пов'язане з обробкою пласта для інтенсифікації припливу може бути демонтоване і переміщене з наземної площадки 102 як показано на стадії 320. Потім на наземній площадці 102 може бути розміщена бурова установка капітального ремонту або установка 252 з гнучкою насосно-компресорною трубою, щоб розбурити пакери і спустити експлуатаційну насоснокомпресорну трубу в кожну свердловину, як показано на стадії 322. З встановленою експлуатаційною насосно-компресорною трубою свердловини можуть застосовуватися для видобування вуглеводнів, як показано на стадії 324. Відповідно процес закінчується на стадії 326. Дана технологія ефективно скорочує час, пов'язаний з інтенсифікацією припливу численних свердловин на наземній площадці виконанням паралельних операцій на двох або більше свердловинах. Також, за допомогою економії часу, дана технологія скорочує вартість виконання інтенсифікації припливу цих свердловин. Додатково, використання маніфольда системи закачування скорочує або виключає можливі ризики для безпеки і додаткові втрати часу, пов'язані з монтажем/демонтажем ліній трубопроводів високого тиску від системи закачування текучого середовища для впливу на пласт до окремих свердловин, що може відбуватися багато разів протягом багатьох днів з використанням звичайних способів. Особливим прикладом даної технології є процес, описаний нижче і з більшими подробицями на фіг. 4-6. Фіг. 4-6 є частковим зображенням свердловин 104а-104с, які використовуються, щоб виконувати паралельні операції інтенсифікації припливу згідно з технологічним процесом фіг. 3 згідно з деякими аспектами даної технології. Часткові вигляди на фіг. 4-6, які мають посилальні позиції 400, 500 та 600, відповідно, можуть бути краще зрозумілі при паралельному розгляді фіг. 1 та 2. На цих виглядах 400, 500, 600 три свердловини 104а-104с наземної площадки 102 показані з паралельним, або, по суті, одночасним виконанням різних операцій на кожній із свердловин 104а-104с. Для прикладу, операції, що виконуються на фіг. 4-6, можуть бути конкретними операціями для інтенсифікації припливу своєчасною перфорацією і гідророзривом з розклинювальним агентом в п'ять етапів, яка може стосуватися обробки пласта для інтенсифікації припливу або обробки гідророзривом. Відповідно, кожний етап своєчасної перфорації і гідророзриву включає в себе різні підетапи. Ці підетапи наступні: (а) 5000 галонів 5% водного розчину хлориду калію; (б) 2000 галонів текучого середовища гідророзриву з нормального гелю на гуаровій основі, із вмістом розклинювального агента 1 фунт на галон; (в) 3000 галонів текучого середовища гідророзриву з нормального гелю на гуаровій основі, із вмістом розклинювального агента 2 фунти на галон; (г) 10000 галонів текучого середовища гідророзриву знормального гелю на гуаровій основі, із вмістом розклинювального агента 3 фунти на галон; (д) 3000 галонів текучого середовища гідророзриву з нормального гелю на гуаровій основі із вмістом розклинювального агента 4 фунти на галон, так що 50000 фунтів розклинювального агента і 23 галонів (приблизно 547 барелів) рідини для впливу на пласт використовуються на кожному етапі своєчасної перформації і гідророзриві. Потім виконується закачування із середньою інтенсивністю 20 барелів/хв. У результаті, час закачування для кожного етапу може зайняти приблизно 2 години і 15 хвилин для кожної свердловини. Наступні часткові вигляди 400, 500 та 600 описуються більш детально для кожної з фіг. 4-6 нижче. Спочатку, як показано на фіг. 4, перша свердловина 104а може оброблятися для інтенсифікації припливу з використанням своєчасної перформації і гідророзриву. Потрібно зазначити, що для цієї обробки для інтенсифікації припливу основна засувка 210 маніфольда і перша свердловинна засувка 214 маніфольда знаходяться у відкритому положенні в той час, як 8 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 друга свердловинна засувка 216 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда знаходяться в закритому положенні для створення шляху припливу до першої свердловини. Також, перфоратор 402, що розвертається на каротажному кабелі, який може бути одним з перфораційних інструментів 248, підвішений на кабелі 403 в стовбурі 108а свердловини з використанням першого крана 240. Цей перфоратор 402 приводиться в дію і керується від першого підйомника 244 для операцій з інструментом на каротажному кабелі. У першій свердловині 104а гідророзрив 404 з розклинювальним агентом розміщений в ділянці 110а підземного пласта 112. Текуче середовище для впливу на пласт закачується вниз по стовбуру 108а свердловини для створення гідророзриву 406 розклинювальним агентом. Паралельно можуть виконуватися підготовчі операції у другій свердловині 104b. У другій свердловині 104b перфоратор 408, що розвертається на каротажному кабелі, який може бути іншим перфораційним інструментом 248, і система 410 встановлення пакера гідророзриву, що має композитний пакер 409 гідророзриву, який є одним з інструментів 250 встановлення пакера, може розгортатися на каротажному кабелі 411 внизу другого стовбура 108b за допомогою другого крана 242 і другого підйомника 246 для операцій з інструментом на каротажному кабелі. Друга свердловина 104b могла мати попередню обробку для інтенсифікації припливу, результатом чого стали гідророзриви 412, 414, 416, 418, 420 з розклинювальним агентом в ділянці 110b підземного пласта 112. Оскільки ці гідророзриви 412, 414, 416, 418, 420 були раніше створені в підземному пласті 112, операції у другій свердловині 104b можуть перебувати в розміщенні композитного пакера 409 гідророзриву в стовбурі 108b свердловини над гідророзривами 412, 414, 416, 418, 420. Додатково до паралельних операцій, які виконуються у другій свердловині 104b, інші операції можуть також виконуватися в третій свердловині 104с. Наприклад, в третій свердловині 104с гідророзриви 422, 424, 426, 428, 430 з використанням розклинювального агента могли бути раніше створені в ділянці 110с підземного пласта 112. Оскільки ці гідророзриви 422, 424, 426, 428, 430 були раніше створені, можуть бути виконані операції зворотного припливу із свердловин для закриття гідророзривів 422, 424, 426, 428, 430 і витягання текучого середовища впливу на пласт, використаного для створення гідророзривів 422, 424, 426, 428, 430 і видобування вуглеводнів в трубопровід продукції, що видобувається. На фіг. 5 показані свердловини 104а-104с після завершення операцій, вказаних на фіг. 4. Як показано на частковому вигляді 500, гідророзриви 404, 406, 502, 504, 506 були створені з проведенням своєчасної перфорації в п'ять етапів на фіг. 4. Однак, на фіг. 5 свердловина 104а працює зворотним припливом після створення гідророзривів 404, 406, 502, 504, 506 на площі 110а підземного пласта 112 для закриття гідророзривів 404, 406, 502, 504, 506 і витяганням текучого середовища впливу на пласт, використаний для створення гідророзривів 404, 406, 502, 504, 506 і видобування вуглеводнів в трубопровід продукції. Паралельно, у другій свердловині 104b може здійснюватися своєчасна перфорація з гідророзривом з розклинювальним агентом в п'ять етапів. Потрібно зазначити, що для цієї операції інтенсифікації припливу основна засувка 210 маніфольда і друга свердловинна засувка 216 маніфольда знаходяться у відкритому положенні, в той час як перша свердловинна засувка 214 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда знаходяться в закритому положенні для створення шляху припливу другої свердловини. Як обговорювалося з посиланням на фіг. 4, перфоратор 408, що розвертається на каротажному кабелі, і система 410 встановлення пакера гідророзриву підвішуються на кабелі 411 в стовбурі 108b свердловини з використанням другого крана 242, які також приводяться в дію і керуються з другого підйомника 246 для операцій з інструментом на каротажному кабелі. Однак на цьому вигляді композитний пакер 409 встановлений над гідророзривом 420 з розклинювальним агентом. Коли композитний пакер 409 встановлений, здійснюється своєчасна перфорація з гідророзривом з розклинювальним агентом в п'ять етапів із закачуванням текучого середовища впливу на пласт вниз по стовбуру 108b свердловини для створення гідророзриву 510 з розклинювальним агентом. Інша паралельна операція також проводиться в третій свердловині 104с. У цій свердловині завершена операція зворотного припливу із свердловини і свердловина 104с закрита. Відповідно для підготовки до наступної обробки пласта для інтенсифікації припливу, перфоратор 512, що розвертається на каротажному кабелі, який є одним з перфораційних інструментів 248, і система 514 встановлення пакера гідророзриву, що має композитний пакер 516, який є одним з інструментів 250 встановлення пакера, розгортається внизу стовбура 108с свердловини. Перфоратор 512 і система 514 встановлення пакера гідророзриву підвішуються на каротажному кабелі 403 в стовбурі 108с свердловини з використанням першого крана 240 і приводяться в дію і керуються від першого підйомника 244 для операцій з інструментом на 9 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 каротажному кабелі. Перфоратор 512 і система 514 встановлення пакера гідророзриву можуть потім використовуватися для обробки для інтенсифікації припливу своєчасною перфорацією і створенням додаткового гідророзриву з розклинювальним агентом над гідророзривом 430 з розклинювальним агентом. Фіг. 6 показує свердловини 104а-104с після завершення виконання операцій, показаних на фіг. 5. Як показано на частковому вигляді 600, операція зворотного припливу із свердловини завершена, і перша свердловина 104а зупинена. На цьому вигляді розгорнений на каротажному кабелі перфоратор 601, який є одним з перфораційних інструментів 248, і система 602 встановлення пакера гідророзриву, що має композитний пакер 603 гідророзриву, який є одним з інструментів 250 встановлення пакера, розгортається внизу стовбура 108а свердловини. Перфоратор 601 і система 602 встановлення пакера гідророзриву підвішуються на каротажному кабелі 411 в стовбурі 108а свердловини з використанням другого крана 242 і приводяться в дію і керуються з другого підйомника 246 для операцій з інструментом на каротажному кабелі. Система 602 встановлення пакера гідророзриву може застосовуватися для встановлення композитного пакера 603 гідророзриву, в той час, як перфоратор 601 може застосовуватися в наступній обробці з п'яти етапів, щоб створити розрив розклинювальним агентом над розривами 506 розклинювальним агентом під час наступної обробки для інтенсифікації припливу. Паралельно завершуються обробки для інтенсифікації припливу у другій свердловині 104b, і розриви 510, 604, 606, 608, 610 розклинювальним агентом вже створені в ділянці 110b підземного пласта 112. Відповідно, друга свердловина 104b працює зворотним припливом після створення розривів 510, 604, 606, 608, 610 з розклинювальним агентом для закриття розривів і витягання текучого середовища впливу на пласт, використаного для створення розривів і видобування вуглеводнів в трубопроводи продукції. Також в іншій паралельній операції композитний пакер 516 гідророзриву встановлений в третій свердловині 104с в процес обробки з п'яти етапів створення гідророзривів 614 та 616 з розклинювальним агентом. Потрібно зазначити, що для цієї обробки для інтенсифікації припливу основна засувка 210 маніфольда і третя свердловинна засувка 218 маніфольда знаходяться у відкритому положенні, в той час, як перша свердловинна засувка 214 маніфольда і друга свердловинна засувка 216 маніфольда знаходяться в закритому положенні для створення шляху припливу текучого середовища в третю свердловину. Як вказувалося для фіг. 5, розгорнені на каротажному кабелі перфоратор 512 і система 514 встановлення пакера гідророзриву підвішуються на каротажному кабелі 403 в стовбурі 108с свердловини з використанням першого крана 240, які також приводяться в дію і керуються з першого підйомника 244 для операцій з інструментом на каротажному кабелі. На цьому зображенні композитний пакер 516 гідророзриву встановлений над гідророзривом 430 з розклинювальним агентом. З встановленням цього композитногопакера 516 гідророзриву виконується своєчасна перфорація і гідророзрив з розклинювальним агентом для створення гідророзривів 614 та 616 за допомогою закачування текучого середовища для впливу на пласт вниз по стовбуру 108с свердловини. У цьому варіанті виконання перевагою є те, що паралельні операції поліпшують процес обробки для інтенсифікації припливу. Наприклад, якщо швидкість спуску каротажного кабелю становить приблизно 150-300 футів/хв для передбачуваної глибини свердловини приблизно 12000 футів, то час для здійснення в загальній складності п'ятнадцяти обробок гідророзриву розклинювальним агентом складе приблизно десять годин. Відповідно, кожна свердловина, що піддається обробці для інтенсифікації припливу, може працювати зворотним припливом в нічний час протягом декількох часів витягання текучого середовища для впливу на пласт і на трубопровід продукції. Таким чином, обробки для інтенсифікації припливу для множини свердловин можуть виконуватися ефективно, що знижує витрати часу і вартість. Для додаткового пояснення переваг даних технологій, описується інший варіант. У цьому варіанті дев'ять свердловин можуть бути пробурені на одній наземній площадці площею приблизно шість акрів. Ці свердловини можуть націлюватися на об'єкти видобування газу в колекторі, такі як піщані горизонти всередині підземного пласта і розраховуються на дренування площі приблизно 20 акрів. Для цих свердловин глибини можуть знаходитися в діапазоні приблизно від 12000 до 15000 футів з боковими відходами відносно наземної площадки приблизно від 1400 футів до 2000 футів. Розмір і розташування наземної площадки можуть задаватися характеристиками геології і колектора, урядовими постановами, топографією поверхні і рельєфом та міркуваннями вимог екології або нормативними вимогами, які ідентифікуються в процесі вибору/розміщення площадки. Характерними ознаками підземного пласта можуть бути запаси газу у множині (тобто 20+-40+) низькопроникних («щільних») 10 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 газонасичених пісковиків обмеженого площового поширення, розподілених по великій вертикальній секції інтервалу товщиною приблизно 4000-6000 футів. Відповідно, кожна свердловина включає в себе до сорока і більше об'єктів або зон в колекторі. Для одержання доступу до цих продуктивних зон свердловини обробляються для інтенсифікації припливу з використанням своєчасної перфорації і гідророзриву, причому на кожному з п'яти етапів встановлюється пакер. Операція встановлення пакера на каротажному кабелі може продовжуватися від двох до чотирьох годин залежно від глибини свердловини, швидкості і часу спуску і часу монтажу/демонтажу бурової установки, і може бути завершена доки на іншій свердловині проводяться операції обробки пласта для інтенсифікації припливу. Операції обробки пласта для інтенсифікації припливу для п'яти зон можуть бути завершені приблизно за 3 години. Відповідно, обробка пласта може бути виконана в п'ятнадцяти-двадцяти зонах за кожний робочий день, що в результаті дає приблизно два або три робочих дні для завершення операцій обробки для інтенсифікації припливу сорока зон. Таким чином, паралельним виконанням операцій обробки для інтенсифікації припливу, підсумкові приблизно один або два робочих дні, пов'язаних з часом, «що виключає закачування», можуть бути зекономлені на кожній свердловині під час обробок для інтенсифікації припливу. Додатково, потрібно зазначити, що ці операції обробки пласта для інтенсифікації припливу можуть включати в себе різні дії. Наприклад, як зазначено вище, операції обробки для інтенсифікації припливу можуть включати в себе операції закачування, операції на каротажному кабелі, операції зворотного припливу із свердловин та операції логістичної координації. Оскільки ці операції обробки пласта для інтенсифікації припливу можуть виконуватися паралельно або одночасно на різних свердловинах на одній наземній площадці, може бути присутнім декілька ризиків, пов'язаних з різними операціями. Відповідно, деякі операції обробки для інтенсифікації припливу можуть виконуватися паралельно для зменшення ризику і підтримки операційної цілісності одночасних операцій. Для початку, при виконанні паралельних операцій обробки пласта для інтенсифікації припливу можуть виконуватися операції закачування, операції на каротажному кабелі, операції зворотного припливу із свердловин та операції логістичної координації в різних сполученнях на різних свердловинах з деякими процедурами контролю. Процедури контролю можуть включати в себе використання особи, відповідальної за деякі операції, світлову або звукову тривожну сигналізацію, одержання дозволу супервайзера на деякі операції, здійснення зв'язку між персоналом, встановлення міток і маркування положень засувок, дотримання процедур блокування та опломбування та інші аналогічні процеси. Наприклад, коли виконуються операції обробки пласта для інтенсифікації припливу на першій свердловині, на другій свердловині можуть виконуватися такі операції, як доставка розклинювального агента, доставка хімреагентів і/або води на відведених для цього площах і з використанням відповідальної особи, що розглядається нижче. Інший приклад, дозвіл супервайзера може бути одержаний перед скиданням газу в атмосферу, коли операції на іншій свердловині включають в себе закачування високого тиску, маніпулювання засувками маніфольда/гідророзриву і газу в операціях подачі на трубопровід товарної продукції. Додатково, коли операції на першій свердловині включають в себе створення високого тиску, операції на другій свердловині такі, як спорядження перфоратора або встановлювального інструмента або підйому або розбирання перфоратора або інструмента встановлення, може застосовуватися освітлення і повідомлення по гучномовному зв'язку. Нарешті можуть вважати за краще не проводити деякі операції паралельно. Наприклад, якщо операції на першій свердловині включають в себе створення високого тиску або кулькового ущільнення, маніпулювання свердловинними засувками маніфольда і засувками фонтанної ялинки устєвого обладнання свердловини не треба виконувати паралельно. Також, якщо операції на першій свердловині включають в себе здійснення стільникового зв'язку і радіозв'язку, ці операції не треба проводити паралельно із спорядженням перфораторів і встановлювального інструмента. Інший спосіб зниження ризику може включати в себе призначення персоналу для керування операціями, наприклад, якщо кран, такий, як крани 240 та 242 фіг. 2, використовується, як частина операцій для інтенсифікації припливу, може бути переважним, щоб персонал, який працює з краном, включав в себе заздалегідь призначену відповідальну особу, щоб допомагати крановим операціям. Додатково, кран може розміщуватися так, щоб зменшити можливість зіткнення з іншим обладнанням на наземній площадці. Також на основі можливостей гідравлічно навантажених ліній, пов'язаних із закачуванням і зворотним припливом із свердловин, може бути переважним, що одна людина з персоналу, зв'язаного із системою обробки пласта для інтенсифікації припливу, керує положенням засувок закачування для 11 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 інтенсифікації припливу і положенням засувок зворотного припливу із свердловин, коли виконуються паралельні операції. В іншому варіанті здійснення винаходу може бути переважним включити в нього обладнання контролю на наземній площадці 102 фіг. 2, яке може виявляти гази, такі, як вуглеводневі гази. Наприклад, наземна площадка 102 і/або персонал можуть забезпечуватися портативними детекторами нижньої межі вибухонебезпечної концентрації. Відповідно, під час операцій зворотного припливу вказані детектори можуть постійно контролювати наземну площадка 102 на предмет присутності небезпечних рівнів концентрації газу. Якщо реєструються небезпечні рівні концентрації газу, операції зворотного припливу з свердловин можуть бути припинені і можуть бути виконані належні дії, щоб вирішити будь-які проблеми обладнання. Також може бути переважним встановити покажчики напрямку вітру в різних точках і висотах на наземній площадці 102 для визначення напрямку вітру. Додатково, в іншому альтернативному варіанті здійснення винаходу може бути ефективним мати автоматизовані пристрої, такі, як пристрої на основі комп'ютерного процесора, які застосовуються для операцій для інтенсифікації припливу. Наприклад, система 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт може бути автоматизованою і керуватися пристроєм на основі комп'ютерного процесора, таким, як комп'ютерна система. З комп'ютерною системою, графіки обробки для інтенсифікації припливу для кожної індивідуальної обробки пласта для інтенсифікації припливу можуть бути заздалегідь введені в комп'ютерну систему. Маніфольд 206 системи закачування також може включати в себе пристрій на основі процесора, такий як комп'ютерна система. Комп'ютерна система маніфольда 206 системи закачування може включати в себе механізми регулювання засувок 210, 214, 216 та 218 між відкритими і закритими положеннями і здійснювати зв'язок з різними вимірювальними пристроями 220, 222 і 226 та інжектором 224 ущільнюючих кульок. Фактично, комп'ютерні системи для системи 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт і маніфольда 206 системи закачування можуть бути виконані з можливістю взаємодії одна з одною для керування обробкою пласта для інтенсифікації припливу для множини свердловин 104а-104с. У третьому альтернативному варіанті здійснення винаходу призначення конкретних площ для деяких операцій для роботи із зв'язаними інструментами та обладнанням може виконуватися між рівнями 306 та 318 фіг. 3. Тобто, процес може включати в себе призначення різних площ, таких, як площа закачування високого тиску, площі каротажного кабелю/крана і площ зворотного припливу з свердловин на наземній площадці 102 фіг. 2 для запобігання входу стороннього персоналу в заборонені зони. Призначення робочих зон може включати в себе створення докладних креслень системи трубопроводів, засувок і пристроїв керування/вимірювання припливу для операцій в кожній площі проведення робіт і в свердловинах. Наприклад, якщо використовуються крани 240 та 242 і підйомники 244 та 246 для операцій з інструментом на каротажному кабелі фіг. 2, може бути переважним, що призначена площа спуску на каротажному кабелі/крані була розташована навколо кожного з кранів 240 та 242. Також переважно, щоб обладнання для інтенсифікації припливу, таке як система 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт, система 204 зберігання текучого середовища для впливу на пласт і маніфольд 206 системи закінчення (фіг. 2) розташовувалися на наземній площадці 102 з проходами або шляхами навколо зовнішнього периметра площі створення високого тиску для забезпечення доступу для перевантаження матеріалів і постачання для інтенсифікації припливу. Додатково переважно, щоб система трубопроводів і засувок ідентифікувалася з використанням різного унікального кольорового маркування або різних етикеток для кожної із свердловин, забезпечуючи візуальне спостереження і визначення шляхів припливу і точок прив'язки обладнання. Також в четвертому альтернативному варіанті здійснення винаходу може бути переважним здійснення зв'язку між стадіями 306 та 318 фіг. 3. Наприклад, при виконанні одночасних операцій на каротажному кабелі, якщо використовуються перфоратори вибіркового відстрілу, може бути переважним, щоб використовувалися пристрої безпровідного зв'язку, такі як радіо та інші стільникові пристрої, вимикалися і/або зберігалися на центральній площадці, коли перфоратор споряджається і вміщується в стовбур свердловини або витягується із стовбура свердловини. Альтернативно, може бути переважним використання провідного радіозв'язку і пристроїв зв'язку, як основних пристроїв зв'язку з безпровідними пристроями зв'язку, що застосовуються тільки як резервне обладнання. Додатково, тривожна сигналізація проблискового світла і/або система гучномовного зв'язку може використовуватися, щоб забезпечити індикацію положення із спорядженням перфораторів і глибини спуску . перфораторів в процесі проведення операцій. 12 UA 100837 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Потрібно зазначити, що маніфольд 206 системи закачування (фіг. 2) може не включати в себе кожний із складових елементів, описаних вище. Дійсно, в альтернативних варіантах здійснення винаходу додаткові вимірювальні прилади, прилади керування припливом, отвори закачування і видалення текучого середовища можуть включатися до складу маніфольда 206 системи закачування і/або верху або внизу за потоком від маніфольда 206 системи закачування. Додатково до цього потрібно зазначити, що на кількість свердловин і геометрію наземної площадки можуть впливати декілька факторів, щоб відповідати вимогам правил та іншим факторам. Відповідно, свердловини можуть мати вертикальну, похило-направлену, s-подібну і/або горизонтальну траєкторію. Наприклад, ці траєкторії можуть бути націлені на множину об'єктів, що містять вуглеводні, які буряться, обробляються для інтенсифікації припливу і закінчуються з площею дренування на свердловину 5/8 акра в нафтових родовищах з низькою проникністю; з площею дренування на свердловину приблизно 10-40 акрів в щільних газових родовищах; і з приблизно 40 акровими, 80 акровими і/або 160 акровими площами дренування на свердловину, пов'язану з процесами ущільнюючого буріння. Свердловини можуть закінчуватися з обсадною колоною або відкритим стовбуром. Додатково, дані технології можуть включати в себе єдину унікальну наземну ділянку (тобто площадку) або дві або більше наземних площадок досить близького розташування для виконання буріння, інтенсифікації припливу і видобування. Можливе використання свердловин двох або більше наземних площадок може задаватися на основі географічних умов, шляхів постачання матеріалами і/або загальної інфраструктури родовища, особливих операційних вимог і/або міркувань економіки. Як зазначалося вище, дані технології можуть також використовуватися для обробок пласта для інтенсифікації припливу, що включають гідророзрив і кислотну обробку у видобувних або нагнітальних свердловинах. Гідророзрив може включати в себе закачування текучих середовищ в пласт при високому тиску і продуктивності, які розколюють породу колектора і гранульований розклинювальний матеріал, такий, як пісок, керамічний дріб або інші матеріали, які закачуються, щоб тримати тріщину(тріщини) відкритою. Збільшена продуктивність колектора є результатом шляху припливу, що залишається між гранулами розклинювального агента в розриві (розривах). У хімічній обробці для інтенсифікації припливу, такої, як структурні кислотні обробки або кислотні обробки гідророзриву, приплив поліпшується розчиненням матеріалів в пласті або іншою зміною властивостей пласта. Більше того, дані технології можуть використовуватися для обробок пласта для інтенсифікації припливу, що включають в себе численні етапи обробки або обробки за один етап. Багатоетапні обробки для інтенсифікації припливу можуть включати в себе способи обробки своєчасної перформації або гідророзриву з гнучкою насосно-компресорною трубою, які розглянуті вище. Додатково багатоетапні обробки для інтенсифікації припливу можуть включати в себе інші багатоетапні обробки, такі, як обробки для інтенсифікації припливу, розкриті в патентах США 5890536 та 6186230, які включені в даний опис шляхом посилання. Також інші способи, що застосовуються в операціях з нафтою і газом, такі, як багатоетапні обробки «обмеженого входу» з відхиленням, з кільцевою гнучкою насосно-компресорною трубою, гнучкою насосно-компресорною трубою, багатоетапні обробки з ущільнюючими кульками, модифіковані багатоетапні обробки обмеженого входу, обробки з наведенням напружень з відхиленням або множина одноетапних обробок, розділених пакерами, або будь-яке поєднання обробок може також застосовуватися з даною технологією. Наземна площадка така, як наземна площадка 102, може включати в себе дві або більше системи закачування текучого середовища для впливу на пласт. Наприклад, наземна площадка може включати в себе дві системи закачування текучого середовища для впливу на пласт, які є системами 202 закачування текучого середовища для впливу на пласт. Така конфігурація наземної площадки може також включати в себе дві системи 204 зберігання для інтенсифікації припливу, два маніфольда 206 системи закачування і зв'язану з ними систему трубопроводів. Кожна із систем зберігання для інтенсифікації припливу, маніфольдів системи закачування і зв'язаної з ними системи трубопроводів може бути зв'язана з двома різними групами або наборами свердловин. Таким чином, дві свердловини можуть оброблятися для інтенсифікації припливу паралельно або одночасно. Тобто, одна свердловина, зв'язана з кожною із систем закачування текучого середовища для впливу на пласт, може одержувати обробки пласта для інтенсифікації припливу, в той час як інші свердловини з груп свердловин можуть готуватися до обробок пласта для інтенсифікації припливу. Хоча, дані технології винаходу можуть бути схильні до різноманітних модифікацій та альтернативних форм, приклад варіанту здійснення винаходу, описаний вище, показується у вигляді прикладу. Разом з тим, потрібно знову розуміти, що винахід не обмежується варіантами 13 UA 100837 C2 здійснення винаходу, розкритими в цьому описі. Насправді, даним технологіям винаходу належить покривати всі модифікації, еквіваленти та альтернативи, що підпадають під суть та обсяг винаходу, як це визначається наступною прикладеною формулою винаходу. 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 1. Спосіб обробки пласта для інтенсифікації припливу зі свердловин, який включає стадії з'єднання множини свердловин із системою закачування текучого середовища для впливу на пласт за допомогою маніфольда вказаної системи, регулювання вказаного маніфольда для створення першого шляху припливу від вказаної системи закачування текучого середовища до першої свердловини з множини свердловин, проведення першої обробки пласта для інтенсифікації припливу в першій свердловині і підготовку другої свердловини з множини свердловин для другої обробки пласта для інтенсифікації припливу одночасно із проведенням першої обробки пласта для інтенсифікації припливу в першій свердловині, при цьому вказаний маніфольд містить множину засувок для забезпечення закачування текучого середовища для впливу на пласт в першу свердловину при ізоляції другої свердловини від тиску і енергії, створених першою обробкою пласта для одночасного здійснення операцій або дій. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що містить регулювання вказаного маніфольда для створення другого шляху припливу від вказаної системи закачування до другої свердловини. 3. Спосіб за п. 2, який відрізняється тим, що містить здійснення другої обробки пласта для інтенсифікації припливу у другу свердловину. 4. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що перша обробка пласта для інтенсифікації припливу містить щонайменше одну з наступних обробок: гідророзрив розклинювальним агентом, кислотний гідророзрив, структурну кислотну обробку або будь-яке їх поєднання. 5. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що при першій обробці пласта для інтенсифікації припливу здійснюють щонайменше одне з наступного: своєчасну перфорацію, використання кільцевої гнучкої насосно-компресорної труби, гнучкої насосно-компресорної труби, обмеженого входу, кулькового ущільнення, модифікованого обмеженого входу, відхильника наведеної напруги або одну або декілька одноетапних обробок пласта для інтенсифікації припливу зі свердловин, відділених пакерами, або будь-які їх поєднання. 6. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що перша обробка пласта для інтенсифікації припливу містить багатозонну обробку пласта гідророзривом з розклинювальним агентом для інтенсифікації припливу зі своєчасною багатозонною перфорацією. 7. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що підготовка другої свердловини містить щонайменше одну з наступних операцій: буріння другої свердловини, встановлення насоснокомпресорної труби у другу свердловину, встановлення або видалення ізолюючого елемента з другої свердловини, зворотний приплив з другої свердловини, очищення другої свердловини, видалення насосно-компресорної труби з другої свердловини, переміщення обладнання на наземному майданчику, доставку матеріалу на наземний майданчик, здійснення радіозв'язку або зв'язку по стільниковому телефону, закачування текучого середовища у другу свердловину, маніпуляцію засувками, виконання операцій на каротажному кабелі у другій свердловині, виконання операцій із гнучкими трубами в другій свердловині, встановлення або видалення перфораторів у другій свердловині, виконання каротажних операцій у другій свердловині, видобування вуглеводнів з другої свердловини, скидання газу на наземному майданчику, спалення газу на факелі на наземному майданчику, доставку обладнання і матеріалів на наземний майданчик, видалення обладнання і матеріалів з наземного майданчика та їх комбінації. 8. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що містить видобування вуглеводнів з множини свердловин. 9. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що містить буріння множини свердловин з одного наземного майданчика. 10. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що свердловини розташовані в безпосередній близькості одна від одної на одному або декількох наземних майданчиках або платформах. 11. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що містить встановлення експлуатаційної насоснокомпресорної труби в кожну із множини свердловин. 12. Спосіб за п. 1 який відрізняється тим, що кожна стадія повторюється до проведення обробки пласта для інтенсифікації припливу у всіх свердловинах і видобування вуглеводнів після її проведення. 13. Спосіб за п. 12, який відрізняється тим, що множина свердловин розташована на одному наземному майданчику. 14 UA 100837 C2 15 UA 100837 C2 16 UA 100837 C2 17 UA 100837 C2 18 UA 100837 C2 19 UA 100837 C2 Комп’ютерна верстка А. Крулевський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 20