Спосіб і пристрій для інтенсифікації множини інтервалів формації

1. Спосіб перфорування і обробки множини інтервалів однієї або декількох підземних формацій, що перетинаються стовбуром свердловини, який містить наступні операції: (a) розгортання вибійного обладнання з використанням засобу розгортання всередині стовбура свердловини, причому вибійне обладнання має пристрій для перфорування і механізм ущільнення; (b) установка вибійного обладнання в задане положення всередині стовбура свердловини з використанням пристрою контролю глибини; (c) використання пристрою для перфорування для здійснення перфорування інтервалу; (d) приведення в дію механізму ущільнення для створення гідравлічного ущільнення в стовбурі свердловини; (e) накачування текучого середовища для обробки в стовбур свердловини і в перфорації, створені за допомогою пристрою для перфорування, без видалення пристрою для перфорування з стовбура свердловини; (f) звільнення механізму ущільнення; 2 (19) 1 3 74818 4 середовища, пінні матеріали і ущільнювальні кульдалення пристрою для перфорування з стовбура ки. свердловини; 11. Спосіб за п. 1, в якому механізм ущільнення (e) звільнення механізму ущільнення; приводять в дію за рахунок гідравлічного тиску, що (f) повторення операцій (b)-(е) для щонайменше передається з поверхні через складений шланг. одного додаткового інтервалу однієї або декількох 12. Спосіб за п. 1 , в якому механізм ущільнення підземних формацій. приводять в дію таким чином, щоб встановити 23. Спосіб за п. 22, в якому вибійне обладнання гідравлічне ущільнення нижче перфорованого інвстановлюють в задане положення всередині стотервалу. вбура свердловини з використанням пристрою 13. Спосіб за п. 1, в якому пристрій для перфоруконтролю глибини, вибраного з групи, в яку вховання приводять в дію за рахунок гідравлічного дять локатор муфтових з'єднань обсадної колони і тиску, що передається з поверхні через складений розташована на поверхні система вимірювання. шланг. 24. Спосіб за п. 22, в якому пристрій для перфору14. Спосіб за п. 1, в якому пристрій для перфорування являє собою стріляючий перфоратор з вибівання приводять в дію за рахунок гідравлічного рковим запалюванням, що містить множину наботиску, що передається з поверхні через стовбур рів, що мають один або декілька кумулятивних свердловини. зарядів для перфорування, причому кожний з на15. Спосіб за п. 3, в якому пристрій для перфоруборів виконаний з можливістю індивідуального вання приводять в дію за рахунок гідравлічного керування і приведення в дію за допомогою електтиску що передається з поверхні через колону ричного або оптичного сигналу, що передається насосно-компресорних труб. через кабель, розгорнутий в стовбурі свердлови16. Спосіб за п. 1, в якому вибійне обладнання ни. переставляють в інше положення всередині стов25. Спосіб за п. 22, в якому механізм ущільнення бура свердловини раніше приведення в дію мехаявляє собою пакер, що багато разів встановлюнізму ущільнення. ється. 17. Спосіб за п. З, в якому пристрій для перфору26. Спосіб за п. 22, в якому текуче середовище вання являє собою струминний різальний придля обробки вибирають з групи, в яку входять розстрій, в якому використовують текуче середовище, чин кислоти, органічний розчинник, суспензія рознакачане вниз в колону насосно-компресорних клинювального матеріалу і транспортуюче текуче труб для встановлення гідравлічного сполучення середовище. між стовбуром свердловини і одним або декілько27. Спосіб за п. 22, який додатково містить операма інтервалами однієї або декількох підземних цію розгортання, що проводиться до звільнення формацій. механізму ущільнення щонайменше одного агента 18. Спосіб за п. 3, в якому текуче середовище для відхилення в стовбурі свердловини для блокуванобробки накачують вниз в кільцевий простір між ня додаткової течії текучого середовища для обколоною насосно-компресорних труб і стовбуром робки в перфорації. свердловини. 28. Спосіб за п. 27, в якому агент відхилення, що 19. Спосіб за п. 18, в якому текуче середовище розгортається в стовбурі свердловини, вибирають для обробки також накачують вниз в колону насоз групи, в яку входять порошки, гелі, в'язкі текучі сно-компресорних труб через канали в вибійному середовища, пінні матеріали і ущільнювальні кульобладнанні і далі в перфорації. ки. 20. Спосіб за п. 18, в якому друге текуче середо29. Спосіб за п. 22, в якому механізм ущільнення вище для обробки накачують вниз в колону насосприводять в дію за рахунок гідравлічного тиску, що но-компресорних труб через канали в вибійному передається з поверхні через складений шланг. обладнанні і далі в перфорації. 30. Спосіб за п. 22, в якому пристрій для перфору21. Спосіб за п. 20, в якому другим текучим серевання приводять в дію за рахунок гідравлічного довищем для обробки є азот. тиску, що передається з поверхні через складений 22. Спосіб перфорування і обробки множини інтешланг. рвалів однієї або декількох підземних формацій, 31. Спосіб за п. 22, в якому пристрій для перфорущо перетинаються стовбуром свердловини, що вання приводять в дію за рахунок гідравлічного містить наступні операції: тиску, що передається з поверхні через стовбур (a) розгортання вибійного обладнання з викориссвердловини. танням засобу розгортання, вибраного з групи, в 32. Спосіб за п. 22, в якому вибійне обладнання яку входять провідна лінія зв'язку, дротовий канат і переставляють в інше положення всередині стовкабель, всередині стовбура свердловини, причому бура свердловини раніше приведення в дію мехавказане вибійне обладнання має пристрій для нізму ущільнення. перфорування і механізм ущільнення; 33. Спосіб за п. 22, в якому механізм ущільнення (b) використання пристрою для перфорування для приводять в дію таким чином, щоб встановити здійснення перфорування інтервалу; гідравлічне ущільнення нижче перфорованого ін(c) приведення в дію механізму ущільнення для тервалу. створення гідравлічного ущільнення в стовбурі 34. Система інтенсифікації для використання при свердловини; перфоруванні і обробці множини інтервалів однієї (d) накачування текучого середовища для обробки або декількох підземних формацій, що перетинав стовбур свердловини і в перфорації, створені за ються стовбуром свердловини, що містить наступдопомогою пристрою для перфорування, без вині компоненти: (a) текуче середовище для обробки; 5 74818 6 (b) засіб розгортання, вибраний з групи, що скларування множини інтервалів, і щонайменше один дається з провідної лінії зв'язку, дротового канату і механізм ущільнення; кабелю, розгорнутих всередині стовбура свердлоb) причому механізм ущільнення виконаний з можвини; ливістю утворення гідравлічного ущільнення в (c) вибійне обладнання, виконане з можливістю стовбурі свердловини, і з можливістю розгерметирозгортання в стовбурі свердловини за допомогою зації гідравлічного ущільнення, що дозволяє перезасобу розгортання і яке має щонайменше один ставляти вибійне обладнання в інше положення пристрій для перфорування, що дозволяє прововсередині стовбура свердловини, за рахунок чого дити послідовне перфорування множини інтервазабезпечується можливість обробки кожного з лів, і щонайменше один механізм ущільнення, при множини підлягаючих обробці інтервалів окремо цьому вибійне обладнання виконане з можливістю від інших інтервалів обробки. установки в задане положення всередині стовбура 37. Пристрій за п. 36, який додатково містить засіб свердловини, що дозволяє приводити в дію приконтролю глибини, призначений для установки стрій для перфорування і механізм ущільнення; вибійного обладнання в задане положення в стов(d) причому механізм ущільнення виконаний з мобурі свердловини і вибраний з групи, що складажливістю створення гідравлічного ущільнення в ється з локатора муфтових з'єднань обсадної костовбурі свердловини і з можливістю розгерметилони і розташованої на поверхні системи зації гідравлічного ущільнення, що дозволяє перевимірювання. ставляти вибійне обладнання в інше положення 38. Пристрій за п. 35, в якому механізм ущільнення всередині стовбура свердловини, за рахунок чого являє собою пакер, що багато разів встановлюзабезпечується можливість обробки кожного з ється. множини підлягаючих обробці інтервалів текучим 39. Пристрій за п. 36, в якому пристрій для перфосередовищем для обробки окремо від інших інтеррування являє собою стріляючий перфоратор з валів обробки. вибірковим запалюванням, що містить множину 35. Система інтенсифікації для використання при наборів, що мають один або декілька кумулятивперфоруванні і обробці множини інтервалів однієї них зарядів для перфорування, причому кожний з або декількох підземних формацій, що перетинавказаних наборів виконаний з можливістю індивіються стовбуром свердловини, що містить наступдуального керування і приведення в дію за допоні компоненти: могою електричного сигналу, що передається че(a) текуче середовище для обробки; рез провідну лінію зв'язку, розгорнену в стовбурі (b) засіб розгортання, розгорнений всередині стосвердловини. вбура свердловини; 40. Пристрій за п. 36, в якому пристрій для перфо(c) вибійне обладнання, виконане з можливістю рування приводять вдію за допомогою гідравлічрозгортання в стовбурі свердловини за допомогою ного тиску, що передається з поверхні через вказасобу розгортання і утримуюче щонайменше заний стовбур свердловини. один пристрій для перфорування, що дозволяє 41. Пристрій для використання при перфоруванні і проводити послідовне перфорування множини обробці множини інтервалів однієї або декількох інтервалів, і щонайменше один механізм ущільпідземних формацій, що перетинаються стовбунення, при цьому вибійне обладнання виконане з ром свердловини, що містить наступні компоненможливістю установки в задане положення всерети: дині стовбура свердловини з використанням при(a) вибійне обладнання, пристосоване для розгорстрою контролю глибини, що дозволяє приводити тання в стовбурі свердловини за допомогою засов дію пристрій для перфорування і механізм ущібу розгортання і для установки в задане положенльнення; ня всередині стовбура свердловини з (d) причому механізм ущільнення виконаний з мовикористанням пристрою контролю глибини і жливістю створення гідравлічного ущільнення в утримуюче щонайменше один пристрій для перстовбурі свердловини і з можливістю розгерметифорування, призначений для послідовного перфозації гідравлічного ущільнення, що дозволяє перерування множини інтервалів, і щонайменше один ставляти вибійне обладнання в інше положення механізм ущільнення; всередині стовбура свердловини, за рахунок чого (b) при цьому механізм ущільнення виконаний з забезпечується можливість обробки кожного з можливістю утворення гідравлічного ущільнення у множини підлягаючих обробці інтервалів текучим вказаному стовбурі свердловини і з можливістю середовищем для обробки окремо від інших інтеррозгерметизації гідравлічного ущільнення, що довалів обробки. зволяє переставляти вибійне обладнання в інше 36. Пристрій для використання при перфоруванні і положення всередині стовбура свердловини, за обробці множини інтервалів однієї або декількох рахунок чого з'являється можливість обробки кожпідземних формацій, що перетинаються стовбуного з множини підлягаючих обробці інтервалів ром свердловини, що містить наступні компоненокремо від інших інтервалів обробки. ти: 42. Пристрій за п. 41, в якому засіб розгортання (а) вибійне обладнання, пристосоване для розгорявляє собою колону насосно-компресорних труб. тання в стовбурі свердловини за допомогою засо43. Пристрій за п. 41, в якому пристрій для перфобу розгортання, вибраного з групи, що складається рування приводять в дію за допомогою гідравлічз провідної лінії зв'язку, дротового канату і кабелю, ного тиску, що передається з поверхні через вкаі утримуюче щонайменше один пристрій для перзаний стовбур свердловини. форування, призначений для послідовного перфо44. Пристрій за п. 42, в якому пристрій для перфорування приводять в дію за допомогою гідравліч 7 74818 8 ного тиску, що передається з поверхні через колоється з локатора муфтових з'єднань обсадної кону насосно-компресорних труб. лони і розташованої на поверхні системи вимірю45. Пристрій за п. 42, в якому пристрій для перфовання. рування являє собою струминний різальний при54. Пристрій за п. 52, в якому механізм ущільнення стрій, в якому використовується текуче середовиявляє собою пакер, що багато разів встановлюще, закачане вниз в колону насосно-компресорних ється. труб для встановлення гідравлічного сполучення 55. Пристрій за п. 52, в якому пристрій для перфоміж стовбуром свердловини і одним або декількорування являє собою стріляючий перфоратор з ма інтервалами однієї або декількох підземних вибірковим запалюванням, що містить множину формацій. наборів, що мають один або декілька кумулятив46. Пристрій за п. 42, в якому колона насосноних зарядів для перфорування, причому кожний з компресорних труб вибрана з групи, що складавказаних наборів виконаний з можливістю індивіється з намотаних труб і складених труб. дуального керування і приведення в дію за допо47. Пристрій за п. 41, в якому засіб розгортання могою електричного сигналу, що передається чевибраний з групи, що складається з провідної лінії рез провідну лінію зв'язку, розгорнену в стовбурі зв'язку, дротового канату і кабелю. свердловини. 48. Пристрій за п. 41, який додатково містить засіб 56. Пристрій за п. 52, в якому пристрій для перфоконтролю глибини, призначений для установки рування приводять в дію за допомогою гідравлічвибійного обладнання в задане положення в стовного тиску, що передається з поверхні через вкабурі свердловини і вибраний з групи, що складазаний стовбур свердловини. ється з локатора муфтових з'єднань обсадної ко57. Спосіб перфорування і обробки множини інтелони і розташованої на поверхні системи рвалів однієї або декількох підземних формацій, вимірювання. що перетинаються стовбуром свердловини, що 49. Пристрій за п. 41, в якому механізм ущільнення містить наступні операції: являє собою пакер, що багато разів встановлю(a) розгортання всередині стовбура свердловини ється. вибійного обладнання, що містить пристрій для 50. Пристрій за п. 41, в якому пристрій для перфоперфорування, механізм ущільнення і щонайменрування являє собою стріляючий перфоратор з ше один засіб вирівнювання тиску; вибірковим запалюванням, що містить множину (b) використання пристрою для перфорування для наборів, що мають один або декілька кумулятивздійснення перфорування інтервалу в одній або них зарядів для перфорування, причому кожний з декількох підземних формаціях; вказаних наборів виконаний з можливістю індиві(c) приведення в дію механізму ущільнення для дуального керування і приведення в дію за допоутворення гідравлічного ущільнення в стовбурі могою електричного сигналу, що передається чесвердловини; рез провідну лінію зв'язку, розгорнену в стовбурі (d) накачування текучого середовища для обробки свердловини. в стовбур свердловини і в перфорації, створені за 51. Пристрій за п. 41, в якому пристрій для перфодопомогою пристрою для перфорування, без вирування приводять в дію за допомогою гідравлічдалення пристрою для перфорування з стовбура ного тиску, що передається з поверхні через вкасвердловини; заний стовбур свердловини. (e) вирівнювання тиску між дільницями стовбура 52. Пристрій для використання при перфоруванні і свердловини вище і нижче механізму ущільнення обробці множини інтервалів однієї або декількох при допомозі щонайменше одного засобу вирівпідземних формацій, що перетинаються стовбунювання тиску; ром свердловини, що містить наступні компонен(f) звільнення механізму ущільнення; ти: (g) повторення операцій (b)-(f) для щонайменше (a) вибійне обладнання, що має щонайменше один одного додаткового інтервалу однієї або декількох пристрій для перфорування, призначений для попідземних формацій. слідовного перфорування множини інтервалів що58. Спосіб за п. 57, в якому вибійне обладнання найменше один механізм ущільнення і щонаймепереустановлюють в інше положення в стовбурі нше один тракторний пристрій; свердловини і механізм ущільнення приводять в (b) причому тракторний пристрій пристосований дію для утворення гідравлічного ущільнення нижче переставляти вибійне обладнання в різні полоперфорованого інтервалу. ження в стовбурі свердловини; 59. Спосіб перфорування і обробки множини інте(c) при цьому пристрій ущільнення пристосований рвалів однієї або декількох підземних формацій, утворювати гідравлічне ущільнення в стовбурі що перетинаються стовбуром свердловини, що свердловини і дозволяє розгерметизовувати гідмістить наступні операції: равлічне ущільнення, що забезпечує можливість (a) розгортання всередині стовбура свердловини переставляти вибійне обладнання в інше половибійного обладнання, що містить щонайменше ження всередині вказаного стовбура свердловини, один пристрій для перфорування і щонайменше за рахунок чого забезпечується можливість обрободин механізм ущільнення, причому пристрій для ки кожного з множини підлягаючих обробці інтерперфорування встановлюють нижче за механізм валів окремо від інших інтервалів обробки. ущільнення; 53. Пристрій за п. 52, який додатково містить засіб (b) використання щонайменше одного пристрою контролю глибини, призначений для установки для перфорування для здійснення перфорування вибійного обладнання в задане положення в стовінтервалу в одній або декількох підземних формабурі свердловини і вибраний з групи, що складаціях; 9 74818 10 (c) приведення в дію щонайменше одного механівання, без видалення пристрою для перфоруванзму ущільнення для утворення гідравлічного ущіня з стовбура свердловини; льнення в стовбурі свердловини; (g) звільнення механізму ущільнення; (d) накачування текучого середовища для обробки (h) повторення операцій (d)-(g) для щонайменше в стовбур свердловини і в перфорації, створені за одного додаткового послідовно більш дрібного допомогою пристрою для перфорування, без визаданого інтервалу однієї або декількох підземних далення пристрою для перфорування з стовбура формацій, причому перфорації, утворені в щонайсвердловини; менше одному додатковому послідовно більш дрі(e) звільнення механізму ущільнення; бному заданому інтервалі гідравлічно ізолюють від (f) повторення операцій (b)-(е) для щонайменше перфорованих нижче інтервалів. одного додаткового інтервалу однієї або декількох 63. Пристрій для використання при перфоруванні і підземних формацій. обробці множини інтервалів однієї або декількох 60. Спосіб за п. 59, в якому пристрій для перфорупідземних формацій, що перетинаються стовбування не має каналу для промивального текучого ром свердловини, утримуючий вибійне обладнансередовища. ня, пристосоване для розгортання в стовбурі све61. Спосіб за будь-яким з пп. 59-60, в якому вибійрдловини за допомогою засобу розгортання і не обладнання переустановлюють в інше полоутримуючий щонайменше один пристрій для перження в стовбурі свердловини і механізм ущільфорування, призначений для послідовного перфонення приводять в дію для утворення рування множини інтервалів, щонайменше один гідравлічного ущільнення нижче перфорованого механізм ущільнення і щонайменше один засіб інтервалу. вирівнювання тиску, причому механізм ущільнення 62. Спосіб перфорування і обробки множини інтевиконаний з можливістю утворення гідравлічного рвалів однієї або декількох підземних формацій, ущільнення в стовбурі свердловини, засіб вирівщо перетинаються стовбуром свердловини, принювання тиску виконаний з можливістю вирівнючому множина інтервалів включає самий глибокий вання тиску між дільницями стовбура свердловини заданий інтервал і послідовно більш дрібні задані вище і нижче від механізму ущільнення, і механізм інтервали, що містить наступні операції: ущільнення додатково виконаний з можливістю (a) розгортання всередині стовбура свердловини розгерметизації гідравлічного ущільнення для завибійного обладнання, що містить пристрій для безпечення можливості переміщення вибійного перфорування і механізм ущільнення, причому обладнання в інше положення в стовбурі свердлопристрій для перфорування встановлюють нижче вини, щоб дозволити зробити обробку кожного з за механізм ущільнення; множини інтервалів окремо від інших інтервалів (b) використання пристрою для перфорування для обробки. здійснення перфорування самого глибокого зада64. Пристрій для використання при перфоруванні і ного інтервалу однієї або декількох підземних фообробці множини інтервалів однієї або декількох рмацій; підземних формацій, що перетинаються стовбу(c) накачування текучого середовища для обробки ром свердловини, утримуючий вибійне обладнанв стовбур свердловини і в перфорації, створені в ня, пристосоване для розгортання в стовбурі свесамому глибокому інтервалі за допомогою прирдловини за допомогою засобу розгортання, і строю для перфорування, без видалення приутримуючий щонайменше один пристрій для перстрою для перфорування з стовбура свердловини; форування, призначений для послідовного перфо(d) установка вибійного обладнання в задане порування множини інтервалів, і щонайменше один ложення в стовбурі свердловини і використання механізм ущільнення, причому пристрій для перпристрою для перфорування для здійснення перфорування встановлюють нижче за механізм ущіфорування наступного послідовно більш дрібного льнення; заданого інтервалу однієї або декількох підземних механізм ущільнення виконаний з можливістю формацій; створення гідравлічного ущільнення в стовбурі (e) зміна положення вибійного обладнання в стовсвердловини і з можливістю розгерметизації гідрабурі свердловини і приведення в дію механізму влічного ущільнення для забезпечення переміущільнення для гідравлічної ізоляції перфорацій, щення вибійного обладнання в інше положення в створених в наступному послідовно більш дрібностовбурі свердловини, для можливості обробки му заданому інтервалі від перфорованого самого кожного з множини інтервалів окремо від інших глибокого заданого інтервалу; інтервалів обробки. (f) накачування текучого середовища для обробки 65. Пристрій за п. 64, в якому пристрій для перфов стовбур свердловини і в перфорації, створені в рування не має каналу для промивального текучонаступному послідовно більш дрібному заданому го середовища. інтервалі за допомогою пристрою для перфору Даний винахід відноситься до області перфорування і технологічної обробки (підготовки) підземних геологічних формацій для збільшення здобичі з них нафти і газу. Більш конкретно, даний винахід відноситься до пристрою і способу для перфорування і обробки множини інтервалів без необхідності витягання обладнання з стовбура свердловини між операціями способу. 11 74818 12 У тому випадку, коли утримуючий вуглеводень парафіни, смоли або інші сполуки; або за допомопідземний продуктивний пласт не має достатню гою альтернативних текучих середовищ, таких, як проникність або пропускну спроможність для затекучі середовища з підвищенням в'язкості, текучі безпечення протікання вуглеводнів на поверхню в середовища з утворенням гелю, пінені матеріали економічно вигідних кількостях або при оптимальабо інші текучі середовища, що хімічно утворюних швидкостях, для збільшення пропускної спроються; або за рахунок використання способів обможності часто використовують гідравлічний розмеження впускання. Вказані і всі інші аналогічні рив пласта або хімічну (звичайно кислотну) способи і пристрої, які тимчасово блокують протіінтенсифікацію (збудження). Стовбур свердловикання текучих середовищ в заданий набір перфони, що проходить в підземну формацію, звичайно рацій або з нього, далі будуть іменуватися як "агемістить металеву трубу (обсадну колону), зацементи відхилення". нтовану в початкову бурову свердловину. Отвори При відхиленні, наприклад, за допомогою ме(перфорації) проходять через обсадну колону і ханічної пакер-пробки, передусім перфорують сацементне покриття, що оточує обсадну колону, мий глибокий інтервал і збуджують тріщину (роздля пропущення потоку вуглеводню в стовбур лом), а потім цей інтервал звичайно ізолюють за свердловини і, при необхідності, для пропущення рахунок пакер-пробки, що встановлюється за допотоку текучих середовищ для обробки пласта з помогою талевого каната, і процес повторюють стовбура свердловини в формацію. для наступного інтервалу зверху. Якщо прийняти Гідравлічний розрив пласта полягає в нагні10 заданих інтервалів перфорації, то для обробки танні (закачуванні) текучих середовищ (звичайно 300 метрів (1,000 футів) формації вказаним чином в'язкого засобу розрідження зрізу, не н'ютоновсьзвичайно буде потрібні десять технологічних опеких гелів або емульсій) в формацію, при такому рацій, що проводяться протягом часу від 10 днів високому тиску і швидкостях, що порода пласта до двох тижнів, причому необхідно провести не розтріскується і утворює плоску, звичайно вертитільки множину обробок для створення тріщин, кальну тріщину (або сітку тріщин), багато в чому але і проводити множинне перфорування і операсхожу на тріщину, яка розвивається в колоді при ції переміщення пакер-пробки. У кінці процесу обвведенні в неї клина. Зернистий розклинюючий робки потрібне проведення операції очищення матеріал, такий, як пісок, керамічні кульки або інші стовбура свердловини для витягання пакерматеріали, звичайно закачують разом з останньою пробок і початку здобичі з свердловини. Основна порцією рідини для гідророзриву для утримання перевага використання пакер-пробок і інших мехатріщини (тріщин) відкритою після зниження тиску. нічних агентів відхилення пов'язана з високою Збільшена пропускна спроможність з пласта є реупевненістю в тому, що вся задана зона оброблезультатом полегшення шляху рушення текучих на. Основними недоліками є висока вартість обросередовищ між зернами розклинюючого матеріалу бки, пов'язана з множиною операцій введення в в тріщині (тріщинах). При хімічних обробках для стовбур свердловини і виведення з нього, і ризик інтенсифікації пропускна спроможність поліпшуускладнень, пов'язаний з наявністю множини опеється за рахунок розчинення матеріалів в формарацій, що проводяться в свердловині. Наприклад, ції або за рахунок іншої зміни властивостей форпакер-пробка може застряти в обсадній колоні і мації. тоді необхідна її висвердлювати, що приводить до Застосування гідравлічного розриву пласта вівеликих витрат. Інший недолік полягає в тому, що дповідно до описаного вище є звичайною частинеобхідна операція очищення стовбура свердлоною операцій видобутку нафти, які використовувини може приводити до пошкодження деяких інють для індивідуальних заданих зон розмірами тервалів з успішно утвореними тріщинами. орієнтовно до 60 метрів (200 футів) підземної фоОднієї з альтернатив використанню пакеррмації великої вертикальної товщини. У тому випробок є заповнення дільниці стовбура свердлопадку, коли проводять гідравлічний розрив множивини, об'єднаної з інтервалом з щойно утвореними ни колекторів, шаруватого колектора або дуже тріщинами, за допомогою піску для розриву пластовстої несучої вуглеводень формації (з товщиною та, що широко відомо як технологія Pine Island. більш орієнтовно 60 метрів), тоді потрібні альтерСтовп піску в стовбурі свердловини по суті закупонативні технології обробки для забезпечення обрює інтервал з вже утвореними тріщинами і доробки всієї заданої зони. Способи, що застосовузволяє незалежно перфорувати і проводити утвоються для поліпшення обробки, широко відомі в рення тріщин в наступному інтервалі. Першою нафтовій промисловості як способи з відхиленням перевагою цього є виключення проблем і ризиків, (з обходом, відведенням). пов'язаних з пакер-пробками. Недоліки пов'язані з У тому випадку, коли множину несучих вуглетим, що пробка (стовп) піску не забезпечує бездоводень зон збуджують за допомогою гідравлічного ганне гідравлічне ущільнення і її важко видаляти з розриву пласта або за допомогою хімічних обростовбура свердловини в кінці всіх операцій збубок інтенсифікації, економічні і технічні виграші дження тріщин. Якщо тільки дебіт текучого серереалізовують за рахунок використання множини довища з свердловини не є настільки могутнім, що рівнів обробки, які можуть бути відхилені (або роздозволяє відносити пісок з стовбура свердловини, ділені) за допомогою різних засобів, що містять свердловина може все ще потребувати проведенмеханічні пристрої, такі, як пакер-пробки, пакери, ня очищення за допомогою установки для ремонту свердловинні клапани, муфти, що ковзають, а тасвердловин або за допомогою блоку намотаних кож комбінації дефлекторів і пробок; ущільнюючі труб. Як і раніше, додаткові операції в стовбурі кульки, порошкові матеріали, такі, як пісок, керамісвердловини збільшують витрати, механічні ризичний матеріал, розклинюючий наповнювач, сіль, ки і ризики пошкодження інтервалів з утвореними 13 74818 14 тріщинами. нюючий агент не може бути повністю відкачаний Інший спосіб відхилення передбачає викорисчерез вузьку тріщину і залишається в стовбурі тання порошкових матеріалів (зернистих твердих свердловини), і початковий високий тиск в стовбурі речовин), які вводять в обробляюче текуче сересвердловини може пропасти. При закачуванні пісдовище для сприяння відхиленню. При закачуванку діаметр перфорацій часто швидко зазнає ерозії ні текучого середовища частки входять в перфоі збільшується, причому збільшені розміри перфорації, причому в зоні прийому текучого рацій знижують внутрішній тиск в стовбурі свердсередовища утворюється тимчасовий блок, якщо в ловини. Кінцевим результатом цього може бути потоку міститься досить велика концентрація часвідсутність збудження всіх заданих зон. Додаткову ток. Отримане обмеження течії приводить до відзаклопотаність викликає потенційне обмеження хилення текучого середовища в інші зони. Після пропускної спроможності в стовбур свердловини проведення обробки порошковий матеріал видаза рахунок малого числа перфорацій. ляють за допомогою текучого середовища формаДеякі з проблем, пов'язаних з неможливістю ції, що добувається або за допомогою закачаного збудження всієї заданої зони або з використанням промивального текучого середовища за рахунок механічних способів, які вимагають проведення віднесення текучим середовищем або за рахунок множини операцій в стовбурі свердловини і вверозчинення. Серед звичайних порошкових відхидень в стовбур свердловини, які створюють велиляючих матеріалів, що є можна указати бензойну кий ризик і приводять до великих витрат, що опикислоту, нафталін, кам'яну сіль (хлорид натрію), сано тут вище, можуть бути вирішені за рахунок смоли, парафіни і полімери. Альтернативно як використання обмежених концентрованих перфопорошкові засоби відхилення можуть бути викорированих інтервалів, що відхиляються за допомостані пісок, розклинювальний агент і керамічні магою ущільнюючих кульок. Підлягаюча обробці зона теріали. Можуть бути використані і інші спеціальні може бути розбита на підзони з перфораціями порошкові матеріали, які осаджуються і утворюорієнтовно по центру кожної такої підзони, або ж ються в ході обробки. підзони можуть бути вибрані на основі аналізу фоЩе один спосіб відхилення передбачає викормації, при якій знаходять задані бажані місцепористання як агентів відхилення текучого середоложення тріщини. Після цього може бути проведевища з підвищеною в'язкістю, в'язких гелів або не закачування (нагнітання) в рівні (дільниці) пінених матеріалів. Цей спосіб передбачає закачутріщини, з відхиленням за допомогою ущільнюювання відхиляючого текучого середовища через чих кульок у кінця кожного рівня. Зокрема, 300 перфорований інтервал і/або в нього. Ці текучі метрів (1,000 футів) великої формації можуть бути середовища призначені для тимчасового перекрозділені на 10 підзон орієнтовно по 30 метрів (біриття течії до перфорацій за рахунок підвищення ля 100 футів) кожна. По центру кожної 30-метрової в'язкості або зниження відносної проникності фор(100-футової) підзони можуть бути пробиті 10 мації; причому ці текучі середовища розроблені перфорацій при щільності 3 шпури на метр (один таким чином, що в бажаний момент часу це серешпур на фут) обсадної колони. Після цього в рідовище руйнується, деградує або розчиняється вень тріщини закачують текуче середовище з роз(при доданні чи ні хімікатів або інших добавок для клинюючим агентом, а потім вводять 10 або більзапуску такого руйнування або розчинення), таким ше ущільнюючих кульок, щонайменше, по одній в чином, що може бути відновлена течія в перфоракожну відкриту перфорацію в одному наборі перціях або з них. Вказані текучі середовища можуть форацій або в одному інтервалі. Процес повторюбути використані для відхилення матричних хімічють доти, поки всі набори перфорацій не будуть них обробок інтенсифікації і обробок для утворенмати тріщини. Така система описана більш детаня тріщин. Іноді в ці текучі середовища для посильно в патенті [США №5890536 від 6 квітня лення відхилення вводять порошкові засоби 1999p.]. відхилення і/або ущільнюючі кульки. Історично склалося так, що всі зони, що підляЩе один можливий спосіб являє собою спосіб гають обробці в конкретній технологічній операції, обмеженого вхідного відхилення, який передбачає в якій використовують ущільнюючі кульки як агент перфорування всієї заданої зони формації, що відхилення, перфорують раніше за закачування підлягає обробці, за допомогою вельми малого текучих середовищ для обробки пласта, причому числа перфорацій, звичайно малого діаметра, ущільнюючі кульки використовують для відхилентаким чином, що втрата тиску через ці перфорації ня текучих середовищ для обробки пласта від зон в ході закачування сприяє отриманню високого з вже утвореними тріщинами або від зон, здатних внутрішнього тиску в стовбурі свердловини. Внутіншим чином сприймати велику частину потоку рішній тиск в стовбурі свердловини вибирають текучого середовища, в той час як інші зони прийдосить високим для того, щоб спричинити одночамають меншу частину текучого середовища або сне утворення тріщин у всіх перфорованих інтерзовсім не приймають її до звільнення ущільнюювалах. Якщо тиск дуже малий, то тріщини утвочих кульок. Обробку і ущільнення теоретично проряться тільки в самих слабих дільницях формації. водять зона за зоною в залежності від відносного Перша перевага обмеженого вхідного відхилення тиску руйнування (розриву) або від проникності, полягає в тому, що всередині обсадної колони однак часто виникають проблеми, пов'язані з пенемає перешкод, подібних пакер-пробкам або пісредчасним входом кульок в одну або декілька відку, які пізніше створюють проблеми. Недолік полякритих перфорацій поза заданим інтервалом, і з гає в тому, що обмежений вхідний розрив часто не двома або більше зонами, які проходять обробку працює добре при великих інтервалах, оскільки одночасно. Більш того ця технологія передбачає, отримана тріщина часто є дуже вузькою (розклищо кожний інтервал перфорації або підзона будуть 15 74818 16 руйнуватися і утворювати тріщину при досить різпричому процес продовжують доти, поки не буде ному тиску, так що кожний рівень обробки буде проведене збудження всіх заданих інтервалів, або використаний тільки для одного набору перфораж процес припиняють внаслідок оперативної відцій. мови. Першорядними перевагами відхилення за доЦей тип пристрою інтенсифікації з намотаними помогою ущільнюючих кульок є низькі витрати і трубами і відповідний спосіб використовують для низький ризик механічних проблем. Витрати є нигідравлічного розриву множини зон в свердловизькими тому, що процес звичайно може бути завенах при глибинах орієнтовно до 8,000 футів. Однак ршений при виконанні однієї безперервної операв цей час різні технічні перешкоди, в тому числі ції, звичайно протягом декількох годин одного дня. фрикційні втрати тиску, пошкодження елементів У стовбурі свердловини залишаються тільки ущіущільнення, контроль глибини, швидкість проходу льнюючі кульки, які або вийдуть назовні разом із і потенційна ерозія намотаних труб, обмежують здобутими вуглеводнями, або падають на дно використання цього пристрою в більш глибоких свердловини, в області, яку називають шурфом свердловинах. під квадрат. Першим недоліком є відсутність упевНадмірний фрикційний тиск створюється при неності в одночасному утворенні тріщин тільки в накачуванні текучих засобів для інтенсифікації, одному наборі перфорацій, коли точне число ущіособливо з розклинюючими наповнювачами, і/або льнюючих кульок падає в кінці кожного рівня обротекучих середовищ, що мають високу в'язкість при бки. Насправді переваги процесу залежать від високих швидкостях через довгі відрізки намотаодного рівня тріщини, що входить в формацію них труб. У залежності від довжини і діаметра натільки через один набір перфорацій, причому всі мотаних труб, в'язкість текучого середовища, макінші відкриті перфорації залишаються головним симальний допустимий робочий тиск обладнання чином не задіяними в ході цієї стадії обробки. Інна поверхні і швидкості нагнітання може бути обшими недоліками є відсутність упевненості в тому, межений до усього декількох барелів на хвилину; що всі перфоровані інтервали будуть оброблені, і однак це, в залежності від характеристик конкретщо буде збережена послідовність обробки вказаної підземної формації, може не дозволити провоних інтервалів в ході операцій обробки. У тому дити ефективне введення розклинюючого агента в випадку, коли порядок обробки зони невідомий ході гідравлічного розриву пласта або ефективне або є таким, що не контролюється, неможливо розчинення матеріалів формації в ході кислотної забезпечити обробку кожної індивідуальної зони інтенсифікації. або оптимальне проектування індивідуального Ерозійне зношення намотаних труб також морівня обробки інтенсифікації для заданої зони. У же створювати проблему при нагнітанні текучого деяких випадках неможливо здійснювати такий середовища з розклинюючим наповнювачем вниз контроль обробки, при якому індивідуальні зони у всередину намотаних труб при високій швидкоспроходять обробку при єдиному рівні обробки. ті, в тому числі в дільницю цих труб, яка залишаДля подолання деяких з вказаних недоліків, які ється намотаною на барабан на поверхні. Небезможуть зустрічатися при обробках інтенсифікації, пека ерозії зростає, коли текуче середовище з коли множина зон перфорована раніше закачурозклинюючим наповнювачем стикається з "безвання текучих середовищ для обробки пласта, вже перервним вигином" дільниці намотаних труб, нарозроблений альтернативний спосіб механічного мотаної на барабан на поверхні. відхилення, який передбачає використання систеБільшість елементів ущільнення (наприклад, ми інтенсифікації з намотаними трубами, що доелементів ущільнення манжетного типу), які викозволяє послідовно провести збудження множини ристовують в цей час при описаних вище операціінтервалів при їх роздільній обробці. Як і при звиях інтенсифікації з намотаними трубами, можуть чайному відхиленні за допомогою ущільнюючої мати проблеми ущільнення або порушення ущількульки, всі підлягаючі обробці інтервали перфоронення в більш глибоких свердловинах, оскільки вані раніше закачування текучих середовищ для елементи ущільнення проходять через велике обробки пласта. Потім проводять прогін намотаних число перфорацій при високих свердловинних труб через стовбур свердловини за допомогою температурах, властивих більш глибоким свердмеханічного засобу відхилення, аналогічного пакеловинам. Оскільки елемент ущільнення рухається ру, що охоплює з двох сторін, закріпленому на в контакті зі стінкою труби або при мінімальному кінці труби. Цей засіб відхилення, коли він встанозазорі від неї, шорсткі внутрішні поверхні труби влений належно і приводиться в дію через перфоі/або задирки перфорацій можуть ушкоджувати рації, дозволяє забезпечувати гідравлічну ізоляцію елемент ущільнення. Елементи ущільнення, які в вище і нижче вказаного засобу відхилення. Після цей час є в засобах відхилення типу пакера, що установки і приведення в дію засобу відхилення охоплює з двох сторін, виготовлені з еластомерів, для ізоляції самого глибокого набору перфорацій, які можуть не витримувати високі температури, що текуче середовище для інтенсифікації закачуюють часто є в більш глибоких свердловинах. вниз у всередину намотаних труб, яке виходить Ходова швидкість існуючих систем з ущільчерез канали, передбачені в засобі відхилення між ненням монтажного типу, як правило, складає оріверхнім і нижнім ущільнюючими елементами. Пісєнтовно від 15 до 30 футів на хвилину при рушенні ля завершення першої стадії обробки ущільнюючі вниз по стовбуру свердловини і від 30 до 60 футів елементи, передбачені на засобі відхилення, відкна хвилину при рушенні вгору по стовбуру свердлючають або від'єднують і намотані труби витягуловини. Наприклад, при рушенні на самій малій ють в напрямі вгору для установки засобу відхишвидкості необхідно буде орієнтовно 13 годин для лення упоперек другого знизу набору перфорацій, досягнення глибини 12,000 футів, до початку 17 74818 18 впливу на пласт. З урахуванням інструкцій по безпідйомів обладнання в стовбур свердловини і з пеці роботи в нічний час, при рушенні на малій нього, для перфорування і збудження підземних швидкості буде потрібно багато днів для заверформацій, запропоновані способи з "єдиним спусшення операції інтенсифікації. При виникненні ком і підйомом" колони свердловинного інструменпроблем в ході технологічної операції підйом обта, що дозволяє провести збудження тріщини в ладнання з свердловини і опускання в неї можуть зонах в поєднанні з перфоруванням. Зокрема, в бути вельми дорогими, оскільки займають багато цих способах використовують операції, які зводять часу в зв'язку з низькими ходовими швидкостями. до мінімуму число необхідних операцій в стовбурі Контроль глибини системи намотаних труб і свердловини і час, який потрібний для завершення засоби відхилення типу пакеру, що охоплює з двох таких операцій, внаслідок чого знижується вартість сторін також стає більш важким при зростанні глиобробки інтенсифікації. Ці пропозиції передбачабини, при цьому правильна установка засобу відють наступне: 1) наявність суспензії піску в стовхилення на потрібній глибині для успішного здійсбурі свердловини при проведенні перфорування з нення операції інтенсифікації може бути нерівноваговим тиском, 2) скидання піску з черпаускладнена. Ця проблема вирішується за рахунок ка одночасно із запалюванням зарядів для перфовиконання перфорацій до введення намотаних рування, і 3) заключення піску в окремому контейтруб в свердловину. При проведенні операції пернері з вибуховим звільненням. Всі ці пропозиції форування використовують інший пристрій вимізабезпечують тільки мінімальне проникнення трірювання глибини (звичайно систему локації муфщини в оточення стовбура свердловини і не пристових з'єднань обсадної колони), який тосовані до потреб багатоступінчастого гідравлічвідрізняється від того, що використовується в сисного розриву пласта, описаного тут. темі намотаних труб. Відповідно до викладеного, існує необхідність Крім того, описаний вище спосіб з намотаними в розробці вдосконаленого способу і пристрою для трубами вимагає, щоб всі перфорації були викоіндивідуальної обробки кожного з множини інтернані в стовбурі свердловини за рахунок проведенвалів підземної формації, в яку проходить стовбур ня окремої операції перфорування раніше операції свердловини, при збереженні економічних вигод накачування для інтенсифікації. Наявність множибагатоступінчастої обробки. Існує також необхідни наборів перфорацій, відкритих над засобом ність в створенні способу і пристрою, які економічвідхилення, може створювати операційні труднощі. но знижують ризики, властиві варіантам обробки Наприклад, якщо розклинююча тріщина від поточінтенсифікації, що є в цей час для несучих вугленої зони росте вертикально і/або якщо за трубою є водень формацій з множиною колекторів або з цемент поганої якості, то тріщина може перетинашаруватими колекторами, або при товщині орієнти набір перфорацій над засобом відхилення, так товно більше за 60 метрів (200 футів), при здійсщо розклинюючий агент може поступати назад в ненні оптимальної обробки з використанням мехастовбур свердловини зверху від засобу відхиленнічного агента відхилення, який направляє рівні ня, що перешкоджає подальшому рушенню вказаобробки в бажане місцеположення. ного засобу. Крім того, здійснення операцій циркуВідповідно до даного винаходу пропонується ляції може бути утруднене, якщо множина наборів пристрій і спосіб для перфорування і обробки перфорацій відкрита над засобом відхилення. Намножини інтервалів однієї або декількох підземних приклад, якщо тиск циркуляції перевищує тиск формацій, що перетинаються стовбуром свердлорозриву пласта, пов'язаний з перфораціями, відквини. ритими над засобом відхилення, то циркуляція Пристрій містить засіб розгортання (наприможе не підтримуватися і текуче середовище для клад, намотані труби, складові труби, електропроциркуляції може ненавмисно втрачатися в формавід, провідну лінію, свердловинний трактор (тягач), ції. і т.п.) із забойним обладнанням, яке містить, щоАналогічний тип операції інтенсифікації може найменше, пристрій для перфорування і механічбути також здійснений з використанням складових ний механізм ущільнення, що багато разів встанотруб і установки для ремонту свердловин замість влюється, який може бути приведений в дію системи намотаних труб. Використання засобу незалежно за допомогою одного або декількох відхилення, розгорненого на складових трубах, засобів передачі сигналів (наприклад, за допомоможе дозволити використати труби більшого діагою електронних сигналів, що передаються по метра для зниження фрикційних втрат тиску і збіпровідній лінії зв'язку; гідравлічних сигналів, що льшення швидкостей нагнітання. У цьому випадку передаються по трубах через кільцевий простір і знижується небезпека ерозії і порушення цілісності складові шланги, за допомогою навантажень розтруб в порівнянні з намотаними трубами, оскільки тягнення або стиснення, за допомогою радіозв'язможуть бути використані складові труби з більшою ку; за допомогою волоконно-оптичної лінії зв'язку; товщиною стінки, при цьому складові труби не за допомогою комп'ютерних систем, розташованих будуть піддаватися пластичній деформації при на забойному обладнанні і т.д.). рушенні в стовбурі свердловини. Однак викорисЗапропонований спосіб містить операції розтання такого підходу може приводити до збільгортання забойного обладнання в стовбурі свердшення часу проведення операції і її вартості за ловини з використанням засобів розгортання, якирахунок більш низьких швидкостей рушення труби ми можуть бути колона насосно-компресорних в порівнянні з намотаними трубами. труб, кабель або свердловинний трактор. Пристрій Для подолання деяких з обмежень, пов'язаних для перфорування встановлюють поруч з підляз операціями завершення (закінчення свердловигаючим перфоруванню інтервалом і використовуни), які вимагають проведення множини спусків і ють для перфорування вказаного інтервалу. За 19 74818 20 бойне обладнання встановлюють в стовбурі сверперфорованого інтервалу з двох сторін). У тредловини з використанням засобів розгортання, і тьому варіанті текуче середовище для обробки приводять в дію механізм ущільнення для ствоможе бути закачане вниз через саму колону насорення гідравлічного ущільнення, яке направляє сно-компресорних труб, через канал гідросистеми, текуче середовище, що нагнітається вниз в стоврозташований між двома елементами ущільнення бур свердловини для входу в перфорований інтемеханізму ущільнення, і в перфорований інтервал. рвал, після чого механізм ущільнення звільняють У четвертому варіанті, коли забойне облад(відключають). Потім процес може бути повторюнання розгортають в стовбурі свердловини з викований без витягання забойного обладнання з стористанням провідної лінії, дротового канату або вбура свердловини для, щонайменше, одного докабелю, забойне обладнання може бути перемідаткового інтервалу однієї або декількох щене і механізм ущільнення приведений в дію для підземних формацій. створення гідравлічного ущільнення нижче за підЗасобом розгортання може бути колона насолягаючий обробці перфорований інтервал, і текуче сно-компресорних труб, яка включає намотані трусередовище для обробки може бути закачане вниз би або стандартні складові труби, провідна лінія в кільцевий простір між провідною лінією, дротозв'язку, дротовий канат або кабель. Замість труб вим канатом або кабелем і стовбуром свердловиабо кабелю засобом розгортання може бути тракни. торна система, пов'язана із забойним обладнанУ п'ятому варіанті здійснення винаходу скланям. Тракторна система може бути саморушною довий шланг розгортають як додатковий засіб системою з комп'ютерним управлінням, на борту приведення в дію компонента забойного обладякої є блок управління, так що немає необхідності нання. У самому загальному випадку складовий підключати до неї кабель або труби для управліншланг має вигляд труби малого діаметра або ня і приведення в дію забойного обладнання і/або множини труб для забезпечення гідравлічного тракторної системи. Альтернативно, тракторна зв'язку з компонентами забойного обладнання, система може отримувати управління і живлення і/або складовий шланг може мати вигляд кабелю по проводах або трубах складового шланга (шланабо множини кабелів для забезпечення електричгокабелю), при цьому тракторна система і забойне ного або електрооптичного зв'язку з компонентами обладнання керуються і приводяться в дію за дозабойного обладнання. помогою сигналів, що передаються в свердловину У шостому варіанті здійснення винаходу, коли з використанням складового шланга. Існує багато засобом розгортання є тракторна система, пов'ярізних варіантів здійснення винаходу в залежності зана із забойним обладнанням, забойне обладвід засобів підвіски і специфічних компонентів занання може бути переміщене і механізм ущільненбойного обладнання. ня приведений в дію для створення гідравлічного У першому варіанті здійснення винаходу, коли ущільнення нижче перфорованого інтервалу. Позасобом розгортання є колона насоснотім текуче середовище для обробки може бути компресорних труб, відразу після перфорування закачане вниз в стовбур свердловини і в перфоінтервалу забойне обладнання може бути перемірований інтервал. щене, і механізм ущільнення приведений в дію для У сьомому варіанті здійснення винаходу для створення гідравлічного ущільнення нижче перперфорування використовують абразивну технофорованого інтервалу. Потім текуче середовище логію різання струменем текучого середовища, а для обробки може бути накачане вниз в кільцевий забойне обладнання підвішують за допомогою простір між колоною насосно-компресорних труб і труб, таким чином, що забойне обладнання може стовбуром свердловини і в перфорований інтербути переміщене і механізм ущільнення приведевал. Друге текуче середовище для обробки, таке, ний в дію для створення гідравлічного ущільнення як азот, також може бути накачане через колону нижче перфорованого інтервалу. Потім текуче насосно-компресорних труб одночасно з першим середовище для обробки може бути закачане вниз текучим середовищем для обробки вниз в кільцев кільцевий простір між трубами і стовбуром свервий простір між колоною насосно-компресорних дловини. труб і стовбуром свердловини. Однією з першорядних переваг запропоноваУ другому варіанті, коли засобом підвіски є коних пристрою і способу є те, що забойне обладлона насосно-компресорних труб, відразу після нання, в тому числі механізм ущільнення і пристрій перфорування інтервалу забойне обладнання модля перфорування, не потрібно витягувати з сверже бути переміщене, і механізм ущільнення придловини раніше проведення обробки за допомоведений в дію для створення гідравлічного ущільгою текучого середовища для обробки і між обробнення вище перфорованого інтервалу. Потім кою множини зон або інтервалів формації. Іншою з текуче середовище для обробки може бути закапершорядних переваг запропонованих пристрою і чане вниз через колону насосно-компресорних способу є те, що кожний рівень (стадію) обробки труб і в перфорований інтервал. відхиляють з використанням механічного агента У третьому варіанті, коли засобом розгортання відхилення, так що досягається точний контроль є колона насосно-компресорних труб, забойне процесу відхилення обробки і кожна зона може обладнання може бути переміщене і механізм бути оптимально збуджена. У результаті отримуущільнення приведений в дію для створення гідють значне зниження собівартості за рахунок змеравлічного ущільнення вище і нижче перфорованшення часу, який потрібний для перфорування і ного інтервалу (в цьому випадку механізм ущільобробки множини інтервалів в стовбурі свердлонення містить два елементи ущільнення, зміщені вини. Крім того, в цьому випадку досягається підна достатню відстань один від одного для обхвату вищення дебіту за рахунок використання механіч 21 74818 22 ного агента відхилення, що забезпечує відхилення новки забойного обладнання і запалювання другообробки з точним контролем при збудженні много набору зарядів, що виборче підпалюються для жини інтервалів формації в стовбурі свердловини. перфорування, що приводить до появи перфораЗапропоновані пристрій і спосіб володіють істотцій в експлуатаційній обсадній колоні і в цементній ними економічними перевагами в порівнянні з ісоболонці, що проходять у другу зону формації, нуючими способами і обладнанням, оскільки притаким чином, що встановлюється гідравлічний стрій і спосіб відповідно до даного винаходу зв'язок між стовбуром свердловини і другою зоною дозволяють проводити перфорування і збудження формації. множини зон при єдиному вході в стовбур свердФіг.6 показує забойне обладнання, намотані ловини, з подальшим виведенням забойного обтруби і стовбур свердловини Фіг.5 після пересталаднання, яке грає подвійну роль агента механічновки забойного обладнання на істотну відстань ного відхилення і пристрою для перфорування. нижче самої глибокої перфорації другого набору Вказані раніше і інші характеристики і переваперфорацій, з можливістю невеликого переміщенги винаходу будуть більш ясні з подальшого детаня забойного обладнання вгору для установки льного опису, приведеного з посиланням на суосьового клинового захвату, що встановлюється проводжуючі креслення, на яких показане багато разів при збереженні місцеположення канаступне. налу циркуляції нижче найнижчої перфорації друФіг.1 зображає можливий типовий приклад гого набору перфорацій. конфігурації стовбура свердловини з периферійФіг.7 зображає забойне обладнання, намотані ним обладнанням, яке може бути використане для труби і стовбур свердловини Фіг.6 після приведенпідтримки забойного обладнання, що використоня в дію механічного клинового захвату, що вставується відповідно до даного винаходу. Фіг.1 також новлюється багато разів для створення опору напоказує типовий приклад зберігання забойного правленому вниз осьовому переміщенню при обладнання в стовбурах свердловини з поверхнезабезпеченні розташування надувного пакеру, що вими клинами (клиновими захватами), причому встановлюється багато разів і механічного клиновказані стовбури свердловини можуть бути викового захвату, що встановлюється багато разів між ристані для зберігання запасних частин або авапершою зоною і другою зоною перфорацій. рійного забойного обладнання. Фіг.8 показує забойне обладнання, намотані Фіг.2 зображає перший варіант забойного обтруби і стовбур свердловини Фіг.7 після приведенладнання, що розгортається з використанням наня в дію надувного пакеру, що встановлюється мотаних труб в не перфорованому стовбурі свербагато разів для створення перешкоди потоку між дловини і встановленого на глибині дільницею стовбура свердловини безпосередньо місцеположення перфорування за допомогою вище надувного пакеру, що встановлюється багапершого набору зарядів, що виборче підпалюютьто разів і дільницею стовбура свердловини безпося для перфорування. Фіг.2 додатково зображає, середньо нижче надувного пакеру, що багато разів що забойне обладнання включає пристрій для встановлюється. перфорування, надувний пакер, що багато разів Фіг.9 показує забойне обладнання, намотані встановлюється, осьовий клиновий захват, що труби і стовбур свердловини Фіг.8 після збудження встановлюється багато разів і допоміжні компонедругої зони формації за допомогою другого рівня нти. багатоступінчастого гідравлічного розклинюючого Фіг.3 показує забойне обладнання, намотані розриву пласта, причому другий рівень гідравлічтруби і стовбур свердловини Фіг.2 після запалюного розриву пласта нагнітають в кільцевому просвання першого набору зарядів, що вибірково підторі стовбура свердловини, існуючому між намопалюються для перфорування, що приводить до таними трубами і експлуатаційною обсадною появи перфорацій (отворів) в експлуатаційній обколоною. садній колоні і в цементній оболонці, що прохоФіг.10 показує забойне обладнання, намотані дять в першу зону формації, таким чином, що труби і стовбур свердловини Фіг.9 після дезактивстановлюється гідравлічний зв'язок між стовбувації надувного пакеру, що багато разів встановром свердловини і першою зоною формації. люється, за рахунок чого знову встановлюється Фіг.4 показує забойне обладнання, намотані передача тиску між дільницею стовбура свердлотруби і стовбур свердловини Фіг.3 після переставини безпосередньо вище надувного пакеру, що новки забойного обладнання і збудження першої встановлюється багато разів і дільницею стовбура зони формації за допомогою першого рівня багасвердловини безпосередньо нижче надувного патоступінчастої гідравлічної розклинюючої операції керу, що багато разів встановлюється, при цьому по розриву пласта, коли проведення першого рівмеханічний клиновий захват, що встановлюється ня операції по розриву пласта проводять через багато разів все ще збуджений і продовжує запобікільцевий простір стовбура свердловини, існуючий гати переміщенню намотаних труб і забойного між намотаними трубами і експлуатаційною обсаобладнання вниз по стовбуру свердловини. дною колоною. На Фіг.4 механізм ущільнення поФіг.11 показує модифіковане забойне обладказаний в не робочому стані, оскільки тільки для нання, аналогічне забойному обладнанню, показапояснення винаходи приймають, що немає інших ному на Фіг.2-4 і Фіг.5-10, однак з доданням мехаперфорацій, крім тих, які пов'язані з першою зонічної пробки, що встановлюється за допомогою ною, і тому для обробки першої зони ізоляція не системи установки зарядів, що виборче підпалюпотрібна. ються, розташованої нижче колони стріляючих Фіг.5 показує забойне обладнання, намотані перфораторів. Фіг.11 також показує намотані труби труби і стовбур свердловини Фіг.4 після перестаі стовбур свердловини Фіг.10 після додаткового 23 74818 24 третього перфорування і проведення операції гою якої переміщують забойне обладнання і мехазбудження тріщини. Фіг.11 показує тільки другу і нізм ущільнення приводять в дію для створення третю тріщини і відповідні набори перфорацій. гідравлічного ущільнення нижче перфорованого Фіг.11 показує модифіковане забойне обладнання, інтервалу, після чого текуче середовище для обпідвішене за допомогою намотаних труб таким робки накачують вниз в стовбур свердловини і в чином, що місцеположення пакер-пробки знахоперфорований інтервал. диться вище останнього перфорованого інтервалу Фіг.19 показує сьомий варіант здійснення виі нижче наступного підлягаючого перфоруванню находу, в якому в пристрої для перфорування виінтервалу. користана абразивна або ерозійна технологія ріФіг.12 показує забойне обладнання, намотані зання струменем текучого середовища, забойне труби і стовбур свердловини Фіг.11 після установобладнання підвішене в стовбурі свердловини з ки механічної пробки в свердловині за допомогою використанням складових труб і включає механічвиборчого запалювання заряду, після переміщенний набір для стиснення, пакер, що багато разів ня забойного обладнання і проведення запалювстановлюється, пристрій для перфорування з вання першого набору зарядів, що виборче підпаабразивним або ерозійним різким струменем текулюються для перфорування, внаслідок чого чого середовища, локатор муфтових з'єднань оботримують перфорації в експлуатаційній обсадній садної колони і допоміжні компоненти. У цьому колоні і в цементній оболонці, що проходять в четваріанті перфорації створюють за рахунок накачуверту зону формації, таким чином, що встановлювання абразивного текучого середовища вниз в ється гідравлічний зв'язок між стовбуром свердлоскладові труби, яка виходить через струминний вини і четвертою зоною формації. перфоратор, розташований в забойному обладФіг.13 показує другий варіант здійснення винананні, таким чином, що створюється струмінь виходу, в якому засобом підвіски є колона насосносокого тиску і високої швидкості абразивного або компресорних труб, причому відразу після перфоерозійного текучого середовища, яке використорування інтервалу забойне обладнання може бути вують для створення перфорацій в експлуатаційпереміщене і приведений в дію механізм ущільній обсадній колоні і в цементній оболонці, за ранення для створення гідравлічного ущільнення хунок яких встановлюється гідравлічний зв'язок вище перфорованого інтервалу. Потім текуче семіж стовбуром свердловини і бажаним інтервалом редовище для обробки може бути закачане вниз в формації. Після установки пакеру, що встановлюколону насосно-компресорних труб і в перфоровається багато разів нижче за підлягаючу збудженню ний інтервал. зону текуче середовище для обробки може бути Фіг.14 показує третій варіант здійснення виназакачане вниз в кільцевий простір, розташований ходу, в якому засобом підвіски є колона насосноміж колоною насосно-компресорних труб і експлукомпресорних труб, причому забойне обладнання атаційною обсадною колоною. може бути переміщене і механізм ущільнення приДалі даний винахід буде описаний з посиланведений в дію для створення гідравлічного ущільням на його переважні варіанти, однак потрібно нення вище і нижче перфорованого інтервалу (в мати на увазі, що конкретні варіанти і конкретні цьому випадку механізм ущільнення містить два види використання винаходу приведені тільки для елементи ущільнення, зміщені один від одного на його кращого розуміння і не мають обмежувальнодостатню відстань для обхвату з двох сторін перго характеру. Навпаки, опис винаходу призначений форованого інтервалу), в цьому варіанті текуче для покриття всіх альтернатив, модифікацій і еквісередовище для обробки може бути закачане вниз валентів, які входять в об'єм винаходу, визначений через саму колону насосно-компресорних труб, відповідно до прикладеної формули винаходу. через канал гідросистеми, розташований між двоВідповідно до даного винаходу пропонуються ма елементами ущільнення механізму ущільнення, новий спосіб, нова система і новий пристрій для і в перфорований інтервал. перфорування і збудження множини інтервалів Фіг.15 показує четвертий варіант здійснення формації, які дозволяють проводити обробку кожвинаходу, в якому забойне обладнання підвішене ної одиночної зони за допомогою індивідуального в стовбурі свердловини з використанням провідної рівня обробки, що усуває або зводить до мінімуму лінії (або дротового канату або кабелю); забойне проблеми, які пов'язані з існуючими в цей час спообладнання переміщують і механізм ущільнення собами інтенсифікації з використанням намотаних приводять в дію для створення гідравлічного ущітруб або складових труб, і, отже, створює істотні льнення нижче перфорованого інтервалу, що підекономічні і технічні переваги в порівнянні з існуюлягає обробці, після чого текуче середовище для чими способами. обробки накачують вниз в кільцевий простір між Більш точно, у винаході пропонується провопровідною лінією, дротовим канатом або кабелем і дити підвіску забойного обладнання в стовбурі стовбуром свердловини. свердловини для індивідуального і послідовного Фіг.16 і 17 показують п'ятий варіант здійснення перфорування і обробки кожної з множини бажавинаходу, в якому використовують складовий них зон, з проведенням багатоступінчастої інтеншланг, розгорнений всередині труб, використаних сифікації і з розгортанням механічного механізму як засіб розгортання, для приведення в дію мехаущільнення для забезпечення відхилення, що нізму ущільнення, що багато разів встановлюєтьвстановлюється багато разів для кожного індивіся. дуального рівня обробки, що контролюється. Для Фіг.18 показує шостий варіант здійснення вицілей даного винаходу термін "стовбур свердлонаходу, в якому використана тракторна система, вини" потрібно розуміти як систему, яка включає в що з'єднана із забойним обладнанням, за допомосебе розташовані нижче за рівень землі компонен 25 74818 26 ти ущільнення свердловини і все ущільнене облальнення, який створює не ідеальне гідравлічне днання нижче за рівень землі, таке як гирло сверущільнення, при цьому може бути забезпечена дловини, деталі намотувального барабана, протиекономічно вигідна обробка, навіть якщо немає викидний превентор і лубрикатор. ідеального відхилення при обробці інтенсифікації. Новий пристрій включає в себе засіб розгорУ першому переважному варіанті здійснення тання (наприклад, намотані труби, складові труби, винаходу використовують намотані труби як засіб електропровід, провідну лінію, тракторну систему, і розгортання, причому новий спосіб передбачає т.п.), причому забойне обладнання містить, щопослідовне перфорування і потім збудження індинайменше, пристрій для перфорування і механічвідуальних зон знизу вгору інтервалу завершення, ний механізм ущільнення, що багато разів встанопри цьому текуче середовище для інтенсифікації влюється, який може бути незалежно приведений накачується вниз в кільцевий простір між експлуав дію з поверхні за допомогою одного або декільтаційною обсадною колоною і намотаними трубакох засобів створення сигналів (наприклад, за доми. Як це обговорюється далі більш детально, цей помогою електричних сигналів, що передаються варіант нового пристрою і способу забезпечує іспо провідній лінії, гідравлічних сигналів, що перетотні переваги в порівнянні з існуючими технологідаються по трубах через кільцевий простір і склаями інтенсифікації, в яких використовують намотадові шланги, за допомогою навантажень розтягні труби і складові труби, причому цей варіант нення або стиснення; за допомогою радіозв'язку, може бути використаний в широкому діапазоні за допомогою волоконно-оптичної лінії зв'язку, і архітектури стовбурів свердловини і видів обробки т.п.), при цьому забойне обладнання розроблене з для інтенсифікації. урахуванням існуючих умов в стовбурі свердловиБільш точно, в першому переважному варіанті ни і характеру навантаження. нового способу і пристрою використовують систеУ самому загальному значенні, термін "забойму розгортання, засобу отримання сигналів, зане обладнання" використовують тут для позначенбойне обладнання і операції, які описані далі ня сукупності компонентів, в яку, щонайменше, більш детально, причому різні компоненти, їх орієвходять пристрій для перфорування і механізм нтація і етапи операцій вибрані тільки для поясущільнення, що багато разів встановлюється. Сенення таким чином, що вони відповідають компоред додаткових компонентів можна указати (але нентам і операціям, які можуть бути використані без обмеження) ловильні шийки, перевідники зі для здійснення гідравлічного розклинюючого збузрізними штифтами, пристосування для промивки, дження тріщин у множини інтервалів. перехідники каналу циркуляції, перехідники каналу У першому переважному варіанті пристрій для гідросистеми, перехідники каналу вирівнювання здійснення гідравлічного розклинюючого збуджентиску, датчики температури, датчики тиску, переня тріщин включає забойне обладнання, яке розхідники для підключення провідної лінії, механічгорнене в стовбурі свердловини за допомогою ний клиновий захват, що багато разів встановлюнамотаних труб. Забойне обладнання містить приється, локатори муфтових з'єднань обсадної стрій для перфорування, механічний механізм колони, перехідники центратору і/або з'єднувальні ущільнення, що багато разів встановлюється; лоперехідники, які можуть бути також використані в катор муфтових з'єднань обсадної колони, канали забойному обладнанні для полегшення проведенциркуляції і інші допоміжні компоненти (відповідно ня інших можливих допоміжних або службових до описаного далі більш детально). операцій і вимірювань, які можуть бути бажані в Більш того в цьому першому переважному ваході інтенсифікації. ріанті пристрій для перфорування містить систему У самому загальному значенні, механічний стріляючих перфораторів з виборчим запалюванмеханізм ущільнення, що встановлюється багато ням зарядів (в якій використовують кумулятивні разів виконує функцію створення "гідравлічного заряди для перфорування), механічний механізм ущільнення", де під гідравлічним ущільненням ущільнення, що багато разів встановлюється, що розуміють достатнє обмеження течії або її блокумістить надувний пакер, що багато разів встановвання, за рахунок чого текуче середовище примулюється, механічний клиновий захват, що встаносово направляють в інше місцеположення, відмінвлюється багато разів для запобігання, при його не від місцеположення, в яке воно б прямувало, установці, направленого вниз осьового переміякби не було вказаного обмеження течії. Більш щення забойного обладнання, і канали вирівнюточно, це широке визначення терміну "гідравлічне вання тиску, розташовані вище і нижче надувного ущільнення" включає в себе поняття "ідеальне пакеру, що багато разів встановлюється. гідравлічне ущільнення", при якому весь потік Крім того, в цьому першому переважному вапрямує в місцеположення, відмінне від місцеполоріанті провідна лінія зв'язку може бути встановлеження, в яке він би прямував, якби не було вказана всередині намотаних труб і використана для ного обмеження течії, і включає в себе поняття "не передачі сигналів, призначених для приведення в ідеальне гідравлічне ущільнення", при якому істотдію зарядів, що виборче підпалюються для перна частина потоку прямує в місцеположення, відфорування, і для передачі електричних сигналів мінне від місцеположення, в яке він би прямував, для локатора муфтових з'єднань обсадної колони, якби не було вказаного обмеження течії. Незваз використанням вимірювання глибини забойного жаючи на те, що звичайно бажано використовуваобладнання. ти механічне ущільнення, що багато разів встаноНа Фіг.1 показаний приклад типу поверхневого влюється, що забезпечує ідеальне гідравлічне обладнання, яке може бути використане в першоущільнення для досягнення оптимального збуму переважному варіанті. Воно включає в себе дження, може бути використаний і механізм ущібурову установку, яка містить дуже довгий лубри 27 74818 28 катор 2 з головкою 4 інжектора намотаних труб, (збудження) пласта. Корончатий вентиль 16 викопідвішеною високо в повітрі за допомогою стріли 6 ристовують як пристрій ізоляції дільниці стовбура крана, сполученої з основою 8 крана. Стовбур свердловини, яка знаходиться над ним, від дільсвердловини звичайно містить відрізок поверхнениці стовбура свердловини, яка знаходиться нижвої обсадної колони 78, розташований частково че корончатого вентиля 16. Верхній головний венабо повністю всередині цементної оболонки 80, і тиль 18 і нижній головний вентиль 20 утворюють експлуатаційну обсадну колону 82, розташовану вентильну систему для ізоляції тиску стовбура частково або повністю всередині цементної обосвердловини вище і нижче їх відповідних місцеполонки 84, причому внутрішня стінка стовбура свеложень. У залежності від специфіки робіт на майрдловини утворена експлуатаційною обсадною данчику і технології операції інтенсифікації, наколоною 82. Стовбур свердловини переважно справді можуть вимагатися і будуть використані не проходить на глибину, дещо перевищуючу глибину всі вказані вентилі ізоляційного типу. найнижчого підлягаючого збудженню інтервалу, На Фіг.1 показані також бічні випускні інжекційщо необхідно для установки забойного обладнанні клапани 22, які визначають місцеположення для ня, сполученого з кінцем намотаних труб 106. Трунакачування (інжекції) текучих середовищ для інби 106 вводять в стовбур свердловини з використенсифікації в стовбур свердловини. Труби від танням головки 4 інжектора і лубрикатора 2. З насосів, що знаходяться на поверхні і інтенсифікалубрикатором 2 також сполучені противикідні преції, сполучені при допомозі відповідних фітінгів вентори 10, які можуть бути дистанційно приведені і/або з'єднувальних фланців з бічними випускними в дію у разі операційних відмов. Основа 8 крана, інжекційними клапанами 22, за допомогою яких стріла 6 крана, головка 4 інжектора, лубрикатор 2, текучі середовища для інтенсифікації накачують в противикідні превентори 10 (і об'єднані з ними достовбур свердловини. При установці іншого відпопоміжні компоненти управління і/або приведення в відного обладнання для регулювання потоку текудію) являють собою компоненти стандартного обче середовище може також відводитися з стовбуладнання свердловини, які дозволяють, що добре ра свердловини з використанням бічних випускних відомо фахівцям в даній області, виконувати проінжекційних клапанів 22. Потрібно мати на увазі, цеси безпечної установки забойного обладнання з що внутрішній простір намотаних труб 106 також намотаними трубами в свердловину під тиском, а може бути використаний як канал для накачування потім їх витягання з свердловини під тиском. текучого середовища в стовбур свердловини. При використанні легко доступного існуючого Показані на Фіг.1 стовбури 24 свердловини обладнання висота головки 4 інжектора від рівня служать для зберігання запасних частин забойного землі складає близько 90 футів, причому Sобладнання або аварійного забойного обладнання образне коліно 12 (де відбувається згин спіралі 27, або ж для зберігання забойного обладнання, труб для їх вертикального входу вниз в свердлояке вже було використане в ході проведених ранівину) має висоту від рівня землі близько 105 фуше операцій. Стовбури 24 свердловини для зберітів. Основа 8 крана і стріла 6 крана повинні витригання забойного обладнання можуть мати меншу мувати вагу головки 4 інжектора, труб 106, а також глибину, таким чином, що забойне обладнання, будь-яке навантаження при можливих ловильних яке може містити заряди для перфорування, може роботах (при звільненні свердловинного інструменадійно утримуватися на місці за допомогою повента і обладнання при допомозі яса і його витяганні рхневих клинових захватів 26, таким чином, що з свердловини). заряди для перфорування розташовані нижче за Взагалі кажучи, лубрикатор 2 повинен мати рівень землі, доти, поки забойне обладнання не довжину, що перевищує довжину забойного облабуде витягнуте і сполучене з намотаними трубами днання, щоб дозволити безпечно розгортати за106. Стовбури 24 свердловини для зберігання забойне обладнання в стовбурі свердловини під тисбойного обладнання можуть містити зацементоваком. У залежності від вимог до повної довжини і ну або не зацементовану обсадну колону або мовідповідно до інженерних розрахунків для конкретжуть залишатися абсолютно необсадженими. ного застосування, для забезпечення стійкості Дійсне число стовбурів 24 свердловини для зберіголовки 4 інжектора і лубрикатора 2, тросові відгання забойного обладнання, яке потрібно для тяжки 14 можуть бути сполучені в різних місцепопроведення конкретної операції, залежить від виложеннях з головкою 4 інжектора і з лубрикатором мог до повної технологічної операції. Стовбури 24 2. Тросові відтяжки 14 повинні бути надійно закрісвердловини для зберігання забойного обладнанплені на землі для запобігання небажаному переня повинні бути розташовані в межах досяжності міщенню головки 4 інжектора і лубрикатора 2, так, за допомогою стріли 6 крана, щоб дозволити прощоб не порушувалася цілісність витримуючих тиск водити швидку заміну забойного обладнання в поверхневих компонентів. У залежності від вимог ході операції інтенсифікації без необхідності фізидо повної довжини можуть бути використані також чного переміщення основи 8 крана в інше місцеальтернативні системи підвіски головки інжектора і положення. лубрикатора (спеціалізовані бурові установки з На Фіг.2 показані намотані труби 106, забезпенамотаними трубами або установки для капітальчені з'єднувальною муфтою 110 намотаних труб, ного ремонту свердловин). яка може бути сполучена з перехідником 112 вузНа Фіг.1 також показані різні компоненти гирла ла пробки зі зрізною шпилькою і ловильною шийки, свердловини, які можуть бути використані для реякий містить як механізм пробки зі зрізною шпильгулювання дебіту свердловини і гідравлічної ізокою, так і ловильну шийку, і дозволяє пропускати ляції в ході операцій монтажу і демонтажу бурової текучі середовища під тиском, і провідну лінію установки, а також для операцій інтенсифікації зв'язку 102. Перехідник 112 вузла пробки зі зріз 29 74818 30 ною шпилькою і ловильної шийки може бути спочих вуглеводень пісків в межах заданої зони. Сислучений з перехідником зі зрізною шпилькою і лотема перфорації може містити один блок перфовильної шийки може бути сполучений з перехіднирації (наприклад, 134) для кожної підлягаючої обком 114, який містить канал циркуляції, робці зони. Перший (найнижчий) блок перфорації призначений для пропущення відходів промивки з містить головку 132 виборчого запалювання і корпростору над надувним пакером 120, що встановпус перфоратора 134, в який завантажені заряди люється багато разів або для пропущення текучо136 для перфорування і в якому змонтована сисго середовища, що нагнітається в свердловину з тема детонації з виборчим запалюванням. використанням намотаних труб 106. Перехідник Вказаний переважний варіант нового способу 114 каналу циркуляції містить вентильний блок, включає наступні операції, причому як технологічякий управляє каналом 114 циркуляції і верхнім на операція для пояснення винаходу вибраний каналом 116 вирівнювання тиску. Верхній канал багатоступінчастий гідравлічний розклинюючий 116 вирівнювання тиску може бути з'єднаний з розрив пласта. нижнім каналом 122 вирівнювання тиску по трубах 1. Буріння свердловини і цементування обсадчерез надувний пакер, що встановлюється багато ної колони через підлягаючі закінченню інтервали, разів 120. Як канал 114 циркуляції, так і верхній а також, за бажанням, буріння і закінчення одного канал 116 вирівнювання переважно відкриті в роабо декількох стовбурів свердловини для зберібочому положенні і дозволяють вирівнювати тиск гання забойного обладнання. всередині намотаних труб і в кільцевому просторі 2. Ідентифікація заданих зон всередині інтеробсадної колони. У даному описі термін "робоче валів закінчення (звичайно за рахунок комбінації положення" відноситься до ситуації, в якій всі комкаротажної діаграми, зареєстрованої в необсапоненти забойного обладнання мають конфігурадженому стовбурі свердловини, і каротажної діагцію, що дозволяє безперешкодно проводити осьорами, зареєстрованої в обсадженій свердловині). ве переміщення вгору і вниз по стовбуру 3. Розгортання забойного обладнання і блоків свердловини. Нижній канал 122 вирівнювання, (вузлів) стріляючих перфораторів для кожного який розташований нижче надувного пакеру 120, забойного обладнання, яке мають намір викорисщо багато разів встановлюється, завжди відкритати в ході операції інтенсифікації з урахуванням тий, тому течія між каналами вирівнювання контчисла, місцеположення і товщини несучих вуглеролюється за допомогою верхнього каналу 116 водень пісків в межах заданих зон. вирівнювання. Канали циркуляції і вирівнювання 4. Підготовка барабана намотаних труб для можуть бути закриті одночасно при прикладенні переважного варіанту забойного обладнання, опиневеликого стискаючого навантаження до забойсаного вище. Барабан намотаних труб повинен ного обладнання. Для запобігання потенційній також містити провідну лінію зв'язку, яку викорисзворотній течії в намотані труби, коли в робочому товують для передачі сигналів для приведення в положенні канал 114 циркуляції відкритий, до надію стріляючих перфораторів. Переважно готують мотаних труб 106 повинен бути прикладений такий також бажану кількість запасного або аварійного поверхневий тиск, що тиск всередині каналу 114 забойного обладнання, яку зберігають в стовбурі циркуляції перевищує тиск в стовбурі свердловини (стовбурах) свердловини для зберігання забойнобезпосередньо із зовнішньої сторони каналу 114 го обладнання. Намотані труби забойного обладциркуляції. Надувний пакер 120, що встановлюнання з намотаними трубами. ється багато разів гідравлічно ізольований від вну5. Як це показане на Фіг.1, намотані труби 106 трішнього тиску намотаних труб в робочому полоіз забойним обладнанням вводять в свердловину женні. Надувний пакер 120, що багато разів через лубрикатор 2, причому головку 4 інжектора встановлюється, може забезпечувати передачу намотаних труб підвішують за допомогою стріли 6 тиску за рахунок внутрішніх вентилів, керованих крана. внутрішнім тиском намотаних труб при прикладен6. Намотані труби і забойне обладнанняввоні невеликого стискаючого навантаження до задять в свердловину при виборі глибини розташубойного обладнання. Стопорні пристрої, що мехавання забойного обладнання за допомогою локанічно приводяться в дію і встановлюються багато тора 128 (Фіг.2) муфтових з'єднань обсадної разів в осьове положення або "клинові захвати" колони. 124 можуть бути встановлені нижче надувного 7. Намотані труби і забойне обладнання пропакеру 120, що встановлюється багато разів для пускають нижче найнижчої заданої зони для зазапобігання переміщенню вниз по стовбуру свердбезпечення глибини стовбура свердловини нижче ловини. Механічні клинові захвати 124 можуть бунайнижчих перфорацій, достатньої для розміщенти приведені в дію за допомогою "безперервного ня забойного обладнання нижче першого набору J" механізму за рахунок циклічної зміни осьового перфорацій в ході операцій розриву пласта. Як це навантаження між стисненням і розтягненням. показане на Фіг.2, надувний пакер 120, що встаноЗ'єднувальний перехідник 126 провідної лінії розвлюється багато разів і клинові захвати, що приташований над локатором 128 муфтових з'єднань водяться в дію механічно і встановлюються багато обсадної колони і системою зарядів для перфоруразів, 124 знаходяться в робочому положенні. вання з виборчим запалюванням. З'єднувальний 8. Як це показане на Фіг.3, намотані труби і заперехідник 130 системи перфорації з'єднує локабойне обладнання потім підіймають в таке місцетор 128 муфтових з'єднань обсадної колони з гоположення в стовбурі свердловини, в якому перловкою 152 зарядів з виборчим запалюванням. ший (найнижчий) набір зарядів 136 для Система перфорації може бути розроблена з ураперфорування, який міститься в першому блоці хуванням числа, місцеположення і товщини, несу134 перфорації системи перфорування з виборчим 31 74818 32 запалюванням, розташований безпосередньо нансифікації вниз в кільцевий простір між намотанивпроти найнижчої заданої зони, причому точний ми трубами 106 і експлуатаційною обсадною коконтроль глибини може бути отриманий по покалонною 82 з швидкостями збудження тріщин. Прозаннях локатора 128 муфтових з'єднань обсадної тікання невеликого об'єму текучого середовища колони і системи глибиноміра намотаних труб (не вниз в намотані труби 106 служить для підтримки показана). Дія переміщення забойного обладнання позитивного тиску всередині труб 106, протидіючої вгору в місцеположення першого перфорованого зворотній течії текучого середовища з розклинююінтервалу переводять механічний клиновий захват чим наповнювачем в труби 106 і протидіючої нау вигляді "безперервного J" механізму (не показавантаженню, що мне труби 106 в ході операцій ний) в положення попереднього блокування, прирозриву пласта. Потрібно мати на увазі, що мочому подальше рушення вниз примусово встановжуть бути використані альтернативні засоби пролює механічний клиновий захват, що тидії зминанню намотаних труб, причому може встановлюється багато разів 124 в положення бути використаний внутрішній вентильний мехаблокування, за рахунок чого запобігається поданізм для утримання каналу 114 циркуляції в закрильше рушення вниз. Потрібно мати на увазі, що тому положенні, при цьому позитивний тиск в надодаткова циклічна зміна осьового навантаження мотаних трубах 106 створюють з використанням намотаних труб від стиснення до розтягнення і поверхневого насоса. У прикладі гідравлічного навпаки буде повертати механічні клинові захвати, розриву пласта для інтенсифікації піщаного линщо багато разів встановлюються в робоче полозоподібного тіла розміром 15 акрів, що містить ження. Вказаним чином застосовують механічний газоподібний вуглеводень, перший рівень розриву клиновий захват у вигляді "безперервного J" мехаможе бути утворений з наступних "підрівнів": (а) нізму, за рахунок використання навантажень стис5,000 галонів води з 2% КСl; (б) 2,000 галонів гелю нення і розтягнення, що передаються за допомосітчастої структури, утримуючого 1 фунт на галон гою засобу підвіски (намотаних труб), для розклинюючого агента; (в) 3,000 галонів гелю сітприведення в дію і вимкнення механічних клиночастої структури, утримуючого 2 фунти на галон вих захватів. розклинюючого агента; (г) 5,000 галонів гелю сіт9. Перший набір зарядів 136 для перфоруванчастої структури, утримуючого 3 фунта на галон ня виборче підпалюють за рахунок дистанційного розклинюючого агента; і (e) 3,000 галонів гелю приведення в дію за допомогою провідної лінії 102 сітчастої структури, утримуючого 4 фунта на галон зв'язку, яка з'єднується з першою головкою 132 розклинюючого агента, так що в першу зону ввовиборчого запалювання, при цьому пробивають дять 35,000 фунтів розклинюючого агента. перфорації 230-231 через обсадну колону 82 і це12. Як це показане на Фіг.4, все підрівні першої ментну оболонку 84, які встановлюють гідравлічне операції гідравлічного розриву пласта завершують з'єднання з формацією 86. Потрібно мати на увазі, створенням першої розклинюючої тріщини 232. що може бути використаний будь-який набір пер13. У кінці першого рівня інтенсифікації розкфорацій, наприклад, за бажанням, набір з однією линюючий агент в стовбурі свердловини запобігає перфорацією, однак звичайно множина перфоранегайному переміщенню намотаниих труб і забойцій забезпечує кращі результати обробки. Потрібного обладнання; текуче середовище може циркуно також мати на увазі, що можна підпалювати лювати через канал 114 циркуляції для промивки і декілька сегментів блоку перфорації, коли хочуть очищення розклинюючого агента, що необхідно отримати задане число перфорацій, наприклад, для звільнення намотаних труб і забойного обладдля усунення дійсного або очікуваного пропуску нання для забезпечення переміщення. запалювання або просто для збільшення числа 14. Як це показане на Фіг.5, намотані труби і перфорацій. Потрібно також мати на увазі, що інзабойне обладнання потім тягнуть в напрямі вгору тервалом не обов'язково є єдиний колектор піску. по стовбуру свердловини до положення трохи виМножину інтервалів піску можуть бути перфороваще другої знизу по глибині заданої зони, таким ні і оброблені при здійсненні єдиного рівня обробчином, що другий набір зарядів 146 для перфоруки з використанням інших агентів відхилення, відвання, який міститься в системі 144 перфорування повідних для одночасного розгортання на з виборчим запалюванням, розташовується трохи заданому рівні обробки відповідно до даного винавище другої знизу по глибині заданої зони, причоходу. му знову точний контроль глибини отримують по 10. Як це показане на Фіг.4, намотані труби показаннях локатора муфтових з'єднань обсадної можуть бути переміщені в положення каналу 114 колони 128 і систем глибиноміра намотаних труб. циркуляції, безпосередньо нижче самої глибокої Дія переміщення забойного обладнання вгору по перфорації 231 вказаної першої заданої зони, для стовбуру свердловини (до положення трохи вище зведення до мінімуму потенціалу надходження другого інтервалу, що підлягає перфоруванню) розклинюючого агента вище надувного пакеру переводить механічний клиновий захват у вигляді 120, що встановлюється багато разів і для зведен"безперервного J" механізму в положення попереня до мінімуму течії з високою швидкістю розклиднього блокування. Додаткова циклічна зміна нанюючого агента позаду забойного обладнання. вантажень від стиснення до розтягнення буде по11. Перший рівень обробки для збудження вертати механічний клиновий захват у вигляді тріщин ініціюють за рахунок циркуляції (подачі) "безперервного J" механізму в робоче положення. невеликого об'єму текучого середовища вниз в Намотані труби і забойне обладнання потім опуснамотані труби 106 через канал 114 циркуляції (за кають по стовбуру свердловини до положення допомогою об'ємного насоса). Після цього почизарядів 146 для перфорування, які містяться в нають накачування текучого середовища для інтесистемі 144 перфорування з виборчим запалю 33 74818 34 ванням, розташованій безпосередньо навпроти стором намотаних труб і надувним пакером 120, другої знизу по глибині заданої зони, причому знощо багато разів встановлюється, для утримання ву точний контроль глибини отримують по показакритими каналу 114 циркуляції і верхнього каназаннях локатора муфтових з'єднань обсадної колу 116 вирівнювання, а також для утримання мелони 128 і систем глибиноміра намотаних труб. ханічних клинових захватів, що багато разів вста15. Другий набір зарядів 146 для перфоруванновлюються 124 в положенні збудження і ня виборче підпалюють за рахунок дистанційного блокування. Надувний пакер 120, що встановлюприведення в дію за допомогою другої головки 142 ється багато разів утримується в робочому стані виборчого запалювання, що дозволяє пробити за рахунок підтримки тиску в намотаних трубах обсадну колону 82 і цементну оболонку 84 і вста106 за допомогою поверхневої системи накачуновити гідравлічне сполучення з формацією 86 вання (потрібно мати на увазі, що надувний пакер, через отримані перфорації 240,241. що багато разів встановлюється, може також 16. Як це показане на Фіг.6, намотані труби утримуватися в робочому стані за рахунок тиску можуть бути переміщені вниз по стовбуру свердблокування в його елементі, з використанням внуловини для установки забойного обладнання на трішнього клапана, дистанційно керованого з подекілька футів нижче самої глибокої перфорації верхні за допомогою засобу створення сигналів, 241 другої заданої зони. Подальше переміщення сумісного з іншими компонентами забойного обзабойного обладнання вгору по стовбуру свердлоладнання і іншими існуючими засобами створення вини для установки каналу 114 циркуляції безпосигналів). середньо під самою глибокою перфорацією 241 20. Другий рівень обробки для збудження трівказаної другої заданої зони, буде переводити щини починають шляхом накачування текучого механічні клинові захвати, що багато разів встаносередовища вниз в кільцевий простір між намотавлюються 124 в положення попереднього блокуними трубами 106 і експлуатаційною обсадною вання, причому подальше рушення вниз буде колонною 82 на швидкостях збудження тріщини, примусово встановлювати механічні клинові запри одночасній підтримці стискаючого навантахвати, що багато разів встановлюються 124 в поження, прикладеного до забойного обладнання, ложення блокування, за рахунок чого запобігаєтьдля утримання закритими каналу 114 циркуляції і ся подальше рушення вниз. верхнього каналу 116 вирівнювання, причому тиск 17. Як це показане на Фіг.7, рушення вниз намотаних труб підтримують на рівні, достатньому вводить в зачеплення механічні клинові захвати, для запобігання зминання цих труб і утримання що багато разів встановлюються 124 зі стінкою надувного пакеру 120, що багато разів встановлюобсадної колони 82, за рахунок чого запобігається ється, в надутому стані, коли він служить як гідраподальше рушення вниз забойного обладнання. влічне ущільнення між кільцевим тиском вище за Потім до намотаних труб прикладають навантапакер, до, в ході і після гідравлічного розриву плаження стиснення, причому це навантаження заста, і тиском ущільненого стовбура свердловини криває канал 114 циркуляції і верхній канал 116 нижче надувного пакеру, що багато разів встановвирівнювання, і за рахунок сполучення вирівнює люється. тиск між надувним пакером 120, що встановлю21. Все підрівні гідравлічного розриву пласта ється багато разів і внутрішнім простором намотанакачують і залишають тільки мінімальний нижній них труб. Стискаюче навантаження також блокує прохід завантаженої розклинюючим агентом канал циркуляції 114 в положенні безпосередньо останнього підрівня в стовбурі свердловини, таким нижче самої глибокої перфорації 241 вказаної дручином, щоб не зміщати понадміру гідравлічний гої заданої зони (для зведення до мінімуму потенрозрив. Якщо в ході вказаної обробки порушується ціалу надходження розклинюючого агента вище ущільнення надувного пакеру 120, що багато разів надувного пакеру 120, що встановлюється багато встановлюється, то рівень обробки може бути разів і створення мінімальної швидкості потоку тимчасово припинений для перевірки якості ущірозклинюючого агента за забойним обладнанням), льнення пакеру вище самих високих (самих дрібпри цьому надувний пакер 120, що багато разів них) існуючих перфорацій (наприклад, перфорації встановлюється, розташований між першим і дру240 на Фіг.8), після установки надувного пакеру гим перфорованими інтервалами. 120, що багато разів встановлюється, в трубу без 18. Додаткове стискаюче навантаження прикбічних отворів. Якщо необхідно провести випробуладають до намотаних труб і забойного обладнанвання цілісності ущільнення, то бажано до провеня для випробування механічних клинових захвадення такого випробування здійснити операцію тів, що багато разів встановлюються 124, щоб циркуляції і промивки для видалення з стовбура пересвідчитися в тому, що додаткова направлена свердловини будь-якого розклинюючого агента, вниз сила не спричиняє додаткового переміщення який може бути присутнім в стовбурі свердловини. забойного обладнання вниз по стовбуру свердлоВказану операцію циркуляції і промивки можна вини. провести за рахунок відкривання каналу 114 цир19. Як це показане на Фіг.8, надувний пакер куляції і потім накачування текучого середовища 120, що встановлюється багато разів приводять в для циркуляції вниз в намотані труби 106 для видію за рахунок наддуву намотаних труб 106, при далення розклинюючого агента з стовбура свердцьому створюється гідравлічне ущільнення вище і ловини. нижче надувного пакеру, що встановлюється бага22. Як це показане на Фіг.9, все підрівні другої то разів 120. Стискаюче навантаження продовжуоперації збудження тріщини / завершують ствоють прикладати до забойного обладнання для ренням другої розклинюючої тріщини 242. підтримки вирівнювання тиску між внутрішнім про23. Після завершення другої операції збу 35 74818 36 дження тріщини і припинення накачування текучовсіх зон, що плануються (на Фіг.5-10 показане заго середовища для інтенсифікації вниз в кільцевий бойне обладнання, розроблене для збудження простір, утворений між намотаними трубами 106 і трьох зон). експлуатаційною обсадною колонною 82, невелике 28. Після завершення процесу інтенсифікації розтягуюче навантаження прикладають до труб забойне обладнання повертають в робоче поло106 при підтримці внутрішнього тиску цих труб ження і блок намотаних труб і забойне обладнання 106. Прикладене невелике розтягнення передусім витягують з стовбура свердловини. ізолює тиск надувного пакеру 120, що встановлю29. Після збудження всіх бажаних заданих зон ється багато разів від тиску труб 106, за рахунок може бути негайно почата здобич з свердловини. чого фіксується тиск в надувному пакері 120, що 30. Якщо бажано зробити збудження додатковстановлюється багато разів і, таким чином, підтвих зон, то барабан намотаних труб може бути римується герметичне ущільнення з надмірним сполучений зі злегка зміненим забойним обладтиском і створюється істотний опір осьовому пенанням, як це показане на Фіг.11. В цій системі реміщенню надувного пакеру, що встановлюється єдиною зміною описаного вище переважного варібагато разів 120. Прикладене розтягнення може анту забойного обладнання є добавка механічної потім відкривати канал 114 циркуляції і канал 116 пробки 164 набору для виборчого запалювання вирівнювання, за рахунок чого тиск намотаних або пакер-пробки 164 набору для виборчого запатруб 106 може бути стравлений в кільцевий прослювання, встановленого нижче найнижчого блоку тір, утворений трубами 106 і експлуатаційною обперфорації з виборчим запалюванням, як це покасадною колонною 82, що одночасно дозволяє тисзане на Фіг.11. Звичайно як механічна пробка 164 ку вище і нижче надувного пакеру 120, що набору для виборчого запалювання може бути встановлюється багато разів урівноважуватися. використана пакер-пробка або перегородка тріщиПоверхнева система накачування, яка створює ни. Перегородка тріщини звичайно є переважною, внутрішній тиск труб 106, може бути вимкнена пісякщо хочуть одночасно відділити отримані зони за ля урівноваження тиску в свердловині. допомогою пробки безпосередньо після операції 24. Після того, як тиски всередині намотаних інтенсифікації. труб 106, в кільцевому просторі, утвореному тру31. Показане на Фіг.11 модифіковане забойне бами 106 і експлуатаційною обсадною колонною обладнання містить систему перфорування з вибі82, вище надувного пакеру 120, що багато разів рковим запалюванням (на Фіг.11 показана система встановлюється, і в кільцевому просторі, утвореперфорування, яка містить стріляючі перфоратори ному забойним обладнанням і експлуатаційною 174, 184, 194, об'єднані із зарядами 176, 186, 196, і обсадною колонною 82, нижче надувного пакеру з головками 172, 182, 192 виборчого запалюван120, що встановлюється багато разів урівноважуня), локатор 128 муфтових з'єднань обсадної коються, прикладене до труб 106 стискаюче наванлони, канали 114, 116, 122 гідросистеми, надувний таження закриває канал 114 циркуляції і верхній пакер 120, що встановлюється багато разів, мехаканал 116 вирівнювання, до передачі внутрішнього нічний осьовий клиновий захват 124, що багато тиску з пакеру 120 в труби 106. Цей випуск внутріразів встановлюється, і пакер-пробку 164 виборчошнього тиску з пакеру 120 дозволяє відводити паго запалювання, що встановлюється за допомогою кер 120 від стінки експлуатаційної обсадної кологоловки 162 виборчого запалювання. Модифіковани, як це показане на Фіг.10, при відсутності не забойне обладнання вводять в свердловину за зовнішнього перепаду тиску, прикладеного до падопомогою лубрикатора і головки інжектора намокеру 120, який міг би створювати зусилля і перетаних труб, підвішеній за допомогою крана або міщення, які можуть ушкоджувати намотані труби бурової вежі над гирлом свердловини. 106 або забойне обладнання. 32. Намотані труби і забойне обладнання вво25. Відразу після повернення в початковий дять в свердловину, вибираючи глибину за допостан надувного пакеру 120, що багато разів встамогою локатора муфтових з'єднань. новлюється, як це показане на Фіг.10, розтягнення, 33. Як це показане на Фіг.11, намотані труби і прикладене до намотаних труб і забойного обладмодифіковане забойне обладнання вводять в стонання, може вимикати механічні клинові захвати, вбур свердловини таким чином, щоб зробити що багато разів встановлюються 124, що дозволяє установку механічної пробки 164 вибіркового зазабойному обладнанню вільно переміщатися, так палювання в положення над останньою раніше що забойне обладнання може бути встановлене збудженою зоною 252. вище в стовбурі свердловини. 34. Як це показане на Фіг.12, головку 162 ви26. Якщо в кінці другого рівня інтенсифікації борчого запалювання підпалюють для установки розклинюючий агент, що залишається в стовбурі механічної пробки 164 виборчого запалювання в свердловини, не дозволяє проводити негайне пеположення над останньою раніше збудженою зореміщення намотаних труб і забойного обладнанною 252. ня, то може бути проведена циркуляція текучого 35. Після приведення в дію головки 162 вибосередовища через канал 114 циркуляції для прорчого запалювання пакер-пробки для установки мивки і очищення від розклинюючого агента, щоб пакер-пробки 164 виборчого запалювання намотазвільнити намотані труби і забойне обладнання і ні труби і модифіковане забойне обладнання потім дозволити зробити переміщення забойного облапідіймають в таке місцеположення в стовбурі сведнання вгору після звільнення надувного пакеру, рдловини, в якому перший (найнижчий) набір защо багато разів встановлюється. рядів 176 для перфорування, який міститься в си27. Описаний вище процес повторюють доти, стемі перфорування з виборчим запалюванням, поки не буде проведене індивідуальне збудження розташований безпосередньо навпроти наступної 37 74818 38 підлягаючої перфоруванню найнижчої заданої дловини глибини, що розглядається; (в) одночасне зони, причому точний контроль глибини може бути накачування вниз в кільцевий простір, утворений отриманий по показаннях локатора 128 муфтових між трубами (якщо в способі розгортання викорисз'єднань обсадної колони і систем глибиноміра товують труби) і стінкою обсадної колони, і у внутнамотаних труб, передбаченого в поверхневому рішній простір труб, якщо надмірне тертя і ерозія обладнанні. Дія переміщення забойного обладза рахунок розклинюючого агента не створюють нання вгору в місцеположення першого перфоропроблем для свердловини глибини, що розглядаваного інтервалу переводить механічні клинові ється. захвати в положення блокування, причому додатНа Фіг.13 показаний другий варіант здійснення кова циклічна зміна осьового навантаження намовинаходу, в якому намотані труби використовують таних труб від стиснення до розтягнення і навпаки як засіб розгортання, причому надмірне тертя і буде повертати механічні клинові захвати, що бавикористання розклинюючого агента не викликагато разів встановлюються в робоче положення. ють занепокоєння, або ж розклинюючий агент не 36. Як це показане на Фіг.12, перший набір занакачують в ході технологічної операції. На Фіг.13 рядів 176 для перфорування в модифікованому показано, що намотані труби 106 використовують забойному обладнанні виборче підпалюють за для підвіски забойного обладнання і його компорахунок дистанційного приведення в дію за допонентів. У цьому варіанті проводять обробку індивімогою другої головки 172 виборчого запалювання, дуальних зон в послідовності від самих дрібних при цьому пробивають обсадну колону 82 і цеменмісцеположень в стовбурі свердловини до самих тну оболонку 84 і отримують перфорації 270, 271, глибоких місцеположень в стовбурі свердловини. через які встановлюють гідравлічне сполучення з У показаному на Фіг.13 варіанті канал 114 циркуформацією 86. ляції розташований нижче за пакер 120, так що 37. Якщо є недостатній проміжок між раніше текуче середовище для обробки пласта може бути виконаними перфораціями 250, 251 і місцеполозакачане вниз у внутрішній простір намотаних труб женням наступного набору перфорацій 270, 271, 106, а потім може виходити через канал 114 цирщо не дозволяє зробити належну установку закуляції і нагнітатися для входу в задані перфорабойного обладнання для перфорування, ізоляції і ції. Як приклад функціонування на Фіг.13 показано, інтенсифікацій наступного набору перфорацій 270, що пакер 120 може бути приведений в дію і встато пакер-пробка 164 виборчого запалювання може новлений нижче за перфорації 241, які об'єднані з бути встановлена нижче останніх раніше збуджепопередньою зоною гідравлічного розриву 242 них перфорацій 250, 251, причому надувний пакер пласта. Надувний пакер 120, що багато разів 120, що багато разів встановлюється, може бути встановлюється, забезпечує таку гідравлічну ізовикористаний в ході першої операції інтенсифікації ляцію, що при подальшому накачуванні текучого для ізоляції самих верхніх перфорацій 270, 271 від середовища для обробки пласта вниз в намотані раніше збуджених перфорацій 250, 251. труби 106 текуче середовище для обробки приму38. Описаний вище процес повторюють доти, сово нагнітається для входу в раніше виконані поки не буде проведене індивідуальне збудження перфорації 230, 231 і створює нові гідравлічні розвсіх зон, що плануються (на Фіг.11-12 показане риви 232. Операції потім продовжують і повторюзабойне обладнання, розроблене для збудження ють відповідним чином для бажаного числа зон трьох додаткових зон). формації і інтервалів. Фахівці легко зрозуміють, що переважним споНа Фіг.14 показаний третій варіант здійснення собом підвіски, коли використовують текуче серевинаходу, в якому намотані труби використовують довище з розклинюючим агентом, є звичайні склаяк засіб розгортання, причому надмірне тертя і дові труби або намотані труби, переважно з одним використання розклинюючого агента не викликаабо декількома каналами циркуляції, що дозволяють занепокоєння, або ж розклинюючий агент не ють легко виводити з стовбура свердловини занакачують в ході технологічної операції. На Фіг.14 лишок розклинюючого агента. Однак для таких показано, що намотані труби 106 використовують видів обробки, як кислотний розрив пласта або для підвіски забойного обладнання і його компокислотна обробка материнської породи, така можнентів. У цьому варіанті обробку індивідуальних ливість може не вимагатися, причому вони легко зон можна здійснювати в будь-якому порядку. У можуть бути здійснені з системою розгортання з цьому варіанті, як це показане на Фіг.14, викорисвикористанням кабелю, такого, як дротовий канат товують надувний механізм ущільнення з тим, що або провідна лінія зв'язку, або з використанням охоплює з двох сторін пакером 125 як механізм свердловинної тракторної системи. ущільнення, що багато разів встановлюється, приФахівці легко зрозуміють, що в залежності від чому канал 114 циркуляції тепер розташований задач конкретної технологічної операції можуть між верхнім надувним елементом 121 ущільнення і бути використані різні системи накачування, в тонижнім надувним елементом 123 ущільнення. Пісму числі: (а) накачування вниз в кільцевий простір, ля приведення в дію верхнього надувного елеменутворений між кабелем або трубами (якщо в спота 121 ущільнення і нижнього надувного елемента собі розгортання використовують кабель або тру123 ущільнення, текуче середовище для обробки би) і стінкою обсадної колони; (б) накачування пласта може бути закачане вниз у внутрішній провниз у внутрішній простір намотаних труб або стір намотаних труб 106, а потім може виходити складових труб, якщо в способі підвіски передбачерез канал 114 циркуляції і нагнітатися для входу чене використання намотаних труб або складових в задані перфорації. Як приклад функціонування труб, і надмірне тертя і ерозія за рахунок розклина Фіг.14 показано, що верхній надувний елемент нюючого агента не створюють проблем для свер121 ущільнення і нижній надувний елемент 123 39 74818 40 ущільнення приведені в дію і встановлені навпрооперацій, в тому числі (але без обмеження) для ти перфорацій 241, які об'єднані з наступною зостворення (а) гідравлічного сполучення для приною, що підлягає розриву. Надувний пакер 120, що ведення в дію індивідуальних компонентів забойбагато разів встановлюється, забезпечує таку гідного обладнання, в тому числі (але без обмеженравлічну ізоляцію, що при подальшому накачування) механізму ущільнення і/або пристрою для ні текучого середовища для обробки пласта вниз в перфорування; (б) трубопроводів для накачування намотані труби 106, текуче середовище для обров свердловину або для циркуляції додаткового бки примусово нагнітається для входу в раніше текучого середовища; (в) для збору даних від свевиконані перфорації 240, 241 і створює нові гідрардловинних вимірювальних пристроїв. Потрібно влічні розриви 242. Операції потім продовжують і мати на увазі, що, як це показане на Фіг.16, забойповторюють відповідним чином для бажаного чисне обладнання також містить центратори 201, 203, ла зон формації і інтервалів. 205, які використовують для утримання забойного На Фіг.15 показаний четвертий варіант здійсобладнання по центру в стовбурі свердловини, нення винаходу, в якому провідна лінія 102 зв'язку коли його компоненти знаходяться в робочому використана як засіб розгортання для підвіски заположенні. бойного обладнання і його компонентів. У цьому Використання складового шланга (складових варіанті проводять обробку індивідуальних зон в шлангів) може дозволити проводити гідравлічне послідовності від самих глибоких місцеположень в зачеплення і/або розчеплення механічного механістовбурі свердловини до самих дрібних місцепозму ущільнення, що багато разів встановлюється, ложень в стовбурі свердловини. У цьому варіанті, незалежно від величини гідравлічного тиску всеяк це показане на Фіг.15, текуче середовище для редині намотаних труб. Це потім дозволяє розшиобробки пласта може бути закачане вниз в кільцерити спосіб для використання механічних механізвий простір між провідною лінією 102 зв'язку і стінмів ущільнення, що багато разів встановлюються, кою експлуатаційної обсадної колони 82, а потім що вимагають незалежного гідравлічного привеможе примусово нагнітатися для входу в задані дення в дію для виконання операцій. Пристрої для перфорації. У цьому варіанті надувний пакер 120, перфорування, в яких потрібний гідравлічний тиск що багато разів встановлюється, містить також для виборчого запалювання, можуть бути привевнутрішню електричну насосну систему 117, що дені в дію за допомогою складового шланга. Це забезпечується електричною енергією, що перепотім може дозволити використати провідну лінію дається в свердловину по провідній лінії зв'язку, зв'язку, якщо вона розгорнена разом з намотаними яка дозволяє надувати або спускати (відкачувати) трубами і забойним обладнанням, як канал або надувний пакер 120, що багато разів встановлюканали передачі електричних сигналів, що може ється, з використанням текучого середовища стобути бажано для збору даних від засобів вимірювбура свердловини. На Фіг.15 показано, що пакер вань, встановлених в забойному обладнанні; або 120 може бути приведений в дію і встановлений для приведення в дію інших компонентів забойнонижче за перфорації 241, які об'єднані з наступною го обладнання, наприклад, електричних свердлозоною гідравлічного розриву. Пакер 120 забезпевинних привідних двигунів, які можуть створювати чує таку гідравлічну ізоляцію, що при подальшому обертання або обертаючий момент для компоненнакачуванні текучого середовища для обробки тів забойного обладнання. Альтернативно, склапласта вниз в кільцевий простір між провідною довий шланг може бути використаний для вклюлінією 102 зв'язку і експлуатаційною обсадною чення гідравлічного двигуна, або обертаючий колонною 82 текуче середовище для обробки момент для компонентів забойного обладнання. примусово нагнітається для входу в перфорації Альтернативно, складовий шланг може бути вико240, 241 і створює нові гідравлічні розриви 242. ристаний для включення гідравлічного двигуна, Операції потім продовжують і повторюють відповіпризначеного для приведення в дію різних сверддним чином для бажаного числа зон формації і ловинних компонентів (наприклад, гідравлічного інтервалів. двигуна для включення і вимкнення механізму П'ятий варіант здійснення винаходу передбаущільнення, що встановлюється багато разів). чає розгортання додаткової колони насосноВикористання складового шланга (складових компресорних труб або кабелів, що далі іменуютьшлангів) може дозволити проводити накачування ся як "складові шланги", всередині і/або зовні від в свердловину або циркуляцію будь-якого текучого намотаних труб (або складових труб). Як це покасередовища у множину місцеположень, бажаних зане на Фіг.16 і 17, трубний складовий шланг 104 відповідно до точного контролю. Наприклад, для розташований всередині намотаних труб 106. У зменшення осадження розклинюючого агента на цьому варіанті трубний складовий шланг 104 спомеханізмі ущільнення в ході гідравлічного розклилучений з механізмом 120 ущільнення, що багато нюючого розриву пласта, може бути використаний разів встановлюється, причому в цьому варіанті складовий шланг (складові шланги), який дозволяє механізм 120 ущільнення, що багато разів встанопровести безперервну або періодичну промивку і влюється, може бути приведений в дію за рахунок циркуляцію для запобігання накопиченню розклигідравлічного тиску, що передається через скланюючого агента на механізмі ущільнення. Напридовий шланг 104. Взагалі кажучи, множина склаклад, один складовий шланг може проходити бездових шлангів може бути розгорнена всередині посередньо над механічним механізмом намотаних труб і/або в кільцевому просторі між ущільнення, що багато разів встановлюється, в намотаними трубами і експлуатаційною обсадною той час як інший складовий шланг може проходити колоною. Взагалі кажучи, складові шланги можуть безпосередньо під механічним механізмом ущільбути використані для виконання множини різних нення, що багато разів встановлюється. Потім, за 41 74818 42 бажанням, текуче середовище (наприклад, азот) кабелю або труб для вибору положення, для може бути введене в свердловину для циркуляції управління і/або приведення в дію тракторної сисв кожному або в обох місцеположеннях, для протеми. Більш того управління різними компонентамивки розклинюючого агента з області, що оточує ми забойного обладнання також може проводитимеханізм ущільнення, що знижує потенційну небеся за допомогою бортових комп'ютерних систем, зпеку застрявання забойного обладнання внасліпричому ці компоненти можуть містити бортові док накопичення розклинюючого агента. У випадку системи обробки сигналів, так що немає необхідциркуляції текучого середовища потрібно вибираності у використанні кабелю або труб для управти розмір складового шланга і тип текучого сереління і/або приведення в дію вказаних компонендовища для забезпечення бажаної швидкості, щоб тів. Наприклад, системи обробки сигналів, так що течія текучого середовища не гальмувалася фринемає необхідності у використанні кабелю або кційним тиском в складовому шлангу. труб для управління і/або приведення в дію вказаУ доповнення до складових шлангів, утворених компонентів. Наприклад, тракторна система них колоною насосно-компресорних труб, які заі/або компоненти забойного обладнання можуть безпечують гідравлічний зв'язок в свердловині, як мати бортові джерела енергії (наприклад, батареї), засіб передачі сигналів для приведення в дію комкомп'ютерні системи, а також системи передачі і понентів забойного обладнання (або як можливий прийому даних, так що трактор і компоненти зазасіб передачі сигналів для реєстрації на поверхні бойного обладнання можуть керуватися дистанданих від свердловинних датчиків), в стовбурі свеційно з поверхні за допомогою виносних систем рдловини можуть бути розгорнені одна або декільобробки сигналів, або, альтернативно, різні бортока провідних ліній зв'язку або один або декілька ві комп'ютерні системи можуть бути заздалегідь волоконно-оптичних кабелів для створення електзапрограмовані на поверхні для здійснення бажаричного або електрооптичного зв'язку в свердлоної послідовності операцій при розгортанні в стоввині, як засіб передачі сигналів для приведення в бурі свердловини. дію компонентів забойного На Фіг.18 показаний Відповідно до сьомого варіанту даного винашостий варіант здійснення винаходу, в якому траходу, струмені абразивного (або ерозійного) текукторна система, яка містить верхній тракторний чого середовища використовують як засоби для вузол 131 приводу і нижній тракторний вузол 133 перфорування стовбура свердловини. Струминне приводу, сполучена із забойним обладнанням і нагнітання абразивного (або ерозійного) текучого використовується для розгортання і вибору полосередовища є звичайним методом, що широко ження цього обладнання в стовбурі свердловини. використовується при видобутку нафти для різанУ цьому варіанті проводять обробку індивідуальня і перфорування свердловинних колон насосноних зон в послідовності від самих глибоких місцекомпресорних труб або інших компонентів стовбуположень в стовбурі свердловини до самих дрібра свердловини і гирла свердловини. Використанних місцеположень в стовбурі свердловини. У ня намотаних труб або складових труб як засіб цьому варіанті забойне обладнання містить також підвіски забойного обладнання створює трубопровнутрішню електричну насосну систему 117, що від розгортання системи різання струменем абразабезпечується електричною енергією, що перезивного текучого середовища. Для цього забойне дається в свердловину по провідній лінії зв'язку обладнання включає струминний інструмент. 102, яка дозволяє надувати або спускати (відкачуСтруминний інструмент дозволяє проводити нагнівати) надувний пакер 120, що багато разів встанотання в свердловину абразивного (або ерозійного) влюється, з використанням текучого середовища текучого середовища або суспензії під високим стовбура свердловини. У цьому варіанті текуче тиском і з високою швидкістю, через труби і через середовище для обробки пласта накачують вниз в форсунки. Абразивне (або ерозійне) текуче серекільцевий простір між провідною лінією зв'язку 102 довище розрізає стінку експлуатаційної обсадної і стінкою експлуатаційної обсадної колони 82, і колони, цементну оболонку і проникає в формапримусово нагнітають в задані перфорації. На цію, забезпечуючи шлях рушення текучих середоФіг.18 показано, що надувний пакер 120, що багавищ для сполучення з формацією. Випадковий то разів встановлюється, може бути приведений в розподіл отворів і щілин може бути отриманий з дію і встановлений нижче за перфорації 241, які використанням струминного інструмента по всьооб'єднані з наступною зоною розриву пласта. Наму інтервалу закінчення в ході операції інтенсифідувний пакер 120, що багато разів встановлюєтькації. Звичайно абразивне (або ерозійне) різання ся, забезпечує таку гідравлічну ізоляцію, що коли текучим середовищем і перфорування можуть текуче середовище для обробки пласта потім набути легко здійснені в широкому діапазоні умов качують вниз в кільцевий простір між провідною накачування, з використанням самих різних текулінією зв'язку 102 і експлуатаційною обсадною чих середовищ (вода, гель, масла і комбінація ріколонною 82, текуче середовище для обробки дини з газом) і з використанням самих різних твепримусово поступає в перфорації 240, 241 і створдих матеріалів (пісок, керамічні матеріали, і т.п.), рює нові гідравлічні розриви 242. Операції потім якщо потрібне застосування абразивних твердих продовжують і повторюють відповідним чином для матеріалів для специфічного перфорування стовбажаного числа зон формації і інтервалів. бура свердловини, струминний інструмент має Як альтернатива цього шостого варіанту, тракдовжину орієнтовно від одного до чотирьох футів, торна система може бути самохідною, керованою то вимоги до висоти поверхневої системи змазки за допомогою бортових комп'ютерних систем, при(системи лубрикатора) істотно знижуються (яка чому вона може містити бортові системи обробки може мати висоту до 60 футів або більше) в порівсигналів, так що немає необхідності у використанні нянні з вимогами до висоти при використанні зви 43 74818 44 чайних блоків перфорування з виборчим запалюженні. Перехідник 308 каналу циркуляції і каналу ванням як пристрій для перфорування. Зниження вирівнювання відкривається і закривається за равимог до висоти поверхневої системи змазки захунок переміщення вгору і вниз складової труби безпечує множину переваг, в тому числі зниження 302. собівартості і скорочення операційного часу. У цьому варіанті складові труби 302 переважНа Фіг.19 показаний більш детально сьомий но використовують спільно з механічним, що вставаріант здійснення винаходу, в якому струминний новлюється за рахунок стиснення, пакером 316, інструмент 310 використовують як пристрій для що багато разів встановлюється, оскільки механіперфорування, а складові труби 302 використовучний, що встановлюється за рахунок стиснення, ють для підвіски забойного обладнання в стовбурі пакер 316, що багато разів встановлюється, може свердловини. У цьому варіанті механічний, що бути легко приведений в дію і вимкнений (дезактивстановлюється за рахунок стиснення, пакер 316, вований) за рахунок вертикального переміщення що багато разів встановлюється, використовують і/або обертання, прикладеного через складові труяк пристрій ущільнення, що багато разів встановби 302. Вертикальне переміщення і/або обертання люється; механічний локатор 318 муфтових з'єдприкладають через складові труби 302 за допомонань обсадної колони використовують для контрогою блоку для подачі труб в свердловину з висолю глибини забойного обладнання і для вибору ким тиском на гирлі, передбаченого в невеликій його положення; переходник односпрямованого пересувній установці для закінчення пробуреної запірного вентиля з повним відкриванням відкидсвердловини, з використанням блоку силового ного типу 304 використовують для запобігання вертлюга, які використовують як поверхневі засопротіканню текучого середовища вгору по складоби для сполуки, установки в стовбур свердловини і вих трубах 302; перехідник 306 вузла пробки зі видалення з стовбура свердловини складових зрізною шпилькою і ловильною шийкою використруб 302. Потрібно мати на увазі, що поверхневе товують як запобіжний пристрій звільнення; переобладнання, методи і процедури, пов'язані з викохідник 308 каналу циркуляції і каналу вирівнюванристанням блоку для подачі труб в свердловину з ня використовують для забезпечення циркуляції високим тиском на гирлі, передбаченого в невелитекучого середовища і для вирівнювання тиску кій пересувній установці для закінчення пробуревище і нижче механічного, що встановлюється за ної свердловини і з використанням блоку силового рахунок стиснення, що багато разів встановлюєтьвертлюга, є звичайними і добре відомі фахівцям в ся, пакеру 316 при деяких обставинах; перехідник області з'єднання, установки в стовбур свердло314 односпрямованого запірного кульового вентивини під тиском і видалення з стовбура свердлоля використовують для того, щоб текуче середовини головкою для демонтажу замість блоку для вище могло протікати вгору з простору знизу від подачі труб в свердловину з високим тиском на механічного, що встановлюється за рахунок стисгирлі, також дозволяє проводити з'єднання, устанення, пакера 316, що встановлюється багато рановку в стовбур свердловини під тиском і видазів тільки через перехідник 308 каналу циркуляції і лення з стовбура свердловини під тиском складоканалу вирівнювання. вих труб; це також є звичайним і добре відоме Струминний інструмент 310 містить струминні фахівцям в області з'єднання, установки в стовбур канали 312, які використовують для прискорення і свердловини під тиском і видалення з стовбура направлення абразивного текучого середовища, свердловини під тиском складових труб. Потрібно накачаного вниз в складові труби 302, так що екстакож мати на увазі, що поверхневе обладнання плуатаційна обсадна колона 82 піддається прямовключає в себе відповідні маніфольди, труби і вему удару струменя. У цій конфігурації механічний нтилі, які дозволяють проводити течію між всіма локатор 318 муфтових з'єднань обсадної колони відповідними поверхневими компонентами і технісполучений відповідним чином з механічним, підчними засобами і стовбуром свердловини, в тому дається прямому удару струменя. У цій конфігурачислі (але без обмеження) через складові труби, ції механічний локатор 318 муфтових з'єднань обкільцевий простір між складовими трубами і екссадної колони сполучений відповідним чином з плуатаційною обсадною колоною, через насоси, механічним, що встановлюється за рахунок стисрезервуари для текучого середовища і колодязі нення, пакером 316, що багато разів встановлюзворотної течії. ється, таким чином, щоб дозволити текучому сеОскільки механічний, що встановлюється за редовищу протікати вгору з простору знизу від рахунок стиснення, пакер, що багато разів встаномеханічного, стиснення, що встановлюється за влюється, приводять в дію за рахунок вертикальрахунок, пакера 316, що багато разів встановлюного переміщення і/або обертання складових труб ється, до перехідника 308 каналу циркуляції і ка302, то текуче середовище може бути закачане налу вирівнювання. Площа поперечного перетину вниз в складові труби 302 без використання додатрубопроводів гідросистеми, які є всередині переткових клапанів управління і/або ізолюючих клапахідника 308 каналу циркуляції і каналу вирівнюнів, які могли б вимагатися у разі використання вання, вибрана таким чином, щоб вона перевищунадувного пакеру як пристрою ущільнення, що вала поперечний переріз струминних каналів 312, багато разів встановлюється. У цьому випадку так що велика частина потоку всередині складових внутрішній простір складових труб 302 використотруб 302 або забойного обладнання переважно вують для утворення незалежного трубопроводу тече через переходник 308 каналу циркуляції і між поверхнею і струминним інструментом 310, каналу вирівнювання, а не через струминні канали через який абразивне текуче середовище може 312, коли перехідник 308 каналу циркуляції і канабути закачане вниз через складові труби 302 до лу вирівнювання знаходиться у відкритому полоструминного інструмента 310. Струминні канали 45 74818 46 312, передбачені на струминному інструменті 310, потоку забезпечується за допомогою переходника створюють струмінь абразивного текучого середо314 односпрямованого запірного кульового вентивища, що має високу швидкість, яке направляють ля, причому перехідних 304 односпрямовного задля перфорування експлуатаційної обсадної колопірного вентиля з повним відкриванням відкидного ни 82 і цементної оболонки 84, щоб встановити типу використовують тільки для вирівнювання тисгідравлічний зв'язок з формацією 86. ку вище і нижче механічного, що встановлюється На Фіг.19 показаний струминний інструмент за рахунок стиснення, пакера 316, що встановлю310, який використовують для створення перфоється багато разів, коли тиск нижче за механічний, рацій 320, ведучих в перший призначений для общо встановлюється за рахунок стиснення, пакера робки інтервал формації, який збуджують за до316, що встановлюється багато разів, перевищує помогою гідравлічних розривів 322. На Фіг.19 тиск вище механічного, що встановлюється за також показаний струминний інструмент 310, який рахунок стиснення, пакера 316, що встановлюєтьбув переустановлений в стовбурі свердловини і ся багато разів. У тих випадках, коли тиск вище за який використовують для створення перфорацій механічного, що встановлюється за рахунок стис324 у другому інтервалі формації, що обробляєтьнення, пакера 316, що встановлюється багато рася, причому механічний пакер, що встановлюється зів, перевищує тиск нижче механічного, що встаза рахунок стиснення, що встановлюється багато новлюється за рахунок стиснення, пакера 316, що разів 316 може другому інтервалі формації, що встановлюється багато разів, то тиск вище за меобробляється, причому механічний пакер, що ханічного, що встановлюється за рахунок стисненвстановлюється за рахунок стиснення, що встаноня, пакера 316, що встановлюється багато разів, влюється багато разів 316 може бути приведений легко може бути знижений за рахунок проведення в дію для забезпечення гідравлічного ущільнення зворотної течії, що контролюється в щойно збув стовбурі свердловини раніше використання дженій зоні, з використанням кільцевого простору перфорацій 324 у другому рівні багатоступінчастоміж складовими трубами 302 і експлуатаційною го гідравлічного розклинюючого розриву пласта. обсадною колонною 82, або за рахунок циркуляції Потрібно мати на увазі, що струминні канали текучого середовища з більш низькою щільністю 312 можуть бути розташовані на відстані орієнтов(наприклад, азоту) вниз через складові труби 302 і но від шести дюймів до одного фута від механічновгору в кільцевий простір між складовими трубами го, що встановлюється за рахунок стиснення паке302 і експлуатаційною обсадною колонною 82. ра, що встановлюється багато разів 316, так що Використання переходника 304 односпрямопісля проведення другого розклинюючого рівня ваного запірного вентиля з повним відкриванням розриву пласта, зверху від механічного пакера відкидного типу є переважним, оскільки його конс316, що встановлюється за рахунок, стиснення, що трукція дозволяє проводити накачування без обвстановлюється багато разів, може нагромаджувамеження (вільне накачування) абразивного (або тися утворюючий заклопотаність розклинюючий ерозійного) текучого середовища в свердловину, а агент; в цьому випадку не абразивне і не ерозійне також дозволяє пройти контрольним кулькам, які, в текуче середовище може бути закачане вниз в залежності від специфічних деталей індивідуальскладові труби 302 і може поступати через струних компонентів забойного обладнання, можуть минні канали 312 і/або через переходник 308 кападати з поверхні в потік текучого середовища для налу циркуляції і каналу вирівнювання для видауправління або в гідросистему індивідуальних лення розклинюючого агента зверху від компонентів забойного обладнання, або забезпемеханічного пакера 316, що встановлюється за чувати безпечне звільнення цього обладнання. У рахунок стиснення, що встановлюється багато залежності від специфічної конструкції інструмента разів. Більш того струминний інструмент 310 може можуть бути використані різні конфігурації для бути приведений в обертання (коли механічний, забезпечення функціональних можливостей клащо встановлюється за рахунок стиснення, пакер панів управління потоком (фонтанних засувок), 316, що встановлюється багато разів, не приведеописаних в цьому варіанті. ний в дію) з використанням складових труб 302, які Як альтернатива вказаного сьомого варіанту можуть бути приведені в обертання при допомозі може бути використаний перехідник, який містить поверхневого силового вертлюга, для додаткового штуцер (ніпель), що дозволяє проводити підвіску сприяння видаленню розклинюючого агента зверабо утримання інших вимірювальних пристроїв ху від механічного, що встановлюється за рахунок або компонентів забойного обладнання. Цей штустиснення, пакера 316, що встановлюється багато цер, наприклад, може втримувати звичайний локаразів. Оскільки перфорації створюють з використор муфтових з'єднань обсадної колони і інструтанням струменя текучого середовища, то задирки мент з гама-променями, який розгорнений за перфорацій не утворюються. Оскільки відсутні допомогою провідної лінії зв'язку і встановлений в задирки перфорацій, які потенційно є джерелом штуцері, і який може бути використаний для додадодаткового зносу еластомерів механічного, що ткової діагностики положення забойного обладвстановлюється за рахунок стиснення пакера 316, нання і місцеположення інтервалів формації, які що встановлюється багато разів, то довговічність представляють інтерес. Додатково можуть бути механічного, що встановлюється за рахунок стисрозгорнені різні абразивні струминні інструменти нення, пакера 316, що встановлюється багато раяк частина забойного обладнання для управління зів, може бути підвищена в порівнянні з тими вихарактеристиками прорізання перфорацій, такими, дами застосування, в яких можуть існувати як розмір отвору (щілини) і швидкість різання, що задирки перфорацій. дозволяє використати різні абразивні матеріали Потрібно також мати на увазі, що регулювання і/або забезпечувати резервування системи у разі 47 74818 48 передчасної відмови компонентів. товують для підвіски власно пристрої ущільнення і Фахівці легко зрозуміють, що в забойному обпристрої для перфорування. Альтернативно, заладнанні може бути використана множина різних соби передачі сигналів, незалежно від того, чи є компонентів. Забойне обладнання може мати таку вони електричними, гідравлічними або іншими конфігурацію, яка містить засоби вимірювання засобами, можуть пройти через канал, розташовапараметрів резервуара, текучого середовища і ний поза засобом підвіски, або навіть розташовастовбура свердловини, які вважають бажаними ний в одному або декількох окремих витках намодля даного застосування. Наприклад, датчики тетаних труб або звичайних складових труб. мператури і тиску можуть бути використані для У разі використання текучих середовищ, що вимірювання температури і тиску свердловинного мають високу в'язкість в свердловинах з глибиною текучого середовища в ході обробки; денсиметр орієнтовно більше за 8,000 футів, множина істотможе бути використаний для вимірювання ефекних технологічних і економічних переваг може бути тивної щільності свердловинного текучого середоотримана за рахунок застосування даного винаховища (що особливо корисно для визначення розду. Зниження фрикційного тиску дозволяє провоподілу в свердловині і знаходження дити гідророзрив в більш глибоких свердловинах і місцеположення розклинюючого агента в ході гідзнижує вимоги до спеціальних складів текучого равлічного розклинюючого розриву пласта); і расередовища для гідророзриву. Зниження або усудіоактивна система виявлення (наприклад, систенення фрикційного тиску відбувається тому, що ми вимірювання з гама-променями або з текуче середовище з високою в'язкістю може бути нейтронами) може бути використана для локалізазакачане вниз в кільцевий простір між намотаними ції несучих вуглеводень зон або ж для ідентифікатрубами або іншими засобами підвіски і експлуації або локалізації радіоактивного матеріалу в стотаційною обсадною колоною. Оскільки відбуваєтьвбурі свердловини або в формації. ся зниження фрикційного тиску в порівнянні з сисУ залежності від наявності специфічних комтемами накачування текучого середовища з понентів забойного обладнання і від того, чи ствовисокою в'язкістю вниз у внутрішній простір наморює пристрій для перфорування перфораційні таних труб, то істотно збільшуються глибини сверотвори із задирками, які можуть пошкодити мехадловин, в яких може бути використана така технонізм ущільнення, забойне обладнання може мати логія. Наприклад, у разі розгортання намотаних інструмент для видалення задирок перфорацій, труб 1-1/2 дюйма в обсадній колоні 17 фунтів на що дозволяє шабрити і видаляти задирки перфофут із зовнішнім діаметром 5-1/2 дюйма, ефективрацій зі стінки обсадної колони. ний поперечний переріз потоку орієнтовно еквіваУ залежності від наявності специфічних комлентний обсадній колоні із зовнішнім діаметром 5 понентів забойного обладнання і від того, чи може дюймів. При вказаних ефективних поперечних відбуватися надмірний знос компонентів забойноперерізах потоку гідророзрив може проводитися в го обладнання, якщо воно рухається в контакті зі свердловинах глибиною до 20,000 футів і глибше, стінкою обсадної колони, в забойному обладнанні причому можуть бути досягнуті більш високі швидможуть бути використані перехідники центратору кості нагнітання (наприклад, орієнтовно від 10 до для механічного вибору положення забойного об30 барелів за хвилину або більше) для ефективноладнання і виключення або зниження небезпеки го транспортування розклинюючого агента і для його пошкодження при рушенні в контакті зі стінгідравлічного розриву пласта з використанням кою обсадної колони. текучих середовищ з високою в'язкістю. У залежності від наявності специфічних комОскільки кільцевий простір звичайно може мапонентів забойного обладнання і від того, чи моти більш значну еквівалентну площу перерізу пожуть заряди для перфорування створювати сильні току, то може бути використане звичайне текуче ударні хвилі і викликати шкідливі вібрації при їх середовище для розриву пласта замість спеціальзапалюванні, забойне обладнання може містити ного текучого середовища з низькою в'язкістю (таперехідники демпфування вібрацій і ударів, які кого, як текуче середовище DocKwellусувають або зводять до мінімуму шкідливу дію на Schlumberger's ClearFrac , яке використовують параметри системи за рахунок детонації заряду для зниження фрикційного падіння тиску через для перфорування. намотані труби. Використання технології із звиУ залежності від використаної системи розгорчайним текучим середовищем для розриву пласта тання і від задач конкретної технологічної операції, дозволяє проводити обробку формацій при темпепристрої для перфорування і будь-які інші бажані ратурах вище за 250°F, вище за яку, дорогі спецікомпоненти забойного обладнання можуть бути альні текучі середовища, що є в цей час можуть встановлені вище або нижче механізму ущільненпочати деградувати. ня, що багато разів встановлюється, і в бажаному Як механізм ущільнення можуть бути викориспорядку один відносно одного. Сама система розтані: надувний пристрій; механічний, що встановгортання, незалежно від того, чи виконана вона у люється за рахунок стиснення, пакер, що встановвигляді провідної лінії зв'язку, електропроводу, люється багато разів; механічний, що намотаних труб, звичайних складових труб або встановлюється за рахунок стиснення пакер, що свердловинного трактора, може бути використана охоплює з двох сторін; пристрої ущільнення продля передачі сигналів для приведення в дію мехабочного типу, а також будь-які інші альтернативні нізму ущільнення і/або пристрою для перфоруванпристрої, які можуть бути розгорнені за допомогою ня. Також можливо проводити підвіску таких засозасобу підвіски і забезпечують гідравлічне ущільбів передачі сигналів всередині звичайних нення, що встановлюється багато разів, або викоскладових труб або намотаних труб, які викориснують еквівалентну функцію. Існують як надувні, 49 74818 50 так і пристрої, що встановлюються за рахунок сти15-30 футами. снення, які забезпечують такий радіальний зазор Оскільки використання постійних пакер-пробок між елементами ущільнення і стінкою обсадної не є обов'язковим, виключається підвищення собіколони (наприклад, орієнтовно від 0.25 до 1 дюйма вартості і підвищення ризиків в стовбурі свердлодля надувних пристроїв і 0.1-0.2 дюйми для привини, пов'язаних з операціями висвердлювання строїв, що встановлюються за рахунок стиснення), пакер-пробок. що знос елементів ущільнення істотно знижується При використанні намотаних труб як засобу або зовсім виключається. Відповідно до переважрозгортання існує можливість застосування колони ного варіанту здійснення даного винаходу, існує намотаних труб, що використовуються для проведостатній зазор між механізмом ущільнення в його дення операції інтенсифікації, як підвішеної в гирне робочому стані і стінкою обсадної колони, який ло свердловини експлуатаційної колони насоснодозволяє проводити швидке переміщення вводу в компресорних труб, що приводить до істотного стовбур свердловини і виводу з нього, без істотнозниження собівартості за рахунок усунення необго пошкодження механізму ущільнення або без хідності мобілізації (переміщення) бурової устаноуправління тиском, пов'язаного з пульсаціями тисвки в місцеположення свердловини для установки ку або зі свабуванням свердловини внаслідок пезвичайної експлуатаційної колони насоснореміщення інструмента. Збільшений зазор між компресорних труб, що складається з складових поверхнею ущільнення і стінкою обсадної колони труб. (коли механізм ущільнення не приведений в дію) Контролювання послідовності підлягаючих обдозволяє також проводити ввід в свердловину і робці зон дозволяє оптимізувати індивідуальні вивід з неї намотаних труб і забойного обладнання рівні обробки на основі характеристик кожної індина істотно більш високих швидкостях, ніж це можвідуальної зони. Більш того істотно знижується ливе при використанні систем з намотаними труімовірність не оптимальної інтенсифікації за рахубами, що є в цей час. Крім того, для зведення до нок одночасної обробки множини зон, якщо мати мінімуму можливості небажаного зносу, відповідно тільки один відкритий набір перфорацій для кождо переважного варіанту пристрій для перфоруного рівня обробки. Наприклад, у разі гідравлічновання дозволяє проводити таке перфорування го розриву пласта, даний винахід дозволяє звести стінки обсадної колони, при якому отримують віддо мінімуму імовірність надмірної промивки або носно гладку кромку перфораційного отвору. Альнедостатнього введення розклинюючого агента в тернативно, механічний механізм ущільнення, що тріщину. Крім того, у разі виникнення проблеми, встановлюється багато разів, може не створювати що приводить до необхідності припинення обробідеальне гідравлічне ущільнення і може, наприки, зони, що підлягають збудженню у верхній часклад, залишати невеликий зазор по периметру тині свердловини, не зазнають ризику, оскільки пристрою. Розмір такого невеликого зазору може вони ще не перфоровані. Це контрастує із звичайбути вибраний таким чином, щоб створювати меними способами інтенсифікації із застосуванням ханізм ущільнення (якщо це потрібне), коли розкущільнюючої кульки або намотаних труб, в яких всі линюючий агент замикає цей зазор, і усувати ущіперфорації повинні бути пробиті раніше проведенльнення (якщо це потрібне) за рахунок циркуляції ня інтенсифікації. У разі відмови при проведенні текучого середовища. Більш того в залежності від інтенсифікації із застосуванням звичайних намоспецифічного виду застосування, можливе проветаних труб, надзвичайно важко ефективно провесдення економічно вигідних робіт по інтенсифікації ти відхилення і збудження в довгому інтервалі запласта, навіть якщо не отримане ідеальне гідравкінчення. Крім того, якщо тільки один набір лічне ущільнення за допомогою механічного мехаперфорацій відкритий вище за елемент ущільненнізму ущільнення, що встановлюється багато раня, то текуче середовище може циркулювати без зів. можливості прориву вниз в множину наборів відкОскільки пристрій для перфорування розгорритих перфорацій вище верхньої частини елементають одночасно з механізмом ущільнення, що та ущільнення, як це може трапитися при звичайбагато разів встановлюється, контроль глибини ній технологічній операції із застосуванням всіх компонентів може бути проведений в один і намотаних труб. Це може звести до мінімуму або той же час (одночасно), з використанням одного і виключити втрати текучого середовища і пошкотого ж стандарту вимірювання. Це виключає продження формації, коли тиск циркуляції в забої пеблеми контролю глибини, які властиві існуючим ревищує тиск в порах формації. способам, коли операції перфорування і операції Накачування для всієї обробки може бути проінтенсифікації проводять з використанням двох ведене при виконанні єдиного проходу в свердлорізних систем вимірювання в різний час і при різвині, що приводить до істотного зниження собіварних переміщеннях в стовбурі свердловини. Вельтості в порівнянні з іншими технологіями, які ми точний контроль глибини може бути досягнутий вимагають множини переміщень провідної лінії за рахунок використання локатора муфтових з'єдзв'язку або іншого обладнання в свердловину і нань обсадної колони, який використовують в пезворотно між рівнями обробки. реважному способі контролю глибини. Винахід може бути використаний для провеВисота кожного з індивідуальних перфоровадення багатоступінчастих обробок в похилих або них заданих інтервалів відповідно до даного винагоризонтальних стовбурах свердловин. Звичайно ходу не обмежена, що контрастує з випадком віінші традиційні технології відхилення в похилих домих раніше систем з намотаними трубами і з або горизонтальних стовбурах свердловин є більш використанням пакера, що охоплює з двох сторін, перспективними з урахуванням природи транспорв яких висота перфорованого інтервалу обмежена тування текучим середовищем відхиляючого ма 51 74818 52 теріалу через довгі інтервали, які звичайно є в лоною, або, альтернативно, зворотний потік може похилих або горизонтальних стовбурах свердлонавіть протікати вгору через колону намотаних вин. труб, якщо надмірний зворотний потік розклинююЯкщо відбувається випадання піску в ході гідчого агента не створює проблем. равлічного розриву пласта, то відповідно до винаЯк пристрій для перфорування може бути виходу пропонується спосіб негайного відкачування з користана будь-яка система перфорування, що є в свердловини текучого середовища, що є в кільцепродажу. Серед таких систем є системи з так звавому просторі з піском, так що операція інтенсифіним виборчим запалюванням, в яких єдиний блок кації може бути відновлена без виведення намоперфорації містить множину зарядів або наборів таних труб і забойного обладнання з свердловини. зарядів для перфорування. Кожний індивідуальний Наявність системи намотаних труб створює засіб набір одного або декількох зарядів для перфорувимірювання забойного тиску після перфорування вання може керуватися дистанційно і підпалюваабо в ході операцій інтенсифікації, на основі розтися з поверхні з використанням електрозв'язку, рахунків тиску в колоні намотаних труб при зупинці радіозв'язку, тиску, волоконної оптики або інших свердловини (або при низькому дебіті). засобів приведення в дію. Кожний набір зарядів Наявність системи намотаних труб або звидля перфорування має параметри конструкції (чичайних складових труб, якщо їх використовують як сло зарядів, число шпурів на фут, розмір отвору, засіб розгортання, створює можливість нагнітання характеристики проникнення), що дозволяють текучого середовища в свердловину незалежно пробивати оптимальні перфорації в індивідуальній від текучого середовища, що нагнітається в кільзоні, що підлягає обробці за допомогою індивідуацевий простір. Це може бути використане, наприльного рівня. На сучасному рівні технології перфоклад, в таких додаткових застосуваннях, як: (а) раторів з виборчим запалюванням, існують систеочищення механізму ущільнення забойного облами перфорування, що є в продажу, які дозволяють днання і каналів гідросистеми від накопичення перфорувати послідовно орієнтовно від 30 до 40 розклинюючого агента (що може служити причиінтервалів при єдиному проході в свердловині. ною застрявання інструмента) за рахунок накачуЗаздалегідь потрібно вибрати таку конструкцію і вання текучого середовища в свердловину з номітакий розмір перфоратора, який дозволяє пробинальною швидкістю для очищення механізму вати множину наборів перфорацій. Перфоратори ущільнення і каналів гідросистеми; (б) перемішуможуть бути розташовані в будь-якому місцеполовання в свердловині (що обговорюється далі женні на забойному обладнанні, в тому числі вище більш детально); (в) залиття кислоти в свердловиабо нижче механічного, механізму ущільнення, що ну в ході перфорування для сприяння очищенню багато разів встановлюється. перфораційного отвору і поліпшення сполучення з Інтервали для обробки можуть бути об'єднані формацією; і (г) незалежне збудження двох зон, в групи на основі властивостей колектора, параізольованих одна від одної за допомогою механізметрів обробки або граничних характеристик обму ущільнення, що багато разів встановлюється. ладнання. Після створення кожної групи інтервалів По суті, якщо труби використовують як засоби роз(що містить переважно орієнтовно від 5 до 20 інгортання, то в залежності від бажаних специфічтервалів), в кінці робочого дня (що часто визначаних операцій і від специфічних компонентів забойється світловими умовами) або при виникненні ного обладнання, текуче середовище може труднощів при ущільненні однієї або декількох зон, циркулювати в свердловині весь час, або тільки переважно використовують пакер-пробку або інпри приведенні в дію елемента ущільнення, або ший механічний пристрій для ізолювання групи тільки при вимкненні елемента ущільнення, або вже оброблених інтервалів від наступної групи коли канали вирівнювання (тиску) відкриті або заінтервалів, що підлягають обробці. Одна або декікриті. У залежності від специфічних компонентів лька пакер-пробок, що встановлюються за рахунок забойного обладнання і специфічної конструкції виборчого запалювання, або перегородок тріщини свердловинних клапанів регулювання дебіту, які можуть бути введені спільно із забойним обладможуть бути використані, наприклад, як інтегральнанням і встановлені в ході операції закінчення ні компоненти перехідників каналу вирівнювання, для забезпечення механічної ізоляції між перфоперехідників каналу циркуляції або перехідників рованими інтервалами і виключення необхідності каналу гідросистеми, свердловинні клапани регупрокладки окремої провідної лінії зв'язку для усталювання дебіту можуть керуватися за допомогою новки пристроїв механічної ізоляції або агентів провідної лінії зв'язку, за рахунок приведення в дію відхилення між групами рівнів розриву. гідравлічно, за рахунок приведення в дію потоком, Взагалі, спосіб, що пропонується, легко може за рахунок приведення в дію за допомогою "jбути використаний в експлуатаційних обсадних засувки", за рахунок приведення в дію за допомоколонах діаметром від 4-1/2 дюймів до 7 дюймів, гою ковзаючої муфти, або за допомогою множини при застосуванні існуючих систем перфорування, інших засобів, відомих фахівцям в області привещо є в продажу і механічних, механізмів ущільнендення в дію свердловинних клапанів регулювання ня, що багато разів встановлюються. Спосіб, що дебіту. пропонується, може бути використаний в менших Система намотаних труб дозволяє також заабо більших обсадних колонах при застосуванні безпечувати зворотну течію, що контролюється в механічних механізмів ущільнення, що багато раіндивідуальних рівнях обробки для сприяння очизів встановлюються, розроблених відповідним щенню і закриттю розриву. Зворотний потік може чином для вказаних менших або більших обсадних протікати вгору через кільцевий простір між намоколон. таними трубами і експлуатаційною обсадною коПри використанні перфораторів з виборчим 53 74818 54 запалюванням кожний індивідуальний перфоратор (але без обмеження) пристрої хімічного розчиненможе мати довжину орієнтовно від 2 до 8 футів і ня або ріжучі пристрої буріння і фрезерування, що містити орієнтовно від 8 до 20 зарядів для перфодозволяють створювати шлях рушення текучих рування, розміщених вздовж труби перфоратора з середовищ між стовбуром свердловини і навкощільністю шпурів від 1 до 6 шпурів на фут, а перелишньою формацією. В описі даного винаходу важно від 2 до 4 шпурів на фут. Відповідно до петермін "пристрій для перфорування" використовуреважного варіанту, від 15 до 20 індивідуальних ється в широкому значенні і включає в себе всі перфораторів можуть бути об'єднані в стопу, при вказані тут раніше і інші існуючі пристрої, які моцьому зібрана система перфораторів має повну жуть бути підвішені в стовбурі свердловини для довжину менш ніж орієнтовно 80-100 футів. Сисприведення в дію зарядів або інших засобів пертема з такою повною довжиною легко може бути форування, які можуть бути введені за допомогою введена в стовбур свердловини з використанням обсадної колони або за допомогою зовнішнього наявної поверхневої системи з краном і лубрикавідносно забойного обладнання пристосування, тором. Можуть бути використані і системи більшої або за допомогою способу підвіски забойного обдовжини, однак вони можуть вимагати викорисладнання. тання додаткового або спеціального поверхневого Забойне обладнання може мати свердловинобладнання, в залежності від повного числа перний двигун або інший механізм створення оберфораторів, утворюючих повний пристрій для пертання або моменту обертання, для приведення в форування. Потрібно мати на увазі, що в деяких дію механічних механізмів ущільнення, що вимаунікальних застосуваннях довжини перфораторів, гають створення обертання або моменту обертанчисло зарядів в одному перфораторі і щільність ня для їх приведення в дію. Такий пристрій, в пошпурів можуть бути більше або менше, ніж вказані єднанні з пристроєм орієнтації (наприклад, з вище, оскільки остаточні параметри системи пергіроскопом або компасом), дозволяє проводити форування залежать від специфічних характерисорієнтоване перфорування, при якому перфорації тик формації, що перетинається стовбуром свердвиконані в переважному напрямі. Альтернативно, ловини, яку має бути збуджено. якщо використовують звичайні складові труби, Для зведення до мінімуму повної довжини сисможлива передача обертання або моменту обертеми перфораторів і забойного обладнання може тання в свердловину за рахунок безпосереднього бути бажаним використання множини (два або обертання складових труб з використанням прибільше) носіїв заряду, рівномірно розподілених і воду для обертання, який є на звичайних установприв'язаних, приварених або прикріплених іншим ках для капітального ремонту свердловин. Як чином до намотаних труб, або встановлених нижелементи забойного обладнання можуть бути розче за механічний механізм ущільнення, що багато горнені також свердловинні датчики для вимірюразів встановлюється. Наприклад, якщо бажано вання умов в свердловині (локатор муфтових з'єдзбуджувати 30 зон, коли кожну зону перфорують нань обсадної колони, датчики тиску, температури, за допомогою 4-х футового перфоратора, єдиний а також і інші датчики), які дозволяють в реальноблок перфорації буде мати повну довжину близько му масштабі часу контролювати параметри опера130 футів, що непрактично для управління з повеції інтенсифікації, характеристики колектора і/або рхні. Альтернативно, можуть бути використані два експлуатаційні параметри свердловини. блоки перфорації, встановлені навпроти один одУ доповнення до механічного пристрою відхиного на намотаних трубах, причому кожний блок лення, що багато разів встановлюється, в свердмістить 15 перфораторів, при цьому повна довжиловину в ході обробки можуть бути введені інші на становить орієнтовно 75 футів, що дозволяє матеріали і пристрої відхилення, в тому числі (але легко проводити управління з поверхні за допомобез обмеження) ущільнюючі кульки або порошкогою існуючих систем з краном і лубрикатором. вий матеріал, такий, як пісок, керамічний матеріал, Альтернативний варіант побудови перфорарозклинюючий наповнювач, сіль, парафіни, смоли тора або перфораторів передбачає установку одабо інші органічні і неорганічні сполуки; або альтеного або декількох перфораторів вище за механічрнативні текучі середовища, такі, як текучі середоний механізм ущільнення, що багато разів вища з підвищенням в'язкості, текучі середовища з встановлюється. Використовують два або більше утворенням гелю, пінені матеріали, або інші текучі окремих блоків перфорації, закріплених так, щоб середовища, що хімічно утворюються, або інші заряди були орієнтовані в напрямі видалення від агенти відхилення, що нагнітаються. Додатковий компонентів забойного обладнання або від намоматеріал відхилення може бути використаний для таних труб. Може бути використаний також і єдизниження часу обробки інтенсифікації за рахунок ний блок з більш щільно завантаженими зарядами, скорочення числа установок пристрою механічного причому механізми запалювання забезпечують відхилення, однак при збереженні можливості відодночасний підпал тільки одного піднабору заряхилення у множини зон. Наприклад, в 3,000 футодів в заданому інтервалі, можливо всіх зарядів при вому інтервалі, в якому проводять обробку індивіодній заданій орієнтації фаз. дуальних зон з номінальними проміжками у 100 Незважаючи на те, що в описаному в цьому футів, може бути бажане використання механічноваріанті пристрої для перфорування використовуго пристрою відхилення, що багато разів встановється дистанційне запалювання зарядів або струлюється, працюючого з приростами 500 футів вгомінь текучого середовища для перфорування обру по стовбуру свердловини, а потім відхилення садної колони і цементної оболонки, в рамках кожного з шести рівнів за допомогою агента відхиданого винаходу можуть бути використані альтерлення, що переноситься за допомогою текучого нативні пристрої для перфорування, в тому числі середовища для обробки. Альтернативно, техно 55 74818 56 логія обмеження входу може бути використана конфігурації перфораторів. для множини інтервалів, коли бажано провести Крім того, якщо труби або кабель використообробку піднабору великого інтервалу. Кожна з вують як засоби розгортання, то для ослаблення вказаних можливостей знижує число механічних потенційної небажаної ерозії від впливу розклиустановок механічного пристрою відхилення і, монюючого агента на труби або кабель при прямому жливо, підвищує його ефективну довговічність. ударі текучого середовища з розклинюючим напоЯкщо колону насосно-компресорних труб вивнювачем, коли його нагнітають в канали накачукористовують як засіб розгортання, то труби довання з бічним виходом, в гирлі свердловини може зволяють проводити розгортання свердловинних бути утворений "пристрій ізоляції". Такий пристрій пристроїв для перемішування і застосовувати техізоляції може мати фланець, сполучений з коротнологію свердловинного перемішування. Більш ким відрізком труби, який вводять вниз по центру точно, колона насосно-компресорних труб може гирла свердловини, на декілька футів нижче за бути використана для накачування хімікатів в свеканали нагнітання. Забойне обладнання і труби рдловину і потім через канали гідросистеми в заабо кабель пропускають всередині труби прибойне обладнання з подальшим перемішуванням строю ізоляції. При цьому труба пристрою ізоляції з текучим середовищем, яке накачують в труби відхиляє розклинюючий агент і ізолює труби або через кільцевий простір експлуатаційної обсадної кабель від прямого удару розклинюючого агента. колони. Наприклад, в ході гідравлічного розриву Вказаний пристрій ізоляції має трубу відповідного пласта може бути бажано вводити азот або діокдіаметра, що дозволяє вільно пропускати забойне сид вуглеводу в труби свердловини і перемішуваобладнання і труби або кабель великого діаметра. ти їх в свердловині з текучим середовищем для Довжину пристрою ізоляції вибирають так, щоб у обробки пласта так, щоб отримувати зворотний разі пошкодження нижній головний вентиль все ще потік з азотом або діоксидом вуглеводу. залишався закритим і можна було зробити відпоОписаніспосіб і пристрій можуть бути викоривідний демонтаж гирла свердловини для видаленстані для обробки вертикальних, похилих або гоня ізоляційного інструмента. У залежності від типу ризонтальних стовбурів свердловини. Наприклад, текучих середовищ для інтенсифікації і від способу у винаході пропонується спосіб збудження множинагнітання, пристрій ізоляції може не знадобитися, ни вертикальних (або практично вертикальних) якщо немає проблем з ерозією. Незважаючи на те, тріщин для перетину горизонтальних або похилих що промислові випробування пристроїв ізоляції стовбурів свердловини. Така технологія дозволяє кажуть про відсутність проблем з ерозією, пов'язапроводити рентабельне закінчення множини сверних з технологією, що використовується, існує дедловин з єдиного робочого майданчика. Може буякий ризик ерозійного пошкодження труб ізоляційти також проведена обробка і свердловини з мноного інструмента за рахунок перешкод при його жиною бічних відгалужень, причому спочатку витяганні. При використанні ізоляційного інструмепроводять обробку самого глибокого відгалуженнта переважно потрібно підтримувати швидкість ня, потім встановлюють пробку або приводять в співударяння ерозійного текучого середовища з дію ущільнюючу втулку для ізоляції цього найнижізоляційним інструментом нижче орієнтовно 180 чого відгалуження, після цього проводять обробку футів на секунду, а ще краще, нижче орієнтовно наступного вгору по стовбуру свердловини відга60 футів на секунду. луження, потім встановлюють іншу пробку або Іншу заклопотаність при використанні вказаної приводять в дію іншу ущільнюючу втулку для ізотехнології викликає передчасне випадання піску з ляції цього відгалуження; і повторюють процес для пісконосія при гідравлічному розриві пласта, який обробки бажаного числа відгалужень в одному може трапитися при неточному вимірюванні перестовбурі свердловини. міщення текучого середовища в ході накачування, Якщо використовують перфоратори з вибороскільки важко ініціювати розрив за допомогою чим запалюванням, незважаючи на те, що бажано текучого середовища з розклинюючим наповнювапроводити обробку максимального числа інтервачем через наступну підлягаючу перфоруванню лів, використання коротких перфораторів (напризону. Може бути бажано використати КСl текуче клад, з довжиною 4 фута або менше), в деяких середовище або інше не утворююче гель текуче випадках обмежує продуктивність свердловини за середовище або текуче середовище для створенрахунок створення підвищеного падіння тиску в ня подушки, замість подушки з утворюючого гель найближчих до свердловини дільницях колектора, текучого середовища, для кращої ініціалізації розв порівнянні з використанням більш довгих перфориву пласта в наступній зоні. Накачування при раторів. Продуктивність свердловини може аналобільш високій швидкості не утворюючого гель тегічно обмежуватися, якщо тільки короткий інтервал кучого середовища між рівнями для забезпечення (наприклад, з довжиною 4 фута або менше) пертурбулентної промивки і свипування обсадної кофорують з використанням абразивного струменя. лони зводить до мінімуму ризик випадання розкПри цьому збільшується також імовірність надмірлинюючого агента. Крім того, аварійні перфоратоної зворотної течії розклинюючого агента, що веде ри, які передбачені на колоні інструмента, до зниження ефективності інтенсифікації. Зворотдозволяють продовжити технологічну операцію на течія переважна повинна мати керовану витрапісля відповідного часу очікування. ту для обмеження потенційної зворотної течії розНезважаючи на те, що описані вище варіанти клинюючого агента. У залежності від інтенсивності насамперед пов'язані з перевагами способу, що зворотної течії, для підвищення ефективності інтепропонується при застосуванні до процесів гідравнсифікації може бути використаний розклинюючий лічного розриву пласта, це не обмежує заявлений агент з полімерним покриттям або альтернативні винахід, який може бути використаний в будь-якій 57 74818 58 ситуації, в якій вигідно провести перфорування і нення винаходу, абсолютно ясно, що в нього фахівиконання інших свердловинних операцій при одвцями в даній області можуть бути внесені зміни і ному проході в стовбурі свердловини. Незважаючи доповнення, які не виходять однак за рамки прина те, що був описаний переважний варіант здійсведеної далі формули винаходу. 59 74818 60