способ замедления повреждения вскрытой поверхности пласта в нефтяных и газовых скважинах (варианты) и система для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, содержащий следующие этапы:

спуск колонны в ствол скважины, проходящей, по меньшей мере, частично через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой;

замедление повреждения вскрытой поверхности пласта, содержащее перемещение проппанта в ствол скважины по колонне до превышения давлением в стволе скважины первого пластового напряжения непродуктивного слоя и образования трещины в непродуктивном слое и перемещение проппанта в созданную трещину для формирования барьерного слоя для предотвращения повреждения вскрытой поверхности пласта.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы перемещения проппанта из колонны в ствол скважины до превышения давлением в стволе скважины второго пластового напряжения углеводородного пластового слоя и создания другой трещины в углеводородном пластовом слое и закачки проппанта в другую созданную трещину.

3. Способ по п.1, в котором непродуктивный слой содержит алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 до около 63 мкм.

4. Способ по п.3, в котором углеводородный пластовый слой содержит песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 до около 1,0 мм.

5. Способ по п.3, в котором трещина содержит пустотные пространства между частицами алевритового слоя.

6. Способ по п.1, в котором углеводородный пластовый слой содержит песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 до около 1,0 мм.

7. Способ по п.1, в котором барьерный слой содержит конгломерат из суспензии проппанта и окружающего скелета породы ствола скважины.

8. Способ по п.1, в котором колонна является бурильной колонной.

9. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы идентификации местоположения непродуктивного и углеводородного пластового слоев и регулировки размещения колонны на основе идентифицированных местоположений.

10. Способ по п.1, в котором замедление повреждения вскрытой поверхности пласта содержит компенсацию снижения давления в углеводородном пластовом слое вследствие добычи.

11. Способ по п.1, в котором повреждение вскрытой поверхности пласта является повреждением вскрытой поверхности песчаного пласта.

12. Способ замедления повреждения вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, содержащий осуществление вмешательства в скважине для замедления удаления материала с поверхности пласта скважины, содержащее спуск колонны в ствол скважины, по меньшей мере частично проходящей через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой, и замедление повреждения вскрытой поверхности пласта, содержащее перемещение проппанта в ствол скважины по колонне до превышения давлением в стволе скважины первого пластового напряжения непродуктивного слоя и создание трещины в непродуктивном слое, и перемещение проппанта в созданную трещину для формирования барьерного слоя для предотвращения повреждения вскрытой поверхности пласта.

13. Способ по п.12, дополнительно содержащий этапы перемещения проппанта из колонны в ствол скважины до превышения давлением в стволе скважины второго пластового напряжения углеводородного пластового слоя и создания другой трещины в углеводородном пластовом слое, и закачки проппанта в другую созданную трещину.

14. Способ по п.12, в котором непродуктивный слой содержит алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 до около 63 мкм.

15. Способ по п.12, в котором углеводородный пластовый слой содержит песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 до около 1,0 мм.

16. Способ по п.12, дополнительно содержащий этапы идентификации местоположения непродуктивного и углеводородного пластового слоев и регулировки размещения колонны на основе идентифицированных местоположений.

17. Способ по п.12, в котором замедление повреждений вскрытой поверхности пласта содержит компенсацию снижения давления в углеводородном пластовом слое вследствие добычи.

18. Способ по п.12, в котором повреждение вскрытой поверхности пласта представляет собой повреждение вскрытой поверхности песчаного пласта.

19. Система для замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, содержащая ствол скважины, проходящий через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой, и барьерный слой, образованный введением проппанта и расположенный между стволом скважины и непродуктивным слоем для замедления повреждения вскрытой поверхности пласта.

20. Система по п.19, в которой углеводородный пластовый слой содержит песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 до около 1,0 мм, и непродуктивный слой содержит алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 до около 63 мкм.

Описание изобретения к патенту

Предшествующий уровень техники

Настоящее изобретение относится к замедлению повреждения вскрытой поверхности пласта в нефтяных и газовых скважинах.

При бурении скважины механизированная добыча характеризует процесс использования искусственных средств для повышения притока жидкостей, таких как сырая нефть или вода, к поверхности продуктивной скважины. Обычно механизированная добыча обеспечивается созданием градиента давления в пласте, вследствие чего стимулируется приток пластовых флюидов в ствол продуктивной скважины.

Механизированная добыча может обеспечиваться электрическим погружным насосом. Электрический погружной насос имеет герметизированный электродвигатель, непосредственно соединенный с насосом. Собранный насос погружают в пластовую текучую среду. В таком случае пластовые текучие среды засасываются в электрический погружной насос и выкачиваются вверх по стволу скважины для сбора. Электрический погружной насос может обеспечивать значительную подъемную силу, поскольку его работа при подъеме текучей среды не зависит от давления наружного воздуха.

Механизированную добычу производят из многочисленных рабочих пластов с помощью электрических погружных насосов, осуществляющих подъем из песчаникового разреза, прослоенного глинистыми сланцами, такого, как обнаруженный на месторождении Forties в Северном море. На сроке службы электрического погружного насоса могут неблагоприятно сказываться условия на месторождениях, например на месторождении Forties, где повреждения вскрытой поверхности песчаного пласта являются распространенными. В зависимости от повторяемости повреждений вскрытой поверхности песчаного пласта на месторождениях этих типов время работы электрических погружных насосов находится в пределах от нескольких дней до нескольких лет.

Отказ насоса иногда связывают с повреждением электрической изоляции, например кабелей, обмоток, и проникновением текучей среды в электродвигатель. Однако наиболее часто электрические погружные насосы выходят из строя вследствие механического повреждения насоса, например заклинивания вала, нарушения герметичности или уплотнения крыльчаток насоса. Эти механические повреждения часто вызываются рабочими условиями. Например, твердые примеси в протекающем потоке могут вызывать истирание механических деталей насоса. Повреждение вскрытой поверхности песчаного пласта является основным источником этих примесей.

Целью настоящего изобретения является создание способов и системы для замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, обеспечивающих предотвращение удаления мелкозернистого материала вследствие повреждения вскрытой поверхности пласта, закупоривания электрических погружных насосов и локальной дестабилизации песков и локальной дестабилизации песков в перфорации ствола скважины вследствие удаления поддерживающего прилегающего материала.

Краткая сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, содержащий следующие этапы:

спуск колонны в ствол скважины, проходящей, по меньшей мере, частично через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой;

замедление повреждения вскрытой поверхности пласта, содержащее перемещение проппанта в ствол скважины по колонне до превышения давлением в стволе скважины первого пластового напряжения непродуктивного слоя и образования трещины в непродуктивном слое и перемещение проппанта в созданную трещину для формирования барьерного слоя для предотвращения повреждения вскрытой поверхности пласта.

Способ может дополнительно содержать этапы перемещения проппанта из колонны в ствол скважины до превышения давлением в стволе скважины второго пластового напряжения углеводородного пластового слоя и создания другой трещины в углеводородном пластовом слое и закачки проппанта в другую созданную трещину.

Непродуктивный слой может содержать алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 мкм до около 63 мкм.

Углеводородный пластовый слой может содержать песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 мм до около 1,0 мм.

Трещина может содержать пустоты между частицами алевритового слоя.

Углеводородный пластовый слой может содержать песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 мм до около 1,0 мм.

Барьерный слой может содержать конгломерат из суспензии проппанта и окружающего скелета породы ствола скважины.

Колонна может быть бурильной колонной.

Способ может дополнительно содержать этапы идентификации местоположения непродуктивного и углеводородного пластового слоев и регулировки размещения колонны на основе идентифицированных местоположений.

Замедление повреждения вскрытой поверхности пласта может содержать компенсацию снижения давления в углеводородном пластовом слое вследствие добычи.

Повреждение вскрытой поверхности пласта может быть повреждением вскрытой поверхности песчаного пласта.

Согласно другому варианту выполнения способ замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины содержит осуществление вмешательства в скважине для замедления удаления материала с поверхности пласта скважины, содержащее спуск колонны в ствол скважины, по меньшей мере, частично проходящей через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой, и замедление повреждения вскрытой поверхности пласта, содержащее перемещение проппанта в ствол скважины по колонне до превышения давлением в стволе скважины первого пластового напряжения непродуктивного слоя и создание трещины в непродуктивном слое, и перемещение проппанта в созданную трещину для формирования барьерного слоя для предотвращения повреждения вскрытой поверхности пласта.

Способ может дополнительно содержать этапы перемещения проппанта из колонны в ствол скважины до превышения давления в стволе скважины второго пластового напряжения углеводородного пластового слоя и создания другой трещины в углеводородном пластовом слое, и закачки проппанта в другую созданную трещину.

Непродуктивный слой может содержать алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 мкм до около 63 мкм.

Углеводородный пластовый слой может содержать песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 мм до около 1,0 мм.

Способ может дополнительно содержать этапы идентификации местоположения непродуктивного и углеводородного пластового слоев и регулировки размещения колонны на основе идентифицированных местоположений.

Замедление повреждения вскрытой поверхности пласта может содержать компенсацию снижения давления в углеводородном пластовом слое вследствие добычи.

Повреждение вскрытой поверхности пласта может представлять собой повреждение вскрытой поверхности песчаного пласта.

Согласно изобретению создана система для замедления повреждений вскрытой поверхности пласта в стволе скважины, содержащая ствол скважины, проходящий через непродуктивный слой и углеводородный пластовый слой, и барьерный слой, образованный введением проппанта и расположенный между стволом скважины и непродуктивным слоем для замедления повреждения вскрытой поверхности пласта.

Углеводородный пластовым слой может содержать песчаниковый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 0,0063 мм до около 1,0 мм, и непродуктивный слой содержит алевритовый слой, имеющий частицы со средней величиной диаметра от около 3,9 мкм до около 63 мкм.

Преимущества и другие признаки настоящего изобретения станут очевидными из следующих описания, формулы изобретения и чертежей.

Краткое описание чертежей

На чертежах показано следующее:

фиг.1 изображает схему сетевой системы обработки данных согласно осуществлению изобретения;

фиг.2 - схематический вид морской нефтегазовой платформы, связанной с углеводородной продуктивной скважиной, согласно осуществлению изобретения;

фиг.3 - схематический вид оборудования бурильной колонны, используемой для обеспечения вмешательства в области, окружающие перфорированный ствол скважины, для заполнения трещин, согласно осуществлению изобретения;

фиг.4 - таблицу, отражающую классификацию обломочных пород в соответствии с диаметром отдельных зерен осадка в породе;

фиг.5 - схематическую иллюстрацию вмешательства для заполнения трещин согласно предшествующему уровню техники;

фиг.6 - вид разреза профиля давления согласно осуществлению изобретения;

фиг.7 - схематическую иллюстрацию вмешательства для заполнения трещин согласно осуществлению изобретения;

фиг.8 - блок-схему последовательности операций способа заполнения трещин согласно осуществлению изобретения;

фиг.9 - блок-схему последовательности операций при управлении процессом на месте расположения скважины согласно осуществлению изобретения.

Подробное описание

На фиг.1 показана схема сетевой системы обработки данных, посредством которой может быть реализовано предпочтительное осуществление настоящего изобретения. В этом варианте сетевая система 100 обработки данных представляет собой сеть вычислительных устройств, посредством которых могут быть реализованы различные осуществления настоящего изобретения. Сетевую систему 100 обработки данных используют для сбора данных, анализа данных и принятия решений относительно эксплуатационного цикла различных природных ресурсов, таких как нефть и газ. Различные этапы этого эксплуатационного цикла включают в себя разведку, оценку, разработку коллектора, снижение добычи и ликвидацию коллектора. На этих различных фазах сетевую систему 100 обработки данных используют для принятия решений относительно надлежащего использования ресурсов для гарантии того, что пласт находится в соответствии с их потенциальным дебитом.

Сетевая система 100 обработки данных включает в себя сеть 102, которая является средой, используемой для обеспечения линий связи между различными устройствами и компьютерами при обмене информацией друг с другом в пределах сетевой системы 100 обработки данных. Сеть 102 может включать линии связи, такие как проводные, беспроводные линии связи или волоконно-оптические кабели. Данные могут выводиться вручную вместе с данными, сохраняемыми в устройстве хранения данных, таком как жесткий диск, универсальный цифровой диск или флэш-память.

В данном варианте на местах 104, 106, 108, 110 расположения скважин имеются компьютеры или другие вычислительные устройства, которые вырабатывают данные, относящиеся к скважинам, расположенным на этих местах расположения скважин. В этих примерах места 104, 106, 108, 110 расположения скважин находятся в географическом районе b. В этих вариантах данный географический район представляет собой единственный пласт. Конечно, в зависимости от конкретной реализации эти места расположения скважин могут быть распределены по различным географическим районам и/или по многочисленным пластам. Эти места расположения скважин могут быть местами расположения скважин, которые разрабатываются или из которых производится добыча. В этих вариантах места 104 и 106 расположения скважин имеют проводные линии 114 и 116 связи с сетью 102. Места 108 и 110 расположения скважин имеют беспроводные линии 118 и 120 линии связи с сетью 102.

Центр 122 анализа представляет собой место, в котором размещены системы обработки данных, такие как серверы, для обработки данных, собираемых с мест 104, 106, 108, 110 расположения скважин. Конечно, в зависимости от конкретной реализации могут иметься несколько центров анализа. В зависимости от конкретной реализации эти центры анализа могут быть, например, в офисе или на месте работ в географическом районе 112. Согласно этим иллюстративным осуществлениям в центре 122 анализа осуществляется анализ данных с мест 104, 106, 108, 110 расположения скважин путем использования обработок для различных осуществлений настоящего изобретения.

В показанном варианте сетевая система 100 обработки данных является Интернетом, вместе с сетью 102, представляющей всемирную совокупность сетей и шлюзы, в которых используется стек протоколов управления передачей/межсетевых протоколов для связи друг с другом. Основой Интернета является объединяющая магистраль из высокоскоростных линий передачи данных между основными узлами или хост-компьютерами, состоящими из тысяч коммерческих, правительственных, образовательных и других компьютерных систем, которые маршрутизируют данные и сообщения. Конечно, сетевая система 100 обработки данных также может быть реализована в виде сетей нескольких различных видов, таких как, например, интрасеть, локальная вычислительная сеть или глобальная сеть. Предполагается, что фиг.1 является вариантом, а не конструктивным ограничением для различных осуществлений.

На фиг.2 показано примерное место 200 расположения скважины, включающее в себя нефтегазовую платформу 210, и места 104, 106, 108, 110 расположения скважин. Хотя ниже для примера специально описана подводная скважина, понятно, что системы и способы, которые описываются в настоящей заявке, в соответствии с другими осуществлениями изобретения можно таким же образом применять к наземным скважинам.

Платформа 210 расположена над углеводородным пластом 212. Углеводородный пласт 212 представляет собой пласт из песчаника или другого проницаемого материала, содержащего углеводороды, такие как нефть и природный газ, вкрапленные в скелет породы.

Буровая вышка 214 используется для установки колонны 216 труб с интегрированной палубы 218 в устье 220 скважины, находящееся на морском дне 222. В дополнение к установке колонны 216 труб буровая вышка 214 также может быть использована для транспортировки оборудования 223 бурильной колонны вниз на колонне 216 труб и в стволе 228 скважины.

Оборудование 223 бурильной колонны, включающее в себя оборудование для контроля и вмешательства, может быть использовано для измерения свойств углеводородного пласта 212, а также непродуктивного слоя 224 и непродуктивного слоя 226, прилегающих к углеводородному пласту 212 и окружающих ствол 228 скважины. Оборудование 223 бурильной колонны также может быть использовано для обеспечения вмешательства в ствол 228 скважины и углеводородный пласт 212. При подводных работах, например, показанных на месте 200 расположения скважины, непродуктивный слой 224 и непродуктивный слой 226 могут быть образованы в основном из глинистого сланца или алевролита. Вмешательство является корректирующей мерой, применяемой относительно ствола скважины, которая направлена на повышение добычи из него.

Ствол 228 скважины проходит от устья 220 скважины ниже морского дна 222. Ствол 228 скважины проходит сквозь непродуктивный слой 224 и в углеводородный пласт 212. В зависимости от конкретного осуществления изобретения ствол 228 скважины может быть или может не быть обсажен металлической или цементной обсадной колонной для поддержания ствола 228 скважины и, следовательно, стабилизации недавно пробуренного пласта.

Перфорацию 230 пробивают сквозь ствол 228 скважины, в том числе сквозь любую обсадную колонну в ней, и продолжают из ствола 228 скважины в углеводородный пласт 212. Перфорация 230 представляет собой ряд каналов, которые образуют путем (в качестве не создающих ограничения примеров) прокалывания, струйного перфорирования или с помощью кумулятивных струй. Каналы проходят через обсадную колонну или нижнюю трубу обсадной колонны ствола 228 скважины в углеводородный пласт 212 для гидравлического сообщения ствола 228 скважины с углеводородным пластом 212. Перфорация 230 позволяет углеводородам протекать из углеводородного пласта 212 в ствол 228 скважины. Перфорация 230 также создает канал из ствола 228 скважины для выполнения любого вмешательства, такого как гидравлический разрыв пласта, гравийная набивка или заполнение трещин относительно углеводородного пласта 212.

Перфорацию 230 можно образовать при предшествующем спуске в скважину, используя кумулятивный перфоратор, струйный инструмент или перфорирующее устройство любого другого типа.

На фиг.3 схематически показан пример оборудования бурильной колонны в соответствии с осуществлением изобретения, используемого при вмешательстве в области, окружающие перфорированный ствол скважины, для заполнения трещин. Оборудование 300 бурильной колонны может быть таким оборудованием бурильной колонны, как оборудование 223 бурильной колонны из фиг.2, чтобы осуществлять вмешательство в углеводородный пласт для заполнения трещин, например в углеводородный пласт 212. Оборудование 300 бурильной колонны включает в себя один или несколько узлов для выполнения перфорации или заполнения трещин при вмешательстве в ствол скважины. В качестве не создающего ограничения примера оборудование 300 бурильной колонны может быть системой QUANTUM гравийной набивки, поставляемой Schlumberger Limited.

В качестве не создающего ограничения варианта оборудование 300 бурильной колонны может быть спущено вниз по скважине в ствол 228 скважины на каротажном кабеле 310, который может включать в себя одну жилу, несколько жил или оплетенные жилы из металлического провода. Каротажный кабель 310 может проводить ток по электрической цепи к оборудованию 300 бурильной колонны и также может обеспечивать канал связи между оборудованием 300 бурильной колонны и любыми контролирующими компьютерами, принимающими данные из ствола скважины. Заявитель отмечает, что каротажный кабель 310 является только одним вариантом устройства транспортировки, поскольку в соответствии с другими осуществлениями изобретения устройство транспортировки другого типа (например, соединенные трубы, тонкий неэлектрический кабель, гибкая труба и т.д. в качестве не создающих ограничения примеров) может быть использовано для спуска бурильной колонны 300 вниз по скважине.

Контроллер 314 прибора выдает команды, принимаемые от управляющего компьютера, на другие компоненты прибора 300 для оценивания пласта. Контроллер 314 прибора может быть системой обработки данных, включающей в себя программные команды, которая выдает управляющие команды на оборудование 300 бурильной колонны.

Насос 316 закачивает текучую среду в буровую скважину, и в камеры 318 для проб текучей среды, и пакеры 322 разобщения пластов. Кроме того, насос 316 может включать в себя клапаны или отверстия, которые могут открываться и закрываться с поверхности оборудования 300 бурильной колонны для введения текучих сред в камеры 318 для проб текучей среды или пакеры 322 разобщения пластов.

Пакеры 322 разобщения пластов представляют собой расширяющиеся кольца, расположенные вокруг внешней поверхности оборудования 300 бурильной колонны. Пакеры 322 разобщения пластов приспособлены для зацепления с уплотнением со стволом скважины. Пакеры 322 разобщения пластов обычно изготавливают из термопластичного эластомера, такого как резина. Камеры 318 проб текучей среды имеют канал, по которому пластовые текучие среды могут быть закачаны со стороны флюидного насоса 316 во внутреннюю часть пакеров 322 разобщения пластов, что вызывает раздувание пакеров 322 разобщения пластов и вхождение в зацепление с боковыми поверхностями ствола скважины. Тем самым пакеры 322 разобщения пластов создают уплотнение, так что условия в области между пакерами 322 разобщения пластов могут изменяться, например, вследствие изменения давления внутри этой области относительно условий в другом месте ствола скважины.

Во время процесса гидравлического разрыва пласта давление в стволе скважины повышают, закачивая текучие среды в ствол скважины. Текучая среда может быть любой текучей средой, начиная с воды и кончая гелями, пенами, азотом, диоксидом углерода или в некоторых случаях даже воздухом. Когда давление в стволе скважины превышает напряжение пласта создается трещина в пласте, вследствие чего сбрасывается часть давления. Трещина распространяется на некоторое расстояние от ствола скважины в соответствии с естественными напряжениями в пласте. Трещина может поддерживаться в раскрытом состоянии путем закачивания проппанта в раскрытую трещину для предотвращения смыкания трещины, когда давление в стволе скважины снижается. Проппант представляет собой пористую среду, такую как песок, которую закачивают в трещину, чтобы сохранить ее в расширенном состоянии, когда давление в стволе скважины снижается.

Проппанты растворены или же содержатся в специально образованных жидкостях, закачиваемых при высоких давлении и скорости на интервал пласта, подлежащий обработке. Проппант, который обычно представляет собой просеянный окатанный песок, перемещают в трещину. Этот песок выбирают из условия более высокой проницаемости по сравнению с проницаемостями окружающего пласта и трещины гидравлического разрыва, заполненной проппантом, и поэтому он становится каналом высокой проницаемости, по которому пластовые флюиды могут быть извлечены в скважину. В зависимости от типа проницаемости или необходимой прочности зерен используют проппанты различных видов, включая песок, покрытый смолой песок и синтетические керамики.

Когда пакеры 322 разобщения пластов находятся на месте, оборудование 300 бурильной колонны обеспечивает гидравлический разрыв пласта и заполнение трещины относительно углеводородного пласта, такого как углеводородный пласт 212 (фиг.2). Суспензию проппанта закачивают в обсадную колонну или кольцевое пространство фильтра через посредство циркуляционного резервуара, расположенного в удлиненном конце ниже пакера.

При выполнении операции заполнения трещин суспензию проппанта закачивают в ствол скважины до тех пор, пока давление внутри ствола скважины не превысит напряжения пласта. Когда создается трещина в пласте, суспензия проппанта продвигается в пласт. Проппант, заполняющий трещину, способствует притоку углеводородов из пласта в ствол скважины.

На фиг.4 показана таблица классификации обломочных пород в соответствии с диаметром отдельных зерен осадка в породе. В таблице 400 диапазоны размеров определяют пределы классов, которым даны наименования по шкале Уэнтуорта, чтобы на основании их выполнить классификацию обломочных пород.

В соответствии со шкалой Уэнтуорта, показанной на фиг.4, песчаник 410 обычно имеет частицы с величиной диаметра от около 0,0063 мм до около 1,0 мм. С другой стороны, алевролиты 420 и глинистые сланцы обычно имеют частицы размером от около 3,9 мкм (0,0004 мм) до около 63 мкм (0,0063 мм). Частицы меньшего размера в алевролите и глинистом сланце приводят к меньшему пустотному пространству между соседними частицами. Ограниченное пустотное пространство между частицами эффективно препятствуют размещению любых углеводородов внутри алевролита и глинистого сланца. Более крупные частицы песчаника приводят к большим пустотным пространствам между частицами, в которых углеводороды могут обнаруживаться.

На фиг.5 в соответствии с предшествующим уровнем техники схематически показано вмешательство, применяемое к стволу скважины для заполнения трещин. Ствол 510 скважины, который может быть стволом 228 скважины из фиг.2, проходит через углеводородный пласт 512, который может быть углеводородным пластом 212 (фиг.2). Перфорация 514 может быть перфорацией 230. Эта перфорация соединяет ствол 510 скважины с углеводородным пластом 512.

Суспензию 516 проппанта закачивают в ствол 510 скважины из оборудования бурильной колонны, такого как оборудование 300 бурильной колонны (фиг.3). Суспензию 516 проппанта закачивают в ствол скважины до тех пор, пока давление в стволе 510 скважины не превысит напряжения пласта. Когда происходит создание трещины в пласте, суспензия проппанта продвигается в пласт через трещину. Заполненная проппантом трещина способствует протеканию углеводородов из пласта в ствол скважины.

Перфорация 514 обычно находится в углеводородном пласте 512, обеспечивая готовый канал для притока углеводородов из углеводородного пласта 512 в ствол 510 скважины, из которого углеводороды могут быть извлечены. Поскольку перфорация 514 локализована в углеводородном пласте 512, суспензия 516 проппанта обычно сохраняется в углеводородном пласте 512 и не протекает в непродуктивный слой 518 и непродуктивный слой 520, между которыми заключен углеводородный слой 512. Непродуктивный слой 518 и непродуктивный слой 520 могут быть образованы в основном из глинистого сланца или алевролита.

Когда углеводороды извлекают из углеводородного пласта 512, изменения порового давления непосредственно влияют на горизонтальное напряжение. Поровое давление представляет собой внутреннее давление некоторого слоя пласта. Поровое давление зависит от концентрации флюидов в пластовом слое. В случае бассейна с уменьшенным напряжением, где перекрывающие породы влияют на поле напряжений, горизонтальные напряжения в непродуктивном слое 518 и непродуктивном слое 520 зависят от перекрывающих пород, коэффициента Пуассона и текущего порового давления в соответствии с уравнением 1:

где

_h - горизонтальное напряжение;

- вертикальное напряжение;

- коэффициент Пуассона;

- перекрывающие породы; и

р - поровое давление.

В таком случае напряжение в каждом слое, включая углеводородный пласт 512, непродуктивный слой 518 и непродуктивный слой 520, можно вычислять на основании коэффициента Пуассона и затем корректировать это напряжение за влияние истощения. Снижение напряжения в углеводородном пласте 512, часто вследствие эксплуатационного извлечения углеводородов, непосредственно приводит к повышению горизонтального напряжения в соседних непродуктивном пласте 518 и непродуктивном пласте 520 с низкой проницаемостью. Это повышение горизонтального напряжения обусловлено сдвигом статического равновесия сил в результате пониженного давления в углеводородном пласте 512. Снижение горизонтального напряжения в углеводородном слое и повышение горизонтального напряжения в непродуктивных слоях создают расхождение сил.

На фиг.6 показан разрез, иллюстрирующий профиль давления, который получают после удаления пластовых текучих сред из углеводородного слоя 616, который может быть углеводородным пластом 512 (фиг.5).

Пластовое давление P_f 610 обычно возрастает с глубиной 612 залегания пласта. Однако пластовое давление P_f значительно отклоняется от прогнозируемого пластового давления Р₀ 614 в области углеводородного слоя 616, который может быть продуктивным слоем в коллекторе. Поскольку пластовые флюиды извлечены из углеводородного слоя 616, пластовое давление P_f является значительно сниженным относительно прогнозируемого пластового давления Р ₀ 614.

Аналогично пластовому давлению P _f 610 поперечное напряжение O_hf 618 также обычно повышается с глубиной 612 залегания пласта. Поперечное напряжение O_hf 618 значительно отклоняется от прогнозируемого поперечного напряжения O_h0 620. В углеводородном слое 616 поперечное напряжение O_hf 618 претерпевает снижение напряжения вследствие извлечения пластовых флюидов. Однако для сохранения статического равновесия сил поперечное напряжение O_hf 618 в окружающих непродуктивном слое 622 и непродуктивном слое 624 будет претерпевать соответствующее повышение напряжения. Эти повышения напряжений могут быть обнаружены как перераспределение 626 поперечного напряжения и концентрация 628 напряжения.

Суммарный результат при рассмотрении коллектора с истощением заключается в том, что различие напряжений между углеводородным слоем 616, непродуктивным слоем 622 и непродуктивным слоем 624 возрастает вследствие изменений напряжений между средами. Чистый результат является удвоенным: во-первых, трещины гидравлического разрыва являются более ограниченными в вертикальном направлении и, следовательно, более длинными. Во-вторых, любое раскрытое отверстие или перфорированный глинистый сланец, или алевролит более подвержены дестабилизации, особенно при низком забойном давлении, например, при сближении истощенного слоя с буровым долотом или работе электрического погружного насоса при заканчивании скважины.

Таким образом, перераспределение 626 поперечного напряжения и концентрация 628 напряжения в окружающих непродуктивном пласте 622 и непродуктивном пласте 624 может приводить к повреждению вскрытой поверхности песчаного пласта в этих областях. Это повреждение вскрытой поверхности пласта может приводить к избыточной добыче песчаных примесей, которые оказывают отрицательное влияние на срок службы электрических погружных насосов, обеспечивающих механизированную добычу из коллектора. Когда примеси добываются в избыточном количестве, примеси могут попадать в электрический погружной насос и вызывать механическое повреждение насоса.

В соответствии с осуществлениями изобретения вмешательство используют для предотвращения удаления мелкозернистого материала с вскрытой поверхности пласта вследствие повреждения вскрытой поверхности пласта. Вмешательство должно в перспективе предотвращать закупоривание электрических погружных насосов. Вмешательство также должно предотвращать локальную дестабилизацию песков в перфорации вследствие удаления поддерживающего прилегающего материала.

На фиг.7 в соответствии с осуществлением изобретения схематически показано вмешательство, применяемое к стволу скважины для заполнения трещин. Ствол 710 скважины, который может быть стволом 228 (фиг.2), проходит через верхний непродуктивный слой 716, углеводородный пласт 712 и нижний непродуктивный слой 718. Углеводородный пластовый слой 712 может быть углеводородным пластом 212 (фиг.2). Перфорация 714, которая может быть перфорацией 230 (фиг.2), соединяет ствол 710 скважины с углеводородным пластом 712.

Суспензию 716 проппанта закачивают в ствол 710 скважины со стороны оборудования бурильной колонны, такого как оборудование 300 бурильной колонны (фиг.3). Суспензию 716 проппанта закачивают в ствол 710 скважины до тех пор, пока давление в стволе 710 скважины не превысит напряжения пласта. Когда создается трещина в пласте, суспензия проппанта продвигается в пласт. Заполненная проппантом трещина способствует притоку углеводородов из пласта в ствол скважины.

Перфорацию 714 продолжают от ее типичного места в углеводородном пласте 712, чтобы охватить перфорацией 714 непродуктивный слой 718 и непродуктивный слой 720, между которыми заключен углеводородный пласт 712. Суспензию 716 проппанта закачивают в углеводородный пласт 712, чтобы получать готовый канал для притока углеводородов из углеводородного пласта 712 в ствол b скважины, откуда они могут быть извлечены. Кроме того, суспензию 716 проппанта закачивают в окружающие непродуктивный слой 718 и непродуктивный слой 720 для обеспечения структурной поддержки этих областей во время извлечения углеводородов из углеводородного пласта 712. Путем подачи суспензии 716 проппанта в окружающие непродуктивный слой 718 и непродуктивный слой 720 создают барьер между окружающими непродуктивным слоем 718 и непродуктивным слоем 720, в результате чего уменьшается эрозия вскрытой поверхности песчаного пласта, обусловленная сдвигом статического равновесия сил, вызванным удалением углеводородов из углеводородного пласта 712. Барьерный слой представляет собой амальгамированный конгломерат суспензии проппанта и окружающего скелета породы, который является более стойким к эрозии, чем скелет породы из ствола скважины без проппанта.

На фиг.8 показан способ 800 выполнения вмешательства для заполнения трещин, который может быть выполнен в соответствии с осуществлением изобретения. До начала способа 800 выполняют по меньшей мере одну операцию (например, каротажную операцию) для идентификации местоположений и, следовательно, границ углеводородных пластовых слоев (то есть продуктивных слоев) и соседних непродуктивных слоев.

Способ 800 включает в себя транспортировку на стадии 810 оборудования бурильной колонны вниз по стволу скважины, чтобы выполнять вмешательство в углеводородный пласт для заполнения трещин. Оборудование бурильной колонны может содержать один или несколько узлов, чтобы осуществлять вмешательство в ствол скважины для выполнения перфорации или заполнения трещин и может быть оборудованием 300 бурильной скважины (фиг.3). Оборудованием бурильной колонны может быть система QUANTUM гравийной набивки, поставляемая Schlumberger. Согласно другим осуществлениям изобретения перфорирование можно выполнить, например, до спуска в скважину, используя колонну для перфорирования.

Оборудование бурильной колонны спускают вниз по скважине и располагают в целевом продуктивном слое и в по меньшей мере одном непродуктивном слое. На стадии 820 оборудование бурильной колонны закрепляют на месте путем раздувания пакеров разобщения пластов. Пакеры разобщения пластов приспособлены для зацепления с уплотнением со стволом скважины. Пакеры разобщения пластов могут быть пакерами 322 разобщения пластов (фиг.3). Пакеры разобщения пластов обычно изготавливают из термопластичного эластомера, такого как резина. Камеры для проб флюида обеспечивают канал, по которому пластовые текучие среды могут быть откачаны со стороны насоса во внутреннюю часть пакеров разобщения пластов, что вызывает раздувание пакеров разобщения пластов и зацепление боковых поверхностей со стволом скважины.

Пакеры разобщения пластов создают уплотнение, так что вследствие, например, изменения давления в этой области условия в области между пакерами 322 разобщения пластов могут изменяться относительно условий в другом месте ствола скважины.

Способ 800 включает в себя закачивание на стадии 830 суспензии проппанта в ствол скважины до тех пор, пока давление в стволе скважины не превысит напряжения пласта, что вызывает раскрытие по меньшей мере одной трещины в пласте и в соответствии с осуществлениями изобретения раскрытие по меньшей мере одной трещины в непродуктивном слое. В соответствии с естественными напряжениями в пласте трещины распространяются на расстояние от ствола скважины.

На стадии 840 закачивание продолжают для продвижения проппанта из ствола скважины в раскрытые трещины пласта и непродуктивных слоев. Проппант продвигается в песчаниковый углеводородный пласт, а также в окружающие непродуктивные алевритовые и глинистые слои.

На стадии 850 проппант, закачанный в окружающие непродуктивные пласты, создает барьер между непродуктивными песчаниковыми слоями и стволом скважины. Барьерный слой является более стойким к эрозии, чем природный песчаник. Барьерный слой представляет собой амальгамированный конгломерат суспензии проппанта и окружающего скелета породы, который является более стойким к эрозии, чем скелет породы из ствола скважины без проппанта. Поэтому, когда барьерный слой находится на месте, коллектор подвергается меньшей эрозии.

Как только закачивание проппанта завершается, способ 800 включает в себя сдувание на стадии 860 пакеров разобщения и удаление оборудования бурильной колонны из ствола скважины, после чего процесс завершается. Излишек проппанта удаляют вместе с оборудованием бурильной колонны.

В соответствии с осуществлениями изобретения пакер разобщения может быть отведен, колонна может быть установлена повторно и пакеры разобщения могут быть повторно раздуты в течение хода операции гидравлического разрыва пласта и подачи проппанта. Поэтому предполагаются многочисленные варианты, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

На фиг.9 показана блок-схема последовательности операций, иллюстрирующая способ 900 согласно осуществлению изобретения для управления процессом на месте расположения скважины. Способ 900 включает в себя определение на стадии 910 вмешательства в ствол скважины на месте расположения скважины в области, где повреждение вскрытой поверхности песчаного пласта является распространенным. Как показано на фиг.7, при вмешательстве в ствол скважины может подаваться проппант для заполнения трещин. Место расположения скважины может быть местом 200 расположения скважины (фиг.2).

Затем на стадии 920 осуществляют вмешательство в ствол скважины. В соответствии с вмешательством проппант закачивают в ствол скважины до тех пор, пока давление в стволе скважины не будет превышать напряжения пласта, что вызовет распространение одной или нескольких трещин в пласт в непродуктивных и продуктивных слоях. В соответствии с естественными напряжениями в пласте происходит распространение трещины (трещин) от ствола скважины. Закачивание проппанта продолжают до продвижения проппанта из ствола скважины в раскрытую трещину (трещины) пласта. Проппант продвигается в песчаниковый углеводородный пласт, а также в окружающие непродуктивные алевритовые и глинистые слои. Проппант, закачиваемый в окружающие непродуктивные слои, создает барьер между непродуктивными песчаниковыми слоями и стволом скважины. Барьерный слой является более стойким к эрозии, чем природный песчаник. Поэтому, когда барьерный слой находится на месте, пласт подвергается меньшей эрозии. Барьерный слой представляет собой амальгамированный конгломерат суспензии проппанта и окружающего скелета породы, который является более стойким к эрозии, чем скелет породы из ствола скважины без проппанта.

Способ 900 включает в себя управление на стадии 930 процессом на месте расположения скважины путем извлечения углеводородов из ствола скважины, после которого способ 900 завершается.

Другие осуществления предполагаются, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения. Например, в соответствии с другими осуществлениями изобретения углеводородные продуктивные и непродуктивные слои могут чередоваться. Для примера, в соответствии с другими осуществлениями изобретения углеводородный продуктивный пласт может быть другим пластом, а не песчаниковым пластом, и поэтому посредством способов и систем, которые раскрыты в настоящей заявке, можно замедлять повреждение вскрытой поверхности другого пласта, а не только повреждение вскрытой поверхности песчаного пласта.

Хотя настоящее изобретение описано относительно ограниченного ряда осуществлений, специалистам в данной области техники очевидны многочисленные модификации и варианты изобретения. Предполагается, что прилагаемой формулой изобретения охватываются все такие модификации и варианты как попадающие в рамки истинной сущности и объема этого настоящего изобретения.