Компоновка и способ интенсификации притока гидроразрывом пласта коллектора в нескольких зонах с использованием автономных блоков в системах труб - RU2571460C2

Чертежи

Показать все 35 чертежа(ей)

Описание

ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ

[01] Данная заявка испрашивает приоритет по предварительной патентной заявке U.S. 61/348,578, зарегистрированной 26 мая 2010 г. под названием Assembly and Method for Multi-Zone Fracture Stimulation of a Reservoir Using Autonomous Tubular Units, полностью включена в данный документ в виде ссылки. Данная заявка также связана с ранее зарегистрированной заявкой PCT/US2011/031948 под названием Assembly and Method for Multi-Zone Fracture Stimulation of a Reservoir Using Autonomous Tubular Units, зарегистрирована 11 апреля 2011 г.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[02] Данный раздел информирует о различных аспектах техники, которая может быть связана с являющимися примерами вариантами осуществления настоящего изобретения. Данное рассмотрение дает возможность лучше понять частные аспекты настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел надо читать с соответствующим подходом, а не как заключение по известной технике.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[03] Данное изобретение относится, в общем, к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Конкретнее, изобретен способ перфорирования, изоляции и обработки одного интервала или последовательно нескольких интервалов без выполнения работ на кабеле или со спуском колонны.

[04] В бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливают вниз, находящегося на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото поднимают и ствол скважины крепят обсадной колонной. При этом образуется кольцевая область между обсадной колонной и окружающими пластами.

[05] Обычно проводят цементирование для заполнения или заливки кольцевой области цементом. Это служит для образования цементной оболочки. Комбинация цемента и обсадной колонны является креплением ствола скважины и осуществляет изоляцию пластов за обсадной колонной.

[06] Обычно в ствол скважины устанавливают несколько обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами. Таким образом, процесс бурения и последующего цементирования уменьшающихся в диаметре обсадных колонн повторяется несколько раз или даже многократно до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, цементируют на месте установки. В некоторых случаях последняя обсадная колонна является хвостовиком, то есть обсадной колонной, не подвешенной на устье скважины, но подвешенной на нижнем конце предыдущей обсадной колонны.

[07] Как часть процесса заканчивания эксплуатационную обсадную колонну перфорируют на нужном уровне. Это означает, что пробивают перфоратором поперечные отверстия, проходящие через обсадную колонну и цементную оболочку, окружающую обсадную колонну, для обеспечения притока углеводородных текучих сред в ствол скважины. Затем пласт обычно подвергают гидроразрыву.

[08] Гидравлический разрыв пласта состоит из нагнетания вязких текучих сред (обычно тиксотропных, неньютоновских гелей или эмульсий) в пласт при таких высоких давлениях и расходах, что порода коллектора разрушается и образуется сеть трещин. Текучую среду гидроразрыва обычно смешивают с гранулированным материалом проппанта, таким как песок, керамические шарики или другие гранулированные материалы. Проппант служит для удержания трещины (трещин) открытой после сброса гидравлического давления. Комбинации трещин и нагнетаемого проппанта увеличивают производительность прошедшего обработку коллектора.

[09] Для дополнительной обработки пласта для интенсификации притока и очистки приствольных забойных зон скважины оператор может выбрать "кислотную обработку" пласта. Обработку выполняют, нагнетая раствор кислоты в ствол скважины и подавая через перфорационные отверстия. Использование раствора кислотной обработки является особенно предпочтительным в пластах, содержащих карбонатные горные породы. При проведении работ буровая компания нагнетает концентрированную муравьиную кислоту или другой кислотный состав в ствол скважины и направляет текучую среду в выбранные перспективные зоны. Кислота помогает растворению карбонатного материала, при этом, открываются поровые каналы, через которые углеводородные текучие среды могут проходить в ствол скважины. Кроме того, кислота помогает растворению бурового раствора, который мог войти в пласт.

[10] Применение гидравлического разрыва пласта и кислотной обработки для интенсификации притока, описанных выше, является рутинной частью работ в нефтяной промышленности в приложении к индивидуальным проектным зонам. Такие проектные зоны могут составлять до 60 метров (200 футов) полной вертикальной толщины подземного пласта. Когда многослойные или переслаивающиеся коллекторы или очень толстый нефтегазоносный пласт (более около 40 метров) подлежат гидравлическому разрыву, то требуются более сложные методики обработки для получения обработки всего перспективного пласта. В таком случае компания-оператор должна изолировать различные зоны для обеспечения не только перфорирования каждой отдельной зоны, но и адекватного гидроразрыва и обработки. При таком способе оператор уверен, что текучая среда гидроразрыва и/или стимулятор нагнетается через каждую группу перфорационных отверстий в каждую перспективную зону для эффективного увеличения производительности на каждой определенной глубине.

[11] Изоляция различных зон для обработки перед началом эксплуатации требует поэтапной обработки интервалов. Это, в свою очередь, включает использование так называемых способов отведения. В терминологии нефтяной отрасли, "отведение" означает, что нагнетаемая текучая среда отводится от входа в одну группу перфорационных отверстий так, что текучая среда в основном входит только в одну выбранную перспективную зону. В случае если несколько перспективных зон подлежат перфорированию, это требует выполнения нескольких этапов отведения.

[12] Для изоляции выбранных перспективных зон можно использовать различные методики отведения в стволе скважины. Известные методики отведения включают в себя использование следующего:

- механических устройств, таких как мостовые пробки, пакеры, скважинные клапаны, скользящие муфты, и комбинации дефлектор/пробка;

- уплотнительных шариков перфорации;

- твердых частиц, таких как песок, керамический материал, проппант, соль, парафины, смолы, или другие составы;

- химических систем, таких как загущенные текучие среды, огеленные текучие среды, пены или другие текучие среды, являющиеся химическими составами; и

- способов ограничения входа.

[13] Данные и другие способы временного блокирования потока текучих сред в заданную группу перфорационных отверстий или из нее описаны более подробно в U.S. Pat. No. 6,394,184 под названием "Method and Apparatus for Stimulation of Multiple Formation Intervals". Указанный патент, выдан в 2002 и переуступлен ExxonMobil Upstream Research Company. Указанный патент полностью включен в данный документ в виде ссылки.

[14] Патент 6394184 также раскрывает различные методики спуска компоновки низа бурильной колонны ("КНБК") в ствол скважины и затем создания сообщения текучей средой между стволом скважины и различными перспективными зонами. В большинстве вариантов осуществления КНБК включают в себя различные стреляющие перфораторы, имеющие соответствующие заряды. КНБК дополнительно включает в себя провод, проходящий с поверхности в компоновку для передачи электрических сигналов на стреляющие перфораторы. Электрические сигналы позволяют оператору подрывать заряды, при этом, выполняя перфорационные отверстия.

[15] КНБК также включает в себя комплект механически приводимого в действие переустанавливающегося устройства, фиксирующего аксиальное положение, или клиновой захват. Показанный в качестве примера клиновой захват приводится в действие "непрерывного цикла" механизмом с помощью циклического аксиального нагружения сжатия и натяжения. КНБК дополнительно включают в себя надувной пакер или другой герметизирующий механизм. Пакер приводится в действие приложением незначительной сжимающей нагрузки после установки клинового захвата в обсадной колонне. Пакер является переустанавливающимся, так что КНБК может перемещаться на различные глубины или места вдоль ствола скважины для изоляции выбранных перфорационных отверстий.

[16] КНБК также включает в себя локатор муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору мониторинг глубины или местоположения компоновки для надлежащего подрыва зарядов. После подрыва зарядов (или иного пробивания обсадной колонны для сообщения текучей средой с окружающей перспективной зоной), КНБК перемещается так, что пакер можно устанавливать на необходимой глубине. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору перемещение КНБК на нужную глубину относительно вновь выполненных перфорационных отверстий и затем изоляцию данных перфорационных отверстий для гидравлического разрыва пласта и химической обработки.

[17] Каждый из различных вариантов осуществления КНБК, раскрытый в патенте 6394184 включает в себя средство развертывания компоновки в стволе скважин, и последующего линейного перемещения компоновки вверх и вниз в стволе скважины. Такое средство линейного перемещения включает в себя колонну гибкой насосно-компрессорной трубы, колонну обычной составной насосно-компрессорной трубы, тросовую линию, электрокабель или скважинный трактор. В любом варианте, компоновки низа бурильной колонны должны обеспечивать оператору перфорирование обсадной колонны в различных перспективных зонах и затем последовательную изоляцию соответствующих перспективных зон так, что текучая среда гидроразрыва может нагнетаться в перспективные зоны в том же рейсе.

[18] Известные способы заканчивания скважины требуют использования оборудования на поверхности. На Фиг. 1 представлен вид сбоку площадки 100, на которой строится скважина. На площадке 100 скважины используют известное наземное оборудование 50 для несения скважинных инструментов (не показано) над стволом скважины 10 и в нем. Скважинные инструменты могут, например, представлять собой стреляющий перфоратор или пробку гидроразрыва. В показанном в качестве примера на Фиг. 1 устройстве скважинные инструменты подвешены на тросе 85.

[19] Наземное оборудование 50 сверху включает в себя устьевое тросовое оборудование 52. Устьевое тросовое оборудование 52 является удлиненным трубным устройством для приема скважинных инструментов (или колонны скважинных инструментов) и ввода их в ствол 10 скважины. В общем, устьевое тросовое оборудование 52 должно быть длиннее компоновки стреляющего перфоратора (или колонны другого инструмента) для обеспечения безопасного развертывания компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины 100 под давлением.

[20] Устьевое тросовое оборудование 52 подает колонну инструмента таким способом, что давление в стволе 10 скважины контролируется и поддерживается. С использованием серийного и доступного существующего оборудования, высота до верха устьевого тросового оборудование 52 может составлять приблизительно 100 футов (31 м) от поверхности 105 земли. В зависимости от суммарный требуемой длины другие системы подвески устьевого тросового оборудования (соответствующие целевому назначению буровые установки заканчивания/капремонта) можно также использовать. Альтернативно, для уменьшения требуемой суммарной высоты от поверхности систему скважинного устьевого тросового оборудования, аналогичную описанной в U.S. Pat. No. 6056055, выдан 2 мая 2000 г., можно использовать, как часть наземного оборудования 50 и в операциях заканчивания.

[21] Устьевое тросовое оборудование 52 подвешивается над стволом скважины 10 с помощью стрелы 54 крана. Стрелу 54 крана несет опирающаяся на поверхность 105 земли платформа 56 крана. Платформа 56 крана может представлять собой транспортное средство для перевозки части или всей стрелы 54 крана по дороге. Стрела 54 крана включает в себя тросы или кабели 58, используемые для удержания и манипуляций с устьевым тросовым оборудованием 52 над стволом 10 скважины и его демонтажа. Стрела 54 крана и платформа 56 крана выполнены с возможностью несения нагрузок от устьевого тросового оборудования 52 и любых требуемых нагрузок, планируемых для операций заканчивания.

[22] На Фиг. 1 показано устьевое тросовое оборудование 52, установленное над стволом 10 скважины. Верхний участок являющегося примером ствола 10 скважины показан на Фиг. 1. Ствол 10 скважины образует сквозное отверстие 5, проходящее от поверхности 105 земли в подземное пространство 110.

[23] В стволе 10 скважины вначале выполняют направление 20. Направление 20 имеет верхний конец 22, герметично соединяющийся с нижней главной задвижкой 25 гидроразрыва. Направление 20 также имеет нижний конец 24. Направление 20 скреплено со стволом 10 скважины окружающей цементной оболочкой 12.

[24] Ствол 10 скважины также включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 30. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также скреплена со стволом 10 скважины окружающей цементной оболочкой 14. Эксплуатационная обсадная колонна 30 имеет верхний конец 32, герметично соединяющийся с верхней главной задвижкой 35 гидроразрыва. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также имеет нижний конец (не показано). Понятно, что ствол 10 скважины предпочтительно проходит вглубь на некоторое расстояние ниже самой нижней зоны или подземного интервала, подлежащего обработке для интенсификации притока, для размещения отрезка длины скважинного инструмента, такого как компоновка стреляющего перфоратора. Скважинный инструмент прикрепляется к концу троса 85.

[25] Наземное оборудование 50 также включает в себя один или несколько противовыбросовых превенторов 60. Противовыбросовые превенторы 60, в общем, дистанционно приводятся в действие в случае эксплуатационных сбоев. Устьевое тросовое оборудование 52, стрела 54 крана, платформа 56 крана, противовыбросовые превенторы 60 (и их соответствующее вспомогательные компоненты управления и/или приводов) являются стандартными компонентами оборудования, известными специалистам в данной области техники заканчивания скважины.

[26] Как показано на Фиг. 1, оборудование 70 устья скважины установлено над поверхностью 105 земли. Оборудование 70 устья скважины используют для избирательной герметизации ствола 10 скважины. Во время заканчивания оборудование 70 устья скважины включает в себя различные компоненты патрубков боковой врезки, часто именуемыми катушками. Оборудование 70 устья скважины и его катушки используют для регулирования расхода и гидравлической изоляции во время операций монтажа буровой установки, операций обработки для интенсификации притока и операций демонтажа буровой установки.

[27] Катушки могут включать в себя буферную задвижку 72. Буферную задвижку 72 используют для изоляции ствола 10 скважины от устьевого тросового оборудования 52 или других компонентов над оборудованием устья скважины. Катушки также включают в себя нижнюю главную задвижку 25 гидроразрыва и верхнюю главную задвижку 35 гидроразрыва, упомянутые выше. Данные главные нижняя задвижка 25 и верхняя задвижка 35 гидроразрыва создают системы запорной арматуры для изоляции давления в стволе скважины выше и ниже своих соответствующих мест установки. В зависимости от технологии работ на конкретной площадке и проектной обработки для интенсификации притока одну из данных изолирующих задвижек можно использовать или не использовать.

[28] Оборудование 70 устья скважины и его катушки могут также включать в себя инжекционные клапаны 74 на боковом отводе. Инжекционные клапаны 74 на боковом отводе создают место для нагнетания текучих сред обработки для интенсификации притока в ствол 10 скважины. Трубная разводка от насосов на поверхности (не показано) и емкости (не показано), используемые для нагнетания текучей среды обработки для интенсификации притока присоединяются к клапанам 74 с использованием подходящих шлангов, крепежа и/или соединительных муфт. Текучие среды обработки для интенсификации притока затем перекачивают в эксплуатационную обсадную колонну 30.

[29] Оборудование 70 устья скважины и его катушки могут также включать в себя инструмент 76 герметизации троса. Инструмент 76 герметизации троса создает средство защиты троса 85 от прямого прохода потока несущей проппант текучей среды, инжектируемой в инжекционные клапаны 74 на боковом отводе. Вместе с тем, следует отметить, что трос 85, в общем, не защищен от несущих проппант текучих сред под оборудованием 70 устья скважины. Поскольку несущая проппант текучая среда является высокоабразивной, это создает потолок производительности для подачи насосом скважинных инструментов в ствол 10 скважины.

[30] Понятно, что различные позиции наземного оборудования 50 и компоненты оборудование 70 устья скважины показаны только в качестве примера. В обычных операциях заканчивания должны использоваться многочисленные клапаны, трубы, емкости, крепеж, соединительные муфты, измерительные приборы и другие устройства. Кроме того, скважинное оборудование можно спускать в ствол скважины и поднимать из него с использованием электрокабеля, гибкой насосно-компрессорной трубы, или скважинного трактора. Альтернативно, буровую установку или другую платформу можно использовать с составными трубными инструментами.

[31] В любом случае необходимо создание скважинных инструментов, которые можно развертывать в стволе скважины без использования устьевого тросового оборудования и стрелы крана. Кроме того, необходимо создание автономных инструментов, то есть не управляемых механически с поверхности, которые можно развертывать в эксплуатационной обсадной колонне или другой трубной детали, такой как трубопровод. Кроме того, необходимо создание способов перфорирования и обработки нескольких интервалов по длине ствола скважины без ограничения производительности насоса или необходимости использования удлиненного устьевого тросового оборудования.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[32] Компоновки и способы, описанные в данном документе, имеют различные преимущества для проведения работ разведки и добычи нефти и газа. Первое, создана компоновка инструмента. Компоновка инструмента предназначена для использования при выполнении работ в трубах. В одном варианте осуществления компоновка инструмента содержит автономно приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент может, например, являться пробкой для гидроразрыва, мостовой пробкой, режущим инструментом, ремонтной муфтой обсадной колонны, цементировочным пакером, или стреляющим перфоратором.

[33] Предпочтительным является изготовление, по меньшей мере, частей компоновки инструмента, например, одного или нескольких вышеупомянутых инструментов из трескающегося материала. Компоновка инструмента саморазрушается, реагируя на назначенное событие. Таким образом, в случае если инструмент является пробкой для гидроразрыва, компоновка инструмента может саморазрушаться в стволе скважины в назначенное время после установки. В случае если инструмент является стреляющим перфоратором, компоновка инструмента может саморазрушаться при выполнении стрельбы перфоратором после достижения выбранной глубины.

[34] Компоновка инструмента также включает в себя устройство локации. Устройство локации может являться компонентом, отдельным от бортового контроллера, или может быть встроено в бортовой контроллер, так что ссылку в данном документе на устройство локации можно считать также ссылкой на контроллер и наоборот. Устройство локации выполнено с возможностью определять местоположение приводимого в действие инструмента в трубном изделии. Трубное изделие может, например, являться стволом скважины, сконструированной с возможностью добычи углеводородных текучих сред, или трубопроводом для транспортировки текучих сред.

[35] Устройство локации определяет местоположение в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине системы труб. В одном устройстве устройство локации является локатором муфт обсадной колонны, и физическая сигнатура образуется разносом муфт вдоль трубного изделия. Муфты обнаруживаются локатором муфт. В другом устройстве устройство локации является радиочастотной антенной, и физическая сигнатура образуется разносом идентификационных меток. Идентификационные метки обнаруживаются радиочастотной антенной.

[36] Компоновка инструмента также содержит бортовой контроллер. Контроллер, выполнен с возможностью передачи сигнала приведения в действие на приводимый в действие инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента. Локация также основана на физической сигнатуре вдоль ствола скважины. Приводимый в действие инструмент, устройство локации и бортовой контроллер вместе имеют размеры и выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии, как автономный блок.

[37] В одном варианте осуществления устройство локации содержит пару датчиков, разнесенных вдоль компоновки инструмента. Пара датчиков представляет собой нижний датчик и верхний датчик. В данном варианте осуществления сигнатура образуется с помощью установки меток, разнесенных вдоль трубного изделия, метки обнаруживаются каждым из датчиков.

[38] Контроллер может содержать часовой механизм, определяющий время, прошедшее между обнаружением нижним датчиком и обнаружением верхним датчиком прохода компоновки инструмента мимо метки. Компоновку инструмента программируют для определения скорости компоновки инструмента в заданное время на основе деления расстояния между нижним и верхним датчиками на время, прошедшее между обнаружениями. Установку компоновки инструмента на выбранное место вдоль трубного изделия можно затем подтверждать комбинацией (I) положения компоновки инструмента относительно меток, обнаруженных нижним или верхним датчиком, и (II) скорости компоновки инструмента, вычисленной контроллером, как функции времени.

[39] В случае если инструмент является пробкой для гидроразрыва или мостовой пробкой, пробка может иметь эластомерный уплотнительный элемент. Когда инструмент приводится в действие, уплотнительный элемент, который, в общем, имеет конфигурацию кольца, расширяется, образовывая существенную изоляцию текучей среды в трубном изделии на выбранном месте. Пробка может также иметь комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента установленной вблизи выбранного места.

[40] Компоновка может включать в себя ловильную шейку. Шейка обеспечивает оператору извлечение инструмента в случае прихвата или осечки при стрельбе.

[41] В случае если инструмент является компоновкой стреляющего перфоратора, предпочтительно компоновка стреляющего перфоратора включает в себя систему безопасности для предотвращения преждевременной детонации соответствующих зарядов стреляющего перфоратора.

[42] В одном устройстве компоновки инструмент является внутритрубным снарядом, а трубное изделие является трубопроводом, транспортирующим текучие среды. Внутритрубный снаряд приводится в действие в некотором месте в трубопроводе для выполнения некоторой операции, такой как отбор проб текучей среды или очистка секции стенки трубопровода.

[43] Способ перфорирования ствола скважины в нескольких перспективных зонах также предложен в данном документе. В одном варианте осуществления способ вначале включает в себя создание первой автономной компоновки стреляющего перфоратора. Первая компоновка стреляющего перфоратора, по существу, изготовлена из трескающегося материал и выполнена с возможностью обнаружения первой выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины.

[44] Способ также включает в себя развертывание первой компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. После обнаружения достижения первой компоновкой стреляющего перфоратора первой выбранной перспективной зоны, компоновка стреляющего перфоратора должна выполнить стрельбу вдоль первой перспективной зоны для получения перфорационных отверстий.

[45] Способ дополнительно включает в себя создание второй компоновки стреляющего перфоратора. Вторая компоновка стреляющего перфоратора также по существу изготовлена из трескающегося материала и выполнена с возможностью обнаружения второй выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины.

[46] Способ также включает в себя развертывание второй компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. После обнаружения достижения второй компоновкой стреляющего перфоратора второй выбранной перспективной зоны, компоновка стреляющего перфоратора должна выполнить стрельбу вдоль второй перспективной зоны для получения перфорационных отверстий.

[47] Этапы развертывания компоновок стреляющего перфоратора можно выполнять различными способами. Способы включают в себя подачу насосом, с использованием гравитации, с использованием скважинного трактора или их комбинации. Дополнительно, компоновки стреляющего перфоратора можно, если необходимо, сбрасывать в любом порядке для перфорирования различных зон в зависимости от программы заканчивания ствола скважины.

[48] Способ может также включать в себя высвобождение уплотнительных шариков перфорационных отверстий из второй компоновки стреляющего перфоратора. Высвобождение проводится перед выполнением стрельбы перфоратором второй компоновки стреляющего перфоратора, или одновременно с ней. Способ затем включает в себя создание временной герметизации уплотнительными шариками перфорационных отверстий вдоль первой перспективной зоны. В данном варианте осуществления вторая компоновка стреляющего перфоратора содержит множество не трескающихся уплотнительных шариков перфорационных отверстий и контейнер, размещаемый вместе с компоновкой стреляющего перфоратора, для временного удержания уплотнительных шариков перфорационных отверстий. Уплотнительные шарики перфорационных отверстий высвобождаются по команде бортового контроллера перед выполнением стрельбы перфоратором второй компоновки стреляющего перфоратора, или одновременно со стрельбой.

[49] Способ перфорирования ствола скважины может дополнительно содержать создание автономной компоновки пробки для гидроразрыва. Компоновка пробки для гидроразрыва может иметь устройство, описанное выше. Например, компоновка пробки для гидроразрыва включает в себя пробку для гидроразрыва с эластомерным элементом для создания изоляции текучей среды после приведения в действие. Компоновка пробки для гидроразрыва также выполнена с возможностью обнаруживать выбранное для ее установки место вдоль ствола скважины. Способ должен, при этом, также включать в себя развертывание компоновки пробки для гидроразрыва в стволе скважины. После обнаружения достижения компоновкой пробки для гидроразрыва выбранного места в стволе скважины, клиновой захват и уплотнительный элемент вместе приводятся в действие для установки компоновки пробки для гидроразрыва.

[50] Отдельный способ выполнения заканчивания ствола скважины также создан. Предпочтительно, ствол скважины сконструирован с возможностью добычи углеводородных текучих сред из подземного пласта или нагнетания текучих сред в подземный пласт. В одном аспекте способ вначале содержит спуск компоновки инструмента в ствол скважины. Здесь компоновка инструмента спускается в ствол скважины на рабочей линии. Рабочая линия может представлять собой проволочную линию, трос или линию электрокабеля.

[51] Компоновка инструмента имеет приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент может, например, являться пробкой для гидроразрыва, цементировочным пакером, или мостовой пробкой. Компоновка инструмента также имеет установочный инструмент для установки компоновки инструмента.

[52] Компоновка инструмента также имеет устройство подрыва. Еще дополнительно, компоновка инструмента включает в себя бортовой процессор. Бортовой процессор имеет таймер для саморазрушения компоновки инструмента с использованием устройства подрыва через заданный период времени после приведения инструмента в действие в стволе скважины. Компоновку инструмента изготавливают из трескающегося материала для содействия саморазрушению.

[53] Способ также включает в себя удаление рабочей линии после установки компоновки инструмента в стволе скважины.

[54] В одном варианте осуществления рабочая линия является проволочной линией, и компоновка инструмента дополнительно содержит устройство локации для определения местоположения установки приводимого в действие инструмента в стволе скважины на основе физической сигнатуры, созданной вдоль ствола скважины. В данном варианте осуществления бортовой процессор выполнен с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения операции в стволе скважины по сигналу приведения в действие.

[55] В другом варианте осуществления компоновка инструмента дополнительно содержит комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента в стволе скважины. В данном варианте осуществления сигнал приведения в действие приводит в действие клиновой захват, обуславливая установку компоновки инструмента в стволе скважины на выбранном месте. Дополнительно, бортовой процессор передает сигнал на устройство подрыва через заданный период времени после установки компоновки инструмента в стволе скважины для саморазрушения компоновки инструмента. Приводимый в действие инструмент может являться мостовой пробкой или пробкой для гидроразрыва.

[56] В еще одном варианте осуществления приводимый в действие инструмент является стреляющим перфоратором. В данном варианте осуществления сигнал приведения в действие приводит в действие стреляющий перфоратор для создания перфорационных отверстий вдоль ствола скважины на выбранном месте.

[57] В еще одном варианте осуществления, заявленный объект изобретения включает в себя компоновку инструмента для выполнения работ в трубах, содержащий: приводимый в действие инструмент, содержащий: (I) устройство локации для обнаружения места установки приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, созданной для устройства вдоль трубного изделия; и (II) контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на приводимый в действие инструмент с реакцией на физическую сигнатуру в момент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место приведения в действие инструмента; при этом: приводимый в действие инструмент, устройство локации, и бортовой контроллер развертываются в трубном изделии, как автономно приводимый в действие блок; и приводимый в действие инструмент является автономно приводимым в действие для выполнения работ в трубах по сигналу приведения в действие с контроллера, когда приводимый в действие инструмент приходит место приведения в действие вдоль трубного изделия.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[58] Для лучшего понимания настоящего изобретения к нему прилагаются некоторые чертежи, схемы, графики и/или блок-схемы последовательности операций. Следует отметить, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретения и их нельзя рассматривать ограничивающими его объем, поскольку изобретение может иметь другие одинаково эффективные варианты осуществления и способы применения.

[59] На Фиг. 1 показан вид сбоку площадки скважины, где выполняют заканчивание скважины. Известное наземное оборудование установлено для обеспечения работы скважинных инструментов (не показано) над стволом скважины и в нем. Здесь показана известная техника.

[60] На Фиг. 2 показан вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины, которому не нужно устьевое тросовое оборудование Фиг. 1. Здесь показан инструмент, являющийся компоновкой пробки для гидроразрыва, развернутый в эксплуатационной обсадной колонне. Компоновка пробки для гидроразрыва показана как в положении до, так и после приведения в действие.

[61] На Фиг. 3 показан альтернативный вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины. Здесь показан инструмент, являющийся компоновкой стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора развернута в эксплуатационной обсадной колонне, и показана как в положении до, так и после приведения в действие.

[62] На Фиг. 4A показан вид сбоку площадки скважины со стволом скважины для приема автономного инструмента. В стволе скважины проводят заканчивание, по меньшей мере, перспективных зон "T" и "U".

[63] На Фиг. 4B показан вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята первая компоновка стреляющего перфоратора в одном варианте осуществления.

[64] На Фиг. 4C показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной.

[65] На Фиг. 4D показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "T" проперфорирована.

[66] На Фиг. 4E показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в перспективной зоне «T».

[67] На Фиг. 4F показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята компоновка пробки для гидроразрыва в одном варианте осуществления.

[68] На Фиг. 4G показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва спустилась в стволе скважины в положение над перспективной зоной "T".

[69] На Фиг. 4H показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва приведена в действие и установлена.

[70] На Фиг. 4I показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол скважины принята вторая компоновка стреляющего перфоратора.

[71] На Фиг. 4J показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь вторая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной "U." Перспективная зона "U" находится над перспективной зоной "T".

[72] На Фиг. 4K показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь заряды второй компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "U" проперфорирована.

[73] На Фиг. 4L показан другой вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в перспективной зоне "U".

[74] На Фиг. 4M показан завершающий вид сбоку площадки скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка пробки для гидроразрыва удалена из ствола скважины. Кроме того, ствол скважины теперь принимает текучие среды добычи.

[75] На Фиг. 5A показан вид сбоку участка ствола скважины. В стволе скважины выполняют заканчивание в нескольких перспективных зонах, включающих в себя зоны "A", "B" и "C".

[76] На Фиг. 5B показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь в ствол скважины принята первая компоновка стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора подается насосом вниз по стволу скважины.

[77] На Фиг. 5C показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной "A".

[78] На Фиг. 5D показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "A" проперфорирована.

[79] На Фиг. 5E показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв скелета горной породы в перспективной зоне "A".

[80] На Фиг. 5F показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь в ствол скважины принята вторая компоновка стреляющего перфоратора. Кроме того, уплотнительные шарики перфорационных отверстий сброшены в ствол скважины впереди второй компоновки стреляющего перфоратора.

[81] На Фиг. 5G показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь вторая компоновка пробки для гидроразрыва спустилась в стволе скважины в положение, смежное с перспективной зоной "B". Кроме того, уплотнительные шарики перфорационных отверстий закупорили вновь выполненные перфорации в перспективной зоне "A".

[82] На Фиг. 5H показан другой вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь заряды второй компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Обсадная колонна в перспективной зоне "B" проперфорирована. Зона "B" находится над перспективной зоной "A". Кроме того, текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв скелета горной породы в перспективной зоне "B".

[83] На Фиг. 5I показан завершающий вид сбоку ствола скважины Фиг. 5A. Здесь эксплуатационная обсадная колонна проперфорирована в перспективной зоне "C". Показаны несколько групп перфорационных отверстий. Кроме того, трещины пласта образовались в подземной толще в зоне "C." Уплотнительные шарики перфорационных отверстий унесены потоком обратно на поверхность.

[84] На Фиг. 6 показана блок-схема последовательности этапов способа заканчивания ствола скважины с использованием автономных инструментов в одном варианте осуществления.

[85] На Фиг. 7A и 7B показаны виды сбоку нижнего участка ствола скважины, принимающего интегрированную компоновку инструмента для выполнения операции в стволе скважины. В стволе скважины выполняют заканчивание в одной зоне.

[86] На Фиг. 7A показан автономный инструмент, представляющий собой объединенную компоновку пробки и стреляющего перфоратора, опускающийся вниз в стволе скважины.

[87] На Фиг. 7B показана приведенная в действие пробка компоновки, что обуславливает установку автономного инструмента в стволе скважины на выбранной глубине. Компоновка стреляющего перфоратора готова к срабатыванию.

[88] На Фиг. 8A и 8B показаны виды сбоку примера компоновки инструмента для выполнения операции в стволе скважины. Компоновка инструмента является компоновкой с пробкой для перфорирования, спускаемой в ствол скважины на рабочем кабеле.

[89] На Фиг. 8A показана компоновка пробки для гидроразрыва в положении спуска или перед приведением в действие.

[90] На Фиг. 8B, показана компоновка пробки для гидроразрыва приведенной в действие.

[91] На Фиг. 9A показана компоновка инструмента, автономно перемещающаяся к забойной зоне в стволе скважины.

[92] На Фиг. 9B показана компоновка инструмента Фиг. 9A, выборочно простреливающая перфорационные отверстия при прохождении компоновкой инструмента выбранных точек в стволе скважины.

[93] На Фиг. 9C показана компоновка инструмента Фиг. 9A и 9B выборочно приводящая в действие и устанавливающая компоновку пробки при достижении компоновкой инструмента выбранной точки в стволе скважины, перед обработкой для интенсификации притока через перфорационные отверстия, выполненные, как показано на Фиг. 9B.

[94] На Фиг. 9D показано разрушение компоновки инструмента пробки и стреляющего перфоратора после обработки для интенсификации притока, показанного на Фиг. 9C.

[95] На Фиг. 10 показан вариант осуществления, где автономный инструмент включает в себя несколько стреляющих перфораторов или ступеней, каждую приводящуюся в действие независимо и автономно, включающий в себя первый перфоратор, развертываемый в соединении с автономно устанавливающейся пробкой.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Определения

[96] При использовании в данном документе, термин "углеводород" относится к органическому соединению, в основном, но не исключительно, включающему в себя, элементы водород и углерод. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как, без ограничения этим, галогены, металлы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды, в общем, разделяются на два класса: алифатические, или углеводороды с прямыми цепями, и циклические углеводороды или с замкнутыми кольцами, включающие в себя циклические терпены. Примеры содержащих углеводород материалов включают в себя любые формы природного газа, нефти, угля и битума, которые можно использовать в качестве топлива или переработать в топливо.

[97] При использовании в данном документе, термин "углеводородные текучие среды" относится к углеводородам или смесям углеводородов, являющимся газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, являющиеся газами или жидкостями в пластовых условиях, при условиях переработки или в окружающих условиях (15°C и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, угольный метан, сланцевую нефть, пиролизное масло, пиролизный газ, пиролизный продукт угля, и другие углеводороды в газообразном или жидком состоянии.

[98] При использовании в данном документе, термины "добываемые текучие среды" и "текучие среды добычи" относятся к жидкостям и/или газам, извлеченным из подземного пласта, включающего в себя, например, насыщенный органическими остатками пласт горной породы. Добываемые текучие среды могут включать в себя как углеводородные текучие среды, так и не углеводородные текучие среды. Текучие среды добычи могут включать в себя, но без ограничения этим, нефть, природный газ, пиролизную сланцевую нефть, сингаз, пиролизный продукт угля, двуокись углерода, сероводород и воду (включая пар).

[99] При использовании в данном документе, термин "текучая среда" относится к газам, жидкостям, и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых частиц, комбинациям жидкостей и твердых частиц, и комбинациям газов, жидкостей и твердых частиц.

[100] При использовании в данном документе, термин "газ" относится к текучим средам, находящимся в паровой фазе при 1 атм и 15°C.

[101] При использовании в данном документе, термин "нефть" относится к углеводородной текучей среде, содержащей, в основном, смесь конденсирующихся углеводородов.

[102] При использовании в данном документе, термин "подземный" относятся к геологическим слоям, возникшим под земной поверхностью.

[103] При использовании в данном документе, термин "пласт" относится к любой определяемой подземной зоне. Пласт может содержать один или несколько содержащих углеводород слоев, один или несколько не содержащих углеводород слоев, кровлю и/или подошву геологического пласта.

[104] Термины "зона" или "перспективная зона" относятся к участку пласта, содержащему углеводороды. Альтернативно, пласт может являться водоносным интервалом.

[105] Для настоящего изобретения термины "керамика" или "керамический материал" могут включать в себя оксиды такие как оксид алюминия и оксид циркония. Конкретные примеры включают в себя оксид висмута стронция кальция меди, оксинитрида кремния и алюминия, оксид урана, оксид итрия бария меди, оксид цинка и диоксид циркония. "Керамика" может также включать в себя не оксиды, такие как карбиды, бориды, нитриды и силициды. Конкретные примеры включают в себя карбид титана, карбид кремния, нитрид бора, диборид магния и нитрид кремния. Термин "керамика" также включает в себя композиты, являющиеся армированными твердыми частицами комбинации оксидов и неоксидов. Дополнительные конкретные примеры керамики включают в себя титанат бария, титанат стронция, феррит и цирконат-титанат свинца.

[106] Для настоящего патента термин "эксплуатационная обсадная колонна" включает в себя колонну хвостовика или любое другое трубное изделие, закрепленное в стволе скважины вдоль перспективной зоны.

[107] Термин "трескающийся" означает любой материал, который может дробиться, превращаться в порошок, трескаться, раскалываться или разламываться на куски, часто предпочтительно небольшие куски. Термин "трескающийся" также включает в себя хрупкие материалы, такие как керамика. Понятно, вместе с тем, что во многих устройствах и способах вариантов осуществления, раскрытых в данном документе, компоненты описанные, как трескающиеся, могут альтернативно состоять из поддающихся разбуриванию или поддающихся фрезерованию материалов, таких что компоненты являются поддающимися разрушению и/или иначе поддающимися удалению из ствола скважины.

[108] Термин "поддающийся фрезерованию" является в некоторой степени синонимом с термином "поддающийся разбуриванию" и оба относятся к некоторому материалу, который можно надлежащими инструментами бурить, резать или перемалывать на куски в стволе скважины. Такие материалы могут включать, например, алюминий, латунь, чугун, сталь, керамику, фенольные смолы, композит и их комбинации. Термины можно использовать, по существу, взаимозаменяемо, хотя фрезерование чаще используют для способа удаления компонента из ствола скважины, а бурение чаще относят к созданию самого ствола скважины.

[109] При использовании в данном документе, термин "ствол скважины" относится к стволу под землей, созданному бурением или вставлением обсадной трубы в подземный пласт. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое сечение, или другие формы сечения. При использовании в данном документе, термин "скважина", когда он относится к отверстию в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".

Описание выбранных конкретных вариантов осуществления

[110] Изобретения описаны в данном документе с привязкой к некоторым конкретным вариантам осуществления. Вместе с тем, хотя следующее подробное описание связано с конкретным вариантом осуществления или конкретным способом применения, оно выполняет только иллюстративную задачу и не должно рассматриваться ограничивающим объем изобретений.

[111] Заявленный объект изобретения представляет собой непрерывный процесс перфорирования и обработки для интенсификации притока подземных пластов на последовательных интервалах до установки эксплуатационной обсадной колонны. Данную технологию, для данного документа, можно именовать способом перфорирования строго вовремя ("JITP"). Способ перфорирования строго вовремя обеспечивает оператору гидроразрыв скважины в нескольких интервалах с ограниченным числом "рейсов" из ствола скважины или без них. Способ является особенно предпочтительным для интенсификации притока гидроразрывом пласта в нескольких зонах плотных газовых коллекторов, имеющих многочисленные линзовидные продуктивные зоны песчаника. Например, способ перфорирования строго вовремя в настоящее время используют для извлечения углеводородных текучих сред в тектоническом бассейне Piceance.

[112] Технология перфорирования строго вовремя также является объектом патента U.S. 6543538, под названием "Method for Treating Multiple Wellbore Intervals". Указанный патент выдан 8 апреля 2003, и полностью включен в данный документ в виде ссылки. В одном варианте осуществления в указанном патенте, в общем, предложено:

- использование перфоратора, перфорирующего, по меньшей мере, один интервал одного или нескольких подземных пластов, пройденных стволом скважины;

- нагнетание текучей среды обработки через перфорационные отверстия и на выбранные интервалы без удаления перфоратора из ствола скважины;

- спуск в ствол скважины или активирование в нем изделия или вещества для блокирования дополнительной подачи текучей среды в обрабатываемые перфорации с возможностью удаления блокирования; и

- повторение процесса, по меньшей мере, на одном или нескольких интервалах подземного пласта.

[113] U.S. Pat. No. 6394184 описывает устройство и способ перфорирования и обработки нескольких зон одного или нескольких подземных пластов. В одном аспекте устройство указанного патента содержит компоновку низа бурильной колонны, содержащую перфоратор и переустанавливающийся пакер. Способ включает в себя, без ограничения этим, закачку текучей среды обработки в кольцевое пространство, созданное между гибкой насосно-компрессорной трубой и эксплуатационной обсадной колонной. Переустанавливающийся пакер используют для создания изоляции между зонами, а перфоратор используют для перфорирования нескольких зон с одной операцией монтажа буровой установки и входа в ствол скважины. Данный способ в данном документе, именуется "Гидроразрывом с использованием кольцевого пространства за гибкой насосно-компрессорной трубой" (ACT-Frac). Способ гидроразрыва с использованием кольцевого пространства за гибкой насосно-компрессорной трубой обеспечивает оператору более эффективное выполнение обработки для интенсификации притока многослойных углеводородных пластов с существенно уменьшенной стоимостью в сравнении с известными способами заканчивания.

[114] Технологии, способы и устройства перфорирования строго вовремя ("JITP") и гидроразрыва с использованием кольцевого пространства за гибкой насосно-компрессорной трубой ("ACT-Frac") обеспечивают обработку для интенсификации притока нескольких проектных подземных пластов в одном стволе скважины. В частности, методики перфорирования строго вовремя и гидроразрыва с использованием кольцевого пространства за гибкой насосно-компрессорной трубой: (1) обеспечивают обработку для интенсификации притока нескольких проектных зон или областей при одном развертывании скважинного оборудования; (2) обеспечивают избирательное размещение каждой обработки для интенсификации притока для каждой индивидуальной зоны для улучшения продуктивности скважины; (3) создают отведение между зонами для обеспечения обработки каждой зоны по проекту и исключения случайного повреждения ранее обработанных зон; и (4) обеспечивают нагнетание при обработке для интенсификации притока с высокими расходами для осуществления эффективной и производительной обработки для интенсификации притока. В результате, данные методики обработки нескольких зон для интенсификации притока улучшают извлечение углеводородов из подземных пластов, содержащих многопластовые подземные интервалы.

[115] Хотя данные методики обработки нескольких зон для интенсификации притока обеспечивают более эффективный способ заканчивания, в них, в общем, используют длинные, спускаемые на тросе стреляющие перфораторы. Использование таких стреляющих перфораторов создает различные проблемы, наиболее серьезными из которых является сложность спуска длинной компоновки стреляющих перфораторов с помощью устьевого тросового оборудования в ствол скважины. Кроме того, производительность насосов ограничивается из-за присутствия троса в стволе скважины во время гидравлического разрыва пласта вследствие трения или торможения, создаваемого на тросе абразивной гидравлической текучей средой. Дополнительно, краны и тросовое оборудование, находящееся на площадке, занимают место и создают дополнительные расходы при заканчивании, что снижает суммарный экономический эффект проекта строительства скважины.

[116] В данном документе предложено использование автономных компоновок инструмента для заканчивания скважины или других работ в трубах. При этом компоновки инструмента не требуют тросового и иного механического соединения с оборудованием снаружи ствола скважины. Способ подачи компоновки инструмента может включать в себя гравитационную подачу, подачу насосом и скважинным трактором.

[117] Различные компоновки инструмента, предложенные в данном документе, в общем, включают в себя:

- приводимый в действие инструмент;

- устройство локации для обнаружения места установки приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине трубного изделия; и

- бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку инструмента на выбранное место на основе физической сигнатуры.

Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения работ в трубах по сигналу приведения в действие.

[118] Приводимый в действие инструмент, устройство локации, и бортовой контроллер все вместе имеют габариты и выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии в виде автономно приводимого в действие блока. Трубное изделие может представлять собой ствол скважины, построенной для добычи углеводородных текучих сред. Альтернативно, трубное изделие может представлять собой трубопровод, транспортирующий текучие среды.

[119] На Фиг. 2 показан вид сбоку являющегося примером автономного инструмента 200', который можно использовать для работ в трубах. Показанный инструмент 200' представляет собой компоновку пробки для гидроразрыва, и работа в трубах является заканчиванием скважины.

[120] Компоновку 200' пробки для гидроразрыва развертывают в эксплуатационной обсадной колонне 250. Эксплуатационная обсадная колонна 250 составлена из множества "звеньев" 252, скрепленных на резьбе в муфтах 254. Заканчивание скважины включает в себя нагнетание текучих сред в эксплуатационную обсадную колонну 250 под высоким давлением.

[121] На Фиг. 2, компоновка пробки для гидроразрыва показана как в положении до, так и в положении после приведения в действие. Компоновка пробки для гидроразрыва показана в положении до приведения в действие позицией 200', и в положении после приведения в действие позицией 200". Стрелка "I" указывает перемещение компоновки 200' пробки для гидроразрыва в ее положении до приведения в действие, вниз к месту в эксплуатационной обсадной колонне 250, где компоновка 200" пробки для гидроразрыва встает с приведением в действие. Компоновка пробки для гидроразрыва должна быть описана, в основном, со ссылкой на ее положение до приведения в действие, позиция 200'.

[122] Компоновка 200' пробки для гидроразрыва предпочтительно включает в себя корпус 210' пробки. Корпус 210' пробки должен предпочтительно образовывать эластомерный уплотнительный элемент 211' и комплект клинового захвата 213'. Эластомерный уплотнительный элемент 211' механически расширяется, реагируя на смещение в муфте или другое средство, известное в данной области техники. Клиновой захват 213' также выходит наружу из компоновки 200' по клиньям (не показано) разнесенным радиально вокруг компоновки 200'. Предпочтительно, клиновой захват 213' также выжимается наружу по клиньям в ответ на смещение муфты или другого средства, известного в данной области техники. Клиновой захват 213' выходит радиально для "захвата" в обсадную колонну, когда приводится в действие, закрепляя компоновку 200' в нужном положении. Примерами существующих пробок подходящей конструкции являются разбуриваемая мостовая пробка Smith Copperhead и пробка для гидроразрыва Halliburton Fas Drill^®.

[123] Компоновка 200' пробки для гидроразрыва также включает в себя установочный инструмент 212'. Установочный инструмент 212' должен приводить в действие клиновой захват 213' и эластомерный уплотнительный элемент 211' и прямолинейно перемещать их по клиньям для входа в контакт с окружающей обсадной колонной 250.

[124] В положении после приведения в действие для компоновки 200" пробки, корпус 210" пробки показан в расширенном состоянии. При этом эластомерный уплотнительный элемент 211" расширяется для уплотненного соединения с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 250, и клиновой захват 213" расширяется для механического соединения с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 250. Уплотнительный элемент 211" содержит уплотнительное кольцо, а клиновой захват 213" имеет канавки или зубья, "захватывающие" поверхность внутреннего диаметра обсадной колонны 250. Таким образом, в компоновке 200" инструмента, корпус 210" пробки, состоящий из уплотнительного элемента 211" и клинового захвата 213" образует приводимый в действие инструмент.

[125] Компоновка 200' пробки для гидроразрыва также включает в себя локатор 214 местоположения. Локатор 214 местоположения служит устройством локации для обнаружения места установки компоновки 200' инструмента в эксплуатационной обсадной колонне 250. Конкретнее, локатор 214 местоположения обнаруживает присутствие объектов или "ярлыков" по длине ствола скважины 250, и генерирует сигналы глубины, реагируя на их обнаружение.

[126] Показанные на Фиг. 2 объекты являются муфтами 254 обсадной колонны. Это означает, что локатор 214 местоположения является локатором муфт обсадной колонны, известным в отрасли, как "CCL". Локатор обнаруживает муфты 254 обсадной колонны при перемещении в эксплуатационной обсадной колонне 250. Хотя на Фиг. 2 локатор 214 местоположения показан, как локатор муфт обсадной колонны и объекты, как муфты обсадной колонны, понятно, что другие устройства обнаружения можно использовать в компоновке 200' пробки для гидроразрыва. Например, локатор 214 местоположения может представлять собой детектор радиочастотного излучения, и объекты могут представлять собой метки радиочастотной идентификации, или устройства радиочастотной идентификации. В данных устройствах метки могут устанавливаться на внутренних диаметрах выбранных звеньев 252 обсадной колонны, и локатор 214 местоположения должен образовывать антенну/ считывающее устройство радиочастотной идентификации, обнаруживающее метки радиочастотной идентификации. Альтернативно, локатор 214 местоположения может представлять собой, как локатор муфт обсадной колонны, так и радиочастотную антенну. Метки радиочастотной идентификации могут быть установлены, например, через каждые 500 футов (153 м) или через каждые 1000 футов (305 м) для содействия алгоритму локатора муфт обсадной колонны.

[127] Компоновка 200' пробки для гидроразрыва дополнительно включает в себя бортовой контроллер 216. Бортовой контроллер 216 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 214 местоположения. В одном аспекте бортовой контроллер 216 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважины. Например, можно провести каротаж локатором муфт обсадной колонны перед развертыванием автономного инструмента (такого как компоновка 200' пробки для гидроразрыва) для определения интервалов между муфтами 254 обсадной колонны. Соответствующие глубины муфт 254 обсадной колонны можно определить на основании длины и скорости наматывания троса, поднимающего устройство каротажа локатором муфт обсадной колонны.

[128] В другом аспекте оператор может иметь доступ к диаграмме ствола скважины, дающей точную информацию по интервалам между метками, например, муфтами 254 обсадной колонны. Бортовой контроллер 216 можно затем программировать для подсчета муфт 254 обсадной колонны, при этом, определяется местоположение компоновки 200' пробки для гидроразрыва, когда ее прогоняют вниз в стволе скважины. В некоторых случаях эксплуатационная обсадная колонна 250 может быть заранее спроектирована с возможностью установки так называемых коротких звеньев, то есть, выбранных звеньев длиной только, например, 15 футов (4,5 м), или 20 футов (6,1 м), а не "стандартной" длины, выбранной оператором для заканчивания скважины, например, 30 футов (9,2 м). В таком случае бортовой контроллер 216 может использовать не единообразные интервалы, созданные короткими звеньями, как средство проверки или подтверждения места установки в стволе скважины при перемещении компоновки 200' пробки для гидроразрыва через эксплуатационную обсадную колонну 250.

[129] В еще одном устройстве локатор 214 местоположения содержит акселерометр. Акселерометр является устройством, измеряющим ускорение во время свободного падения. Акселерометр может быть способен по нескольким осям обнаруживать величину и направление ускорения в виде векторной величины. При соединении с аналитическим программным обеспечением акселерометр обеспечивает определение местоположения объекта. Предпочтительно, локатор местоположения должен также включать в себя гироскоп. Гироскоп должен поддерживать ориентацию компоновки 200' пробки для гидроразрыва.

[130] В любом случае бортовой контроллер 216 дополнительно активирует приводимый в действие инструмент, когда определяет, что автономный инструмент прибыл на конкретную глубину смежную с выбранной перспективной зоной. В примере Фиг. 2 бортовой контроллер 216 активирует пробку 210" гидроразрыва и установочный инструмент 212", обуславливая остановку перемещения компоновки 200" пробки для гидроразрыва и установку пробки в эксплуатационной обсадной колонне 250 на нужной глубине или в нужном месте.

[131] В одном аспекте бортовой контроллер 216 включает в себя таймер. Бортовой контроллер 216 программируют для высвобождения пробки 210" для гидроразрыва после назначенного времени. Высвобождение может быть выполнено созданием обратного хода муфты в установочном инструменте 212". Компоновка 200" пробки для гидроразрыва может, при этом, подаваться потоком обратно на поверхность и извлекаться через камеру приемки внутритрубных снарядов (не показано) или другое такое устройство. Альтернативно, бортовой контроллер 216 можно программировать для подрыва после заданного периода времени детонирующего устройства, которое затем обуславливает подрыв и саморазрушение компоновки 200" пробки для гидроразрыва. Детонирующее устройство может являться детонирующим шнуром, таким как Primacord^®. В данном устройстве всю компоновка 200" пробки для гидроразрыва изготавливают из трескающегося материала, такого как керамика.

[132] Можно использовать другие устройства для автономного инструмента, кроме компоновки 200'/200" пробки для гидроразрыва. На Фиг. 3 показан вид сбоку альтернативного устройства для автономного инструмента 300', который можно использовать для работы в трубах. Здесь инструмент 300' является компоновкой стреляющего перфоратора.

[133] На Фиг. 3 компоновка стреляющего перфоратора показана как в положении до, так и в положении после приведения в действие. Компоновка стреляющего перфоратора показана в положении до приведения в действие позицией 300' и показана в положении после приведения в действие позицией 300". Стрелка "I" указывает перемещении компоновки 300' стреляющего перфоратора из положения перед приведением в действия (или спуск), на место в стволе скважины, где позиция 300" относится к компоновке стреляющего перфоратора после приведения в действие. Компоновка стреляющего перфоратора должна быть описана в основном со ссылкой на позицию 300', до приведения в действие, поскольку компоновка 300" после приведения в действие представляет собой полностью разрушенную компоновку 300'.

[134] Компоновка 300' стреляющего перфоратора также развертывается в эксплуатационной обсадной колонне 350. Эксплуатационная обсадная колонна 350 выполнена из множества "звеньев" 352, скрепленных на резьбе в муфтах 354. Заканчивание ствола скважины включает в себя перфорирование эксплуатационной обсадной колонны 350 на различных выбранных интервалах с использованием компоновки 300' стреляющего перфоратора. Использование компоновки 300' стреляющего перфоратора описано более подробно ниже и показано на Фиг. 4A-4M и 5A-5I.

[135] Компоновка 300' стреляющего перфоратора первой, если необходимо, включает в себя ловильную шейку 310. Ловильная шейка 310 имеет размеры и выполнена с возможностью служить вставной частью для соединения со скважинным ловильным инструментом (не показано). Ловильная шейка 310 обеспечивает оператору извлечение компоновки 300' стреляющего перфоратора в маловероятном случае прихвата компоновки в обсадной колонне 352 или отказа детонирования.

[136] Компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя стреляющий перфоратор 312. Стреляющий перфоратор 312 может быть выбран, например, с 16 зарядами. Стреляющий перфоратор 312 имеет соответствующий заряд, детонирующий, обуславливая выполнение стрельбы перфоратора 312 в окружающую эксплуатационную обсадную колонну 350. В общем, стреляющий перфоратор содержит колонну кумулятивных зарядов, распределенных по отрезку длины перфоратора и ориентированных согласно техническим требованиям. Заряды предпочтительно соединяются одним детонирующим шнуром для обеспечения одновременного подрыва всех зарядов. Примеры подходящих стреляющих перфораторов включают в себя Frac Gun™ от Schlumberger, и G-Force^® от Halliburton.

[137] Компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя локатор 314' местоположения. Локатор 314' местоположения работает аналогично локатору 214 местоположения для компоновки 200' пробки для гидроразрыва. При этом, локатор 314' местоположения служит устройством локации для обнаружения места установки компоновки 300' стреляющего перфоратора в эксплуатационной обсадной колонне 350. Конкретнее, локатор 314' местоположения обнаруживает объекты или "метки" по длине ствола 350 скважины, и генерирует, реагируя на обнаружение, сигналы глубины.

[138] На Фиг. 3 объектами также являются муфты 354 обсадной колонны. Это означает, что локатор 314' местоположения является локатором муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны обнаруживает муфты 354 обсадной колонны, когда перемещается вниз по стволу скважины. Естественно, также понятно, что другие обнаруживающие устройства можно использовать в компоновке 300' стреляющего перфоратора, например, использовать устройства радиочастотной идентификации.

[139] Компоновка 300' стреляющего перфоратора дополнительно включает в себя бортовой контроллер 316. Бортовой контроллер 316 предпочтительно работает аналогично бортовому контроллеру 216 для компоновки 200' пробки для гидроразрыва. При этом бортовой контроллер 316 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 314' местоположения с использованием подходящей логической схемы и блоков питания. В одном аспекте бортовой контроллер 316 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважин (такой как муфты 354). Например, можно проводить каротаж для локации муфт обсадной колонны перед развертыванием автономного инструмента (например, компоновки 300' стреляющего перфоратора) для определения разноса муфт 354 обсадной колонны. Соответствующие глубины муфт 354 обсадной колонны можно определить на основе скорости подъема троса устройства каротажа для локации муфт обсадной колонны.

[140] Бортовой контроллер 316 активирует приводимый в действие инструмент, когда определяет, что автономный инструмент 300' прибыл на конкретную глубину, смежную с выбранной перспективной зоной. Это выполняют с использованием подходящей обработки данных на борту. В примере Фиг. 3 бортовой контроллер 316 активирует детонирующий шнур, подрывающий заряды стреляющего перфоратора 310 для перфорирования эксплуатационной обсадной колонны 250 на нужной глубине или в нужном положении. Являющиеся примером перфорационные отверстия показаны на Фиг. 3 позицией 356.

[141] Кроме того, бортовой контроллер 316 генерирует отдельный сигнал для подрыва детонирующего шнура, что обуславливает полное разрушения компоновки стреляющего перфоратора. Разрушение показано позицией 300". Для выполнения такого разрушения компоненты компоновки 300' перфоратора изготавливают из трескающегося материала. Стреляющий перфоратор 312 может быть изготовлен, например, из керамических материалов. После подрыва материал, составляющий компоновку 300' стреляющего перфоратора может становиться частью проппанта смеси, нагнетаемой в трещины на более поздней стадии заканчивания.

[142] В одном аспекте компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя носитель 318 уплотнительных шариков для перфорационных отверстий. Носитель 318 уплотнительных шариков для перфорационных отверстий размещается, предпочтительно, в нижней части компоновки 300'. Разрушение компоновки 300' обуславливает высвобождение уплотнительных шариков для перфорационных отверстий (не показано) из носителя 318 уплотнительных шариков. Альтернативно, бортовой контроллер 316 может иметь таймер для высвобождения уплотнительных шариков для перфорационных отверстий из носителя 318 уплотнительных шариков незадолго до подрыва стреляющего перфоратора 312, или одновременно с этим. Как описано более подробно ниже, уплотнительные шарики для перфорационных отверстий используются для герметизации перфорационных отверстий, образовавшихся на большей глубине в стволе скважины.

[143] Предпочтительно создание для компоновки 300' стреляющего перфоратора различных элементов безопасности для предотвращения преждевременного выполнения стрельбы перфоратором 312. Такие элементы являются дополнением к устройству 314' локатора, описанному выше.

[144] На Фиг. 4A-4M показано использование компоновки 200' пробки для гидроразрыва и компоновки 300' стреляющего перфоратора в являющемся примером стволе скважины. На первой Фиг. 4A показан вид сбоку площадки 400 скважины. Площадка 400 скважины включает в себя оборудование 470 устья скважины и ствол 410 скважины. Ствол 410 скважины включает в себя проходное отверстие 405 для приема компоновок 200', 300'. Ствол 410 скважины, в общем, соответствует стволу 10 скважины Фиг. 1; вместе с тем, как показано на Фиг. 4A, в стволе 410 скважины выполняют заканчивание, по меньшей мере в перспективных зонах "T" и "U" в подземном пласте 110.

[145] Как и ствол 10 скважины, ствол 410 скважины вначале образован направлением 20. Направление 20 имеет верхний конец 22, герметично соединяющийся с нижней главной задвижкой 25 гидроразрыва. Направление 20 также имеет нижний конец 24. Направление 20 крепится в стволе 410 скважины окружающей цементной оболочкой 12.

[146] Ствол 410 скважины также включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 30. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также крепится в стволе 410 скважины окружающей цементной оболочкой 14. Эксплуатационная обсадная колонна 30 имеет верхний конец 32, герметично соединяющийся с верхней главной задвижкой 35 гидроразрыва. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также имеет нижний конец 34. Эксплуатационная обсадная колонна 30 проходит через самую нижнюю перспективную зону "T," и также, по меньшей мере, через одну перспективную зону "U" над зоной "T." В стволе скважины должны проводиться операции, которые включают в себя последовательное перфорирование каждой из зон "T" и "U".

[147] Оборудование 470 устья скважины установлено над стволом 410 скважины. Оборудование 470 устья скважины включает в себя нижнюю главную задвижку 25 и верхнюю главную задвижку 35 гидроразрыва. Оборудование 470 устья скважины должно также включать в себя противовыбросовые превенторы (не показано), такие как противовыбросовый превентор 60, показанный на Фиг. 1.

[148] Отличие Фиг. 4A от Фиг. 1 состоит в том, что площадка 400 скважины не имеет устьевого тросового оборудования или связанных с ним компонентов наземного оборудования. Кроме того, показано, что троса нет. Вместо этого, оператор может просто сбрасывать компоновку 200' пробки для гидроразрыва и компоновку 300' стреляющего перфоратора в ствол 410 скважины. Для приспособления к сбросу верхний конец 32 эксплуатационной обсадной колонны 30 может иметь увеличенную длину, например, пять - десять футов (1,5-3,1 м), между нижней главной задвижкой 25 и верхней главной задвижкой 35 гидроразрыва.

[149] На Фиг. 4B показан вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь ствол 410 скважины принял первую компоновку 401 стреляющего перфоратора. Первая компоновка 401 стреляющего перфоратора, в общем, соответствует компоновке 300' стреляющего перфоратора Фиг. 3 в ее различных вариантах осуществления, описанных выше. Как показано, компоновка 401 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Компоновка 401 стреляющего перфоратора может просто спускаться в стволе 410 скважины под действием гравитации. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 401 стреляющего перфоратора, прикладывая гидравлическое давление с использованием насосов на поверхности (не показано). Альтернативно, для содействия перемещению вниз компоновки 401 стреляющего перфоратора можно использовать скважинный трактор (не показано). В таком случае, трактор должен быть изготовлен полностью из трескающегося материала.

[150] На Фиг. 4C показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь первая компоновка 401 стреляющего перфоратора спустилась в стволе 410 скважины в положение смежное с перспективной зоной "T". Согласно настоящим изобретениям локатор (показан позицией 314' на Фиг. 3) сгенерировал сигналы, реагируя на метки, размещенные по длине эксплуатационной обсадной колонны 30. Таким способом бортовой контроллер (показан позицией 316 Фиг. 3) получает информацию о месте установки первой компоновки 401 стреляющего перфоратора.

[151] На Фиг. 4D показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь заряды компоновки 401 стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив стрельбу стреляющего перфоратора (показано позицией 312 на Фиг. 3). Обсадная колонна в перспективной зоне "T" проперфорирована. Группа перфорационных отверстий 456T показана проходящей из ствола 410 скважины в подземный пласт 110. Хотя только шесть перфорационных отверстий 456T показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорационные отверстия можно выполнить, и что такие перфорационные отверстия должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

[152] В дополнение к созданию перфорационных отверстий 456A, компоновка 401 стреляющего перфоратора является саморазрушающейся. Любые куски, оставшиеся от компоновки 401, должны спускаться на дно в 34 эксплуатационной обсадной колонне 30.

[153] На Фиг. 4E показан еще один вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в проходное отверстие 405 ствола 410 скважины под высоким давлением. Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "F." Текучая среда перемещается через перфорационные отверстия 456T в окружающий подземный пласт 110. Это обуславливает образование трещин 458T в перспективной зоне "T". Можно также, если необходимо, осуществлять циркуляцию раствора кислоты через проходное отверстие 405 для удаления карбонатных скоплений и оставшегося бурового раствора и дополнительной обработки для интенсификации притока подземного пласта 110 для добычи углеводородов.

[154] На Фиг. 4F показан еще один вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол 410 скважины принята компоновка 406 пробки для гидроразрыва. Компоновка 406 пробки для гидроразрыва, в общем, соответствует компоновке 200' пробки для гидроразрыва Фиг. 2 в ее различных вариантах осуществления, описанных выше.

[155] На Фиг. 4F компоновка 406 пробки для гидроразрыва показана в положении спуска в скважину (до приведения в действие). Компоновка 406 пробки для гидроразрыва перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Компоновка 406 пробки для гидроразрыва может просто спускаться в стволе 410 скважины под действием гравитации. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 406 пробки для гидроразрыва, прикладывая давление с использованием насосов на поверхности (не показано).

[156] На Фиг. 4G показан еще один вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка 406 пробки для гидроразрыва спустилась в стволе 410 скважины в положение над перспективной зоной "T". Согласно настоящим изобретениям, локатор (показан позицией 214 на Фиг. 2) сгенерировал сигналы, реагируя на метки, установленные по длине эксплуатационной обсадной колонны 30. Таким способом, бортовой контроллер (показан позицией 216 Фиг. 2) получает информацию о месте установки компоновки 406 пробки для гидроразрыва.

[157] На Фиг. 4H показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка 406 пробки для гидроразрыва установлена. Это означает, что бортовой контроллер сгенерировал сигналы для активирования установочного инструмента (показан позицией 212 на Фиг. 2 для установки пробки (показана позицией 210' Фиг. 2) и клинового захвата (показан позицией 213') и герметизации компоновки 406 пробки в проходном отверстии 405 ствола 410 скважины. На Фиг. 4H, компоновка 406 пробки для гидроразрыва установлена над перспективной зоной "T". Это обеспечивает изоляцию перспективной зоны "U" для следующей стадии перфорирования.

[158] На Фиг. 4I показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь в ствол 410 скважины принята вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора. Вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора может быть сконструирована и выполнена аналогично первой компоновке 401 стреляющего перфоратора. Это означает, что вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора также является автономной.

[159] Как показано на Фиг. 4I, вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора может просто спускаться в стволе 410 скважины под действием гравитации. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 402 стреляющего перфоратора, прикладывая давление с использованием насосов на поверхности (не показано). Альтернативно, перемещению вниз компоновки 402 стреляющего перфоратора может содействовать скважинный трактор (не показано). В таком случае, трактор должен быть изготовлен полностью из трескающегося материала.

[160] На Фиг. 4J показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора спустилась в стволе скважины в положение смежное с перспективной зоной "U". Перспективная зона "U" находится над перспективной зоной "T". Согласно настоящим изобретениям, локатор (показан позицией 314' на Фиг. 3) сгенерировал сигналы, реагируя на метки, установленные по длине эксплуатационной обсадной колонны 30. При этом, бортовой контроллер (показан позицией 316 Фиг. 3) получает информацию о месте установки первой компоновки 401 стреляющего перфоратора.

[161] На Фиг. 4K показан другой вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь заряды второй компоновки 402 стреляющего перфоратора сдетонировали, обуславливая выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Перспективная зона "U" проперфорирована. Группа 456U перфорационных отверстий показана проходящей из ствола 410 скважины в подземный пласт 110. Хотя только шесть перфорационных отверстий 456U показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации выполняются, и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

[162] В дополнение к созданию группы 456U перфорационных отверстий вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые куски, остающиеся от компоновки 402 должны, скорее всего, спускаться на компоновку 406 пробки, установленную в эксплуатационной обсадной колонне 30.

[163] На Фиг. 4L показан еще один вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь текучая среда нагнетается в проходное отверстие 405 ствола 410 скважины под высоким давлением. Нагнетание текучей среды обуславливает гидроразрыв подземного пласта 110 в перспективной зоне "A". Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "F". Текучая среда перемещается через перфорационные отверстия 456A в окружающий подземный пласт 110. Это обуславливает образование трещин 458U в перспективной зоне "U". Можно также, если необходимо, осуществлять циркуляцию раствора кислоты в проходное отверстие 405 для удаления карбонатных скоплений и оставшегося бурового раствора и дополнительной обработки для интенсификации притока подземного пласта 110 для добычи углеводородов.

[164] Наконец, на Фиг. 4M показан завершающий вид сбоку площадки 400 скважины Фиг. 4A. Здесь компоновка 406 пробки для гидроразрыва удалена из ствола 410 скважины. Кроме того, ствол 410 скважины теперь принимает текучие среды добычи. Стрелки "P" указывают поток текучих сред добычи из подземного пласта 110 в ствол 410 скважины и к поверхности 105.

[165] Для удаления компоновки 406 пробки бортовой контроллер (показан позицией 216 Фиг. 2) может высвобождать корпус пробки 200" (с помощью клинового захвата 213") после назначенного периода времени. Компоновка 406 пробки для гидроразрыва может затем подаваться потоком обратно на поверхность 105 и извлекаться через камеру приема внутритрубных снарядов (не показано) или другое такое устройство. Альтернативно, бортовой контроллер 216 можно программировать так, что после назначенного периода времени, подрывается детонирующий шнур, что затем обуславливает детонирование и саморазрушение компоновки 406 пробки для гидроразрыва. В данном устройстве вся компоновка 406 пробки для гидроразрыва изготавливается из трескающегося материала.

[166] На Фиг. 4A-4M показано использование компоновок стреляющего перфоратора с пробкой для гидроразрыва для перфорирования и обработки для интенсификации притока двух отдельных перспективных зон (зоны "T" и "U") в являющемся примером стволе 410 скважины. В данном примере как первая компоновка 401, так и вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора являются автономными, и компоновка 406 пробки для гидроразрыва также является автономной. Вместе с тем, также возможно перфорирование нижней или концевой зоны "T" с использованием традиционного троса с компоновкой перфоратора избирательного выполнения стрельбы, и затем использование автономных компоновок стреляющего перфоратора для перфорирования нескольких зон над конечной зоной "T".

[167] Другие комбинации инструментов на тросе и без троса можно использовать согласно идеям настоящих изобретений. Например, оператор может спускать пробки для гидроразрыва в ствол скважины на тросе, но использовать одну или несколько автономных компоновок стреляющего перфоратора. С возвратно-поступательным перемещением оператор может спускать соответствующие компоновки стреляющего перфоратора в ствол скважины на тросе, но использовать одну или несколько автономных компоновок пробки для гидроразрыва.

[168] В других устройствах этапы перфорирования можно выполнять без компоновки пробки для гидроразрыва. На Фиг. 5A-5I показано, как несколько перспективных зон можно последовательно перфорировать и обрабатывать в стволе скважины с использованием разрушающейся автономной компоновки стреляющего перфоратора и уплотнительных шариков перфорационных отверстий. Первым на Фиг. 5A показан вид сбоку участка ствола 500 скважины. В стволе 500 скважины выполняют заканчивание в нескольких перспективных зонах, включающих в себя зоны "A", "B" и "C". Перспективные зоны "A" "B" и "C" располагаются в подземном пласте 510 содержащем углеводородные текучие среды.

[169] Ствол 500 скважины включает в себя эксплуатационную обсадную колонну (или, альтернативно, колонну хвостовика) 520. Эксплуатационная обсадная колонна 520 зацементирована в подземном пласте 510 для изоляции перспективных зон "A", "B" и "C", а также других слоев в подземном пласте 510. Цементная оболочка показана позицией 524.

[170] Эксплуатационная обсадная колонна 520 имеет ряд меток 522 для локатора, установленных по ее длине. Метки 522 для локатора в идеале встроены в стенку эксплуатационной обсадной колонны 520 для сохранения их целостности. Вместе с тем, для примера, метки 522 для локатора показаны на Фиг. 5A, прикрепленными на поверхности внутреннего диаметра эксплуатационной обсадной колонны 520. В устройстве Фиг. 5A, метки 512 для локатора представляют собой метки радиочастотной идентификации, обнаруживаемые считывателем/антенной для радиочастотных меток. Метки 522 для локатора создают физическую сигнатуру вдоль ствола 500 скважины.

[171] Ствол 500 скважины является частью скважины, выполненной для добычи углеводородов. Как часть процесса заканчивания скважины, необходимо перфорирование и затем гидроразрыв пласта каждой из перспективных зон "A", "B" и "C".

[172] На Фиг. 5B показан другой вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь в ствол 500 скважины принята первая компоновка 501 стреляющего перфоратора. Первая компоновка 501 стреляющего перфоратора, в общем, соответствует компоновке 300' стреляющего перфоратора (в ее различных вариантах осуществления) Фиг. 3. На Фиг. 5B компоновка 501 стреляющего перфоратора подается насосом вниз по стволу 500 скважины. Компоновка 501 стреляющего перфоратора сброшена в сквозное отверстие 505 ствола 500 скважины, и перемещается вниз по стволу 500 скважины под действием комбинации гравитации и гидравлического давления. Стрелка "I" указывает перемещении компоновки 501 перфоратора.

[173] На Фиг. 5C показан следующий вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь первая компоновка 501 стреляющего перфоратора спустилась в сквозном отверстии 505 в положение смежное с перспективной зоной "A". Согласно настоящим изобретениям, локатор (показан позицией 314' на Фиг. 3) сгенерировал сигналы, реагируя на метки 522, установленные по длине эксплуатационной обсадной колонны 30. В результате, бортовой контроллер (показан позицией 316 на Фиг. 3) располагает информацией о месте установки первой компоновки 501 стреляющего перфоратора.

[174] На Фиг. 5D показан другой вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки. Перспективная зона "A" проперфорирована. Группа перфорационных отверстий 526A показана проходящей из ствола 500 скважины в подземный пласт 510. Хотя только шесть перфорационных отверстий 526A показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации выполняются, и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

[175] В дополнение к созданию перфорационных отверстий 526A первая компоновка 501 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые куски, остающиеся от компоновки 501 должны, по всей вероятности, спускаться на дно в эксплуатационной обсадной колонне 30.

[176] На Фиг. 5E показан другой вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь текучая среда нагнетается в сквозное отверстие 505 ствола скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в перспективной зоне "A", подлежащей гидроразрыву. Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "F". Текучая среда перемещается через перфорации 526A в окружающий подземный пласт 110. Это обуславливает образование трещин 528A в перспективной зоне "A". Можно также, если необходимо, осуществлять циркуляцию раствора кислоты в сквозное отверстие 505 для растворения бурового раствора и удаления карбонатных скоплений и дополнительной обработки для интенсификации притока подземного пласта 110 для добычи углеводородов.

[177] На Фиг. 5F показан еще один вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь в ствол 500 скважины принята вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора. Вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора может быть сконструирована и выполнена аналогично первой компоновке 501 стреляющего перфоратора. Это означает, что вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора также является автономной, и также сконструирована из трескающегося материала.

[178] На Фиг. 5F показано, что вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 500 скважины, как указано стрелкой "I". Вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора может просто спускаться в стволе 500 скважины под действием гравитации. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 502 стреляющего перфоратора, прикладывая гидравлическое давление с использованием насосов на поверхности (не показано).

[179] В дополнение к компоновке 502 перфоратора, уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий сброшены в ствол 500 скважины. Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий предпочтительно сбрасывают впереди второй компоновки 502 стреляющего перфоратора. Если необходимо, уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий высвобождаются из контейнера с шариками (показано позицией 318 на Фиг. 3). Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий изготовлены из композитного материала и имеют резиновое покрытие. Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий подобраны по размеру для закупоривания перфорационных отверстий 526A.

[180] Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий предназначены для использования в качестве материала отведения. Концепция использования уплотнительных шариков перфорационных отверстий в качестве материала отведения для обработки для интенсификации притока нескольких интервалов перфорирования является известной. Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий должны вставать в перфорационные отверстия 526A, при этом, закупоривая перфорационные отверстия 526A и обеспечивая оператору возможность нагнетания текучей среды под давлением в зону над перфорационными отверстиями 526A. Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий создают малозатратную методику отведения с незначительным риском механических проблем.

[181] На Фиг. 5G показан еще один вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь вторая компоновка 501 пробки для гидроразрыва спустилась в стволе 500 скважины в положение смежное с перспективной зоной "B". Кроме того, уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий временно закупорили вновь выполненные перфорационные отверстия в перспективной зоне "A". Уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий должны позже либо выходить с добываемыми углеводородами, или спускаться на дно скважины в область, известную как зумпф (или приямок) для лома.

[182] На Фиг. 5H показан другой вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь заряды второй компоновки 502 стреляющего перфоратора сдетонировали, обусловив выполнение стрельбы перфоратором компоновки 502 стреляющего перфоратора. Перспективная зона "B" проперфорирована. Группа перфорационных отверстий 456B показана проходящей из ствола 500 скважины в подземный пласт 510. Хотя только 6 перфорационных отверстий 456A показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации выполняются, и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

[183] В дополнение к созданию перфорационных отверстий 456B, компоновка 502 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые куски, остающиеся от компоновки 501 должны, весьма вероятно, спускаться на дно в эксплуатационной обсадной колонне 30 или позже выноситься потоком обратно на поверхность.

[184] Также на Фиг. 5H отмечено, что текучую среду продолжают нагнетать в сквозное отверстие 505 ствола 500 скважины во время выполнения перфорационных отверстий 526B. Поток текучей среду показан стрелкой "F". Поскольку уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий, по существу, закупоривают нижние перфорационные отверстия вдоль зоны "A," обеспечивается рост давления в стволе 500 скважины. После выполнения перфорационных отверстий 526B текучая среда уходит из ствола 500 скважины и вторгается в подземный пласт 510 в зоне "B." При этом, немедленно создаются трещины 528B.

[185] Понятно, что процесс, используемый для выполнения перфорационных отверстий 526B и трещин 528B пласта в перспективной зоне "B" можно повторять для выполнения перфорационных отверстий и трещин пласта в перспективной зоне "C" и других лежащих выше перспективных зон. Процесс должен включать в себя установку уплотнительных шариков перфорационных отверстий в перфорационные отверстия 528B в зоне "B", спуск третьей автономной компоновки стреляющего перфоратора (не показано) в ствол 500 скважины, выполнение стрельбы третьей компоновки перфоратора в перспективной зоне "C" и создание перфорационных отверстий и трещин пласта в зоне "C".

[186] На Фиг. 5I показан завершающий вид сбоку ствола 500 скважины Фиг. 5A. Здесь эксплуатационная обсадная колонна 520 проперфорирована в перспективной зоне "C". Показано несколько групп перфорационных отверстий 526C. Кроме того, трещины 528C образованы в подземном пласте 510.

[187] На Фиг. 5I показан ствол 500 скважины, введенный в эксплуатацию. Уплотнительные шарики перфорационных отверстий удалены и поданы потоком на поверхность. Пластовые текучие среды проходят в сквозное отверстие 505 и вверх по стволу 500 скважины. Стрелки "P" показывают поток текучих сред к поверхности.

[188] На Фиг. 5A-5I показано, как компоновки стреляющего перфоратора можно сбрасывать в ствол 500 скважины последовательно, с программированием бортового контроллера каждой компоновки стреляющего перфоратора на подрыв соответствующих зарядов на различных выбранных глубинах. Как показано на Фиг. 5A-5I, компоновки стреляющего перфоратора сбрасывают таким способом, что самую нижнюю зону (зону "A") перфорируют первой, затем последовательно перфорируют менее глубокие зоны (зону "B" и затем зону "C"). Вместе с тем, с использованием автономных компоновок стреляющего перфоратора, оператор может перфорировать подземные зоны в любом порядке. Предпочтительно, компоновки стреляющего перфоратора можно сбрасывать таким способом, чтобы перфорировать подземные зоны сверху вниз. Это означает, что компоновки стреляющего перфоратора должны подрывать в менее глубоких зонах до подрыва в более глубоких зонах.

[189] Также отмечается, что на Фиг. 5A-5I показано использование компоновки стреляющего перфоратора и компоновки пробки для гидроразрыва в качестве автономных компоновок инструмента. Вместе с тем, дополнительные приводимые в действие инструменты можно использовать, как часть автономной компоновки инструмента. Такие инструменты включают в себя, например, мостовые пробки, режущие инструменты, цементировочные пакеры и ремонтные муфты обсадной колонны. В данных устройствах инструменты должны сбрасываться или подаваться насосом или переноситься в ствол скважины, сконструированной для добычи углеводородных текучих сред или нагнетания текучих сред. Инструмент может быть изготовлен из трескающегося материала или разбуриваемого материала.

[190] На Фиг. 6 показана блок схема последовательности этапов способа 600 заканчивания ствола скважины с использованием автономных инструментов в одном варианте осуществления. Согласно способу 600 в стволе скважин выполняют заканчивание в нескольких перспективных зонах. Эксплуатационная обсадная колонна (или хвостовик) спущена в ствол скважины и зацементирована на месте установки.

[191] Способ 600 вначале включает в себя создание первой автономной компоновки стреляющего перфоратора. Это показано в блоке 610. Первую автономную компоновку стреляющего перфоратора изготавливают согласно компоновке 300' стреляющего перфоратора, описанной выше, в ее различных вариантах осуществления. Первую автономную компоновку стреляющего перфоратора, по существу, изготавливают из трескающегося материала, и выполняют с возможностью саморазрушения, предпочтительно после подрыва зарядов.

[192] Способ 600 на следующем этапе включает в себя развертывание первой компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. Это показано в блоке 620. Первая компоновка стреляющего перфоратора выполнена с возможностью обнаружения первой выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины. Таким образом, когда первую компоновку стреляющего перфоратора подают насосом или иначе спускают в стволе скважины, компоновка должна осуществлять мониторинг своей глубины или иначе определять момент прибытия в первую выбранную перспективную зону.

[193] Способ 600 также включает в себя обнаружение первой выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины. Это показано в блоке 630. В одном аспекте обнаружение выполняют с помощью загрузки заранее физической сигнатуры ствола скважины. Компоновка стреляющего перфоратора ищет совпадающую сигнатуру при проходе через ствол скважины. Компоновка стреляющего перфоратора, в конце концов, обнаруживает первую выбранную перспективную зону по совпадению физической сигнатуры. Сигнатура может совпадать, например, при подсчете муфт обсадной колонны, при подсчете меток радиочастотной идентификации, при обнаружении конкретного кластера меток, при обнаружении специально установленных магнитов, или с помощью другого средства.

[194] Способ 600 дополнительно включает в себя выполнение стрельбы в первой перспективной зоне. Это выполняют в блоке 640. Выполняя стрельбу, получают перфорационные отверстия. Взрывы зарядов пробивают окружающую эксплуатационную обсадную колонну с проходом в подземный пласт.

[195] Способ 600 также включает в себя создание второй автономной компоновки стреляющего перфоратора. Это показано в блоке 650. Вторая автономная компоновка стреляющего перфоратора также изготовлена согласно компоновке 300' стреляющего перфоратора, описанной выше, в ее различных вариантах осуществления. Вторая автономная компоновка стреляющего перфоратора также, по существу, изготовлена из трескающегося материала, и выполнена с возможностью саморазрушения после подрыва зарядов.

[196] Способ 600 дополнительно включает в себя развертывание второй компоновки стреляющего перфоратора в стволе скважины. Это показано в блоке 660. Вторая компоновка стреляющего перфоратора выполнена с возможностью обнаружения второй выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины. Таким образом, когда вторую компоновку стреляющего перфоратора подают насосом или иначе спускают в стволе скважины, компоновка должна осуществлять мониторинг своей глубины или иначе определять момент прибытия во вторую выбранную перспективную зону.

[197] Способ 600 также включает в себя обнаружение второй выбранной перспективной зоны вдоль ствола скважины. Это показано в блоке 670. Обнаружение может вновь выполняться с помощью загрузки заранее физической сигнатуры ствола скважины. Компоновка стреляющего перфоратора ищет совпадающую сигнатуру при проходе через ствол скважины. Компоновка стреляющего перфоратора, в конце концов, обнаруживает вторую выбранную перспективную зону по совпадению физической сигнатуры.

[198] Способ 600 дополнительно включает в себя выполнение стрельбы вдоль второй перспективной зоны. Это выполняют в блоке 680. Выполняя стрельбу, получают перфорационные отверстия. Взрывы зарядов пробивают окружающую эксплуатационную обсадную колонну с проходом в подземный пласт. Предпочтительно, вторая перспективная зона находится над первой перспективной зоной, хотя может находиться и под первой перспективной зоной.

[199] Способ 600 может, если необходимо, включать в себя нагнетание гидравлической текучей среды под высоким давлением для гидроразрыва пласта. Это показано в блоке 690. Гидроразрыв пласта можно выполнять, направляя текучую среду через перфорационные отверстия вдоль первой выбранной перспективной зоны, направляя текучую среду через перфорационные отверстия вдоль второй выбранной перспективной зон, или то и другое. Предпочтительно, текучая среда содержит проппант.

[200] В случае если несколько перспективных зон перфорируют и выполняют в них гидроразрыв, необходимо использовать материал отведения. Подходящие материалы отведения могут включать в себя автономную компоновку 200' пробки для гидроразрыва, описанную выше, и уплотнительные шарики 532 перфорационных отверстий, описанные выше. Таким образом, один, используемый при необходимости этап состоит в создании изоляции зоны с использованием уплотнительных шариков перфорационных отверстий. Это показано в блоке 645. Уплотнительные шарики перфорационных отверстий подаются насосом в скважину для герметизации перфорационных отверстий, и могут быть установлены в подаваемом первым объеме промывки. В одном аспекте уплотнительные шарики перфорационных отверстий переносятся к забойной зоне скважины в контейнере, и высвобождаются по команде бортового контроллера под второй компоновкой стреляющего перфоратора.

[201] В качестве альтернативы материалу отведения, можно устанавливать так называемый "дефлектор для гидроразрыва" с каждым развертыванием компоновки стреляющего перфоратора, такой, в котором один шар для гидроразрыва можно использовать вместо нескольких уплотнительных шариков перфорационных отверстий для изоляции только что обработанной зоны. Для установки дефлектора для гидроразрыва, должно устанавливаться соответствующее гнездо в обсадной колонне перед цементированием. Гнездо имеет размер, подходящий для герметизирующего шара конкретного диаметра. Шар для гидроразрыва обеспечивает отведение текучей среды в соседний пласт обработки гидроразрывом для интенсификации притока.

[202] Оператору может также потребоваться осуществление циркуляции раствора кислоты после перфорирования и гидроразрыва каждой зоны. В такой операции материал отведения должен также использоваться.

[203] Этапы блоков 650-690 можно повторять много раз для нескольких перспективных зон. Методика отведения может не требоваться для каждой группы перфорационных отверстий, но ее использование возможно только после того, как несколько зон проперфорировано.

[204] Способ 600 является применимым для заканчивания вертикальных, наклонно-направленных, и горизонтальных скважин. Тип скважины должен определять способ подачи и последовательность операций для автономных инструментов. В вертикальных скважинах и скважинах с малым углом наклона силы тяжести может быть достаточно для обеспечения доставки компоновок на проектную глубину или в проектную зону. В скважинах с большим углом наклона, включающих в себя скважины с заканчиванием в горизонтальном стволе, компоновки можно подавать насосом или доставлять с использованием скважинных тракторов. Для обеспечения подачи насосом первой компоновки обсадную колонну можно перфорировать на дне скважины.

[205] Также отмечается, что способ 600 применяется для заканчивания как эксплуатационных скважин, так и нагнетательных скважин.

[206] Наконец, комбинацию компоновки 200' пробки для гидроразрыва и компоновки 300' стреляющего перфоратора можно развертывать вместе, как автономный блок, или блок со связью кабелем, так что в любом варианте осуществления, по меньшей мере одно, перфоратор или пробка объединенного блока выполняется для автономного приведения в действие на выбранной глубине или в выбранной зоне. Такая комбинация дает дополнительную оптимизацию использования оборудования. В данной комбинации устанавливают компоновку 200' пробки, затем выполняют стрельбу компоновкой 300' перфоратора непосредственно над компоновкой пробки.

[207] На Фиг. 7A и 7B показано такое устройство. Вначале на Фиг. 7A показан вид сбоку нижнего участка ствола 750 скважины. В являющемся примером стволе 750 скважины выполняют заканчивание в одной зоне. Эксплуатационная обсадная колонна показана схематично позицией 752. Автономный инструмент 700', сброшенный в ствол 750 скважины, проходит через эксплуатационную обсадную колонну 752. Стрелка "I" указывает перемещение инструмента 700', проходящего вниз через ствол 750 скважины.

[208] Автономный инструмент 700' представляет собой объединенную компоновку пробки и стреляющего перфоратора. Это означает, что один инструмент 700' содержит компоненты как компоновки 200' пробки, так и компоновки 300' стреляющего перфоратора Фиг. 2 и 3, соответственно.

[209] Автономный инструмент 700', включает в себя корпус 710' пробки. Корпус 710' пробки должен предпочтительно образовывать эластомерный уплотнительный элемент 711' и комплект клинового захвата 713'. Автономный инструмент 700' также включает в себя установочный инструмент 720'. Установочный инструмент 720' должен приводить в действие уплотнительный элемент 711' и клиновой захват 713' и перемещать их радиально для входа в контакт с обсадной колонной 752.

[210] На Фиг. 7A, корпус 710 пробки' показан не приведенным в действие. Таким образом, инструмент 700' находится в положении спуска в скважину. При включении в работу уплотнительный элемент 711' корпуса 710' пробки может механически расширяться в ответ на смещение муфты или другого средства, известного в данной области техники. Это обеспечивает непроницаемую для текучей среды герметизацию уплотнительного элемента 711' к поверхности обсадной колонны 752. Одновременно, клиновой захват 713' корпуса 710' пробки выходит наружу из компоновки 700' по клиньям (не показано), разнесенным радиально вокруг компоновки 700'. Это обеспечивает клиновому захвату 713' радиальный выход и "захват" в обсадной колонне 752 с закреплением компоновки инструмента 700' в положении противодействия направленной вниз гидравлической силе.

[211] Автономный инструмент 700' также включает в себя локатор 714 местоположения. Локатор 714 местоположения служит устройством локации для обнаружения места установки инструмента 700' в эксплуатационной обсадной колонне 750. Конкретнее, локатор 714 местоположения обнаруживает объекты или "метки" вдоль ствола 750 скважины, и генерирует, реагируя на них, сигналы глубины. Показанные на Фиг. 7A, объекты являются муфтами 754 обсадной колонны. Это означает, что локатор 714 местоположения является локатором муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны обнаруживает муфты 754 обсадной колонны во время своего перемещения вниз в стволе 750 скважины.

[212] Аналогично компоновке 200' пробки, описанной выше и показанной на Фиг. 2, локатор 714 местоположения может обнаруживать другие объекты кроме муфт обсадной колонны. Альтернативно, локатор 714 местоположения можно программировать для локации выбранной глубины с использованием акселерометра.

[213] Инструмент 700' также включает в себя стреляющий перфоратор 730. Стреляющий перфоратором 730 может быть выбран перфоратор, осуществляющий подрыв, например, 16 зарядов. Аналогично стреляющему перфоратору 312 на Фиг. 3, перфоратор 730 имеет соответствующие заряды, подрывающиеся обуславливая выполнение стрельбы по окружающей эксплуатационной обсадной колонне 750. В общем, стреляющий перфоратор 730 содержит колонну кумулятивных зарядов, распределенных по отрезку длины перфоратора и сориентированных согласно техническим требованиям.

[214] Автономный инструмент 700' если необходимо, также включает в себя ловильную шейку 705. Ловильная шейка 705 имеет размеры и выполнена с возможностью служить вставной частью для стыковки со скважинным ловильным инструментом (не показано). Ловильная шейка 705 обеспечивает оператору извлечение автономного инструмента 700' при маловероятном событии прихвата в стволе 700 скважины или при отказе детонации стреляющего перфоратора 730.

[215] Автономный инструмент 700' дополнительно включает в себя бортовой контроллер 716. Бортовой контроллер 716 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 714 местоположения. В одном аспекте бортовой контроллер 716 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважины. Например, можно провести каротаж локации муфт обсадной колонны для определения разноса муфт 754 обсадной колонны перед развертыванием автономного инструмента 700. Соответствующие глубины муфт 754 обсадной колонны можно определять на основе длины и скорости намотки троса, поднимающего устройство каротажа локации муфт обсадной колонны.

[216] После определения, что автономный инструмент 700' прибыл на выбранную глубину, бортовой контроллер 716 активирует установочный инструмент 720. Это обуславливает установку корпуса 710 пробки в стволе 750 скважины на необходимой глубине или в нужном месте.

[217] На Фиг. 7B показан вид сбоку ствола скважины Фиг. 7A. Здесь автономный инструмент 700" достиг выбранной глубины. Выбранная глубина указана скобкой 775. Бортовой контроллер 716 отправил сигнал на установочный инструмент 720" для приведения в действие эластомерного кольца 711" и клинового захвата 713" корпуса 710' пробки.

[218] На Фиг. 7B, корпус 710" пробки показан в расширенном состоянии. При этом эластомерный уплотнительный элемент 711" расширяется, создавая герметичное соединение с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 752, и клиновой захват 713" расширяется, создавая механическое соединение с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 752. Уплотнительный элемент 711" создает герметизирующее кольцо, а клиновой захват 713" имеет канавки или зубья "осуществляющие захват" на поверхности внутреннего диаметра обсадной колонны 750.

[219] После установки автономного инструмента 700" бортовой контроллер 716 передает сигнал на выполнение стрельбы перфоратора 730. Стреляющий перфоратор 730 создает перфорационные отверстия, проходящие через эксплуатационную обсадную колонну 752 на выбранной глубине 775. Таким образом, в устройстве Фиг. 7A и 7B, установочный инструмент 720 и стреляющий перфоратор 730 вместе образуют приводимый в действие инструмент.

[220] Автономные инструменты и способы показаны и описаны в данном документе в контексте заканчивания ствола скважины. В большинстве вариантов применения, не требуется работ на тросе или гибкой насосно-компрессорной трубе до финальной промывки скважины. Вместе с тем, автономные инструменты и способы можно использовать в вариантах применения в контексте работ в трубопроводах текучей среды. В таком варианте, инструмент может представлять собой внутритрубный снаряд с устройством локации.

[221] Описанные выше инструменты и способы относятся к автономному инструменту, то есть инструменту, механически не управляемому с поверхности. Вместе с тем в изобретениях, раскрытых в данном документе, также используют связанную ними также имеющую признаки новизны технологию, где компоновку инструментов спускают в ствол скважины на рабочей линии.

[222] В одном аспекте компоновка инструмента включает в себя приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью спуска в ствол скважины на рабочей линии. Ствол скважины может быть сконструирован с возможностью добычи углеводородных текучих сред из подземного пласта. Альтернативно, ствол скважин может быть сконструирован с возможностью нагнетания текучих сред в подземный пласт. В любом из аспектов, рабочая линия может представлять собой проволочную линию, трос, или линию электрического кабеля.

[223] Компоновка инструмента также включает в себя устройство локации. Устройство локации служит для определения местоположения приводимого в действие инструмента в стволе скважины на основе физической сигнатуре, созданной вдоль ствола скважины. Устройство локации и соответствующая физическая сигнатура могут работать согласно вариантам осуществления, описанным выше для автономных компоновок 200' (Фиг. 2) и 300' (Фиг. 3) инструментов. Например, устройство локации может представлять собой локатор муфт, и сигнатура образуется разносом муфт вдоль трубного изделия, при этом, муфты обнаруживаются локатором муфт.

[224] Компоновка инструмента дополнительно включает в себя бортовой контроллер. Бортовой контроллер, выполнен с возможностью передавать сигнал приведения в действие на инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку инструмента на выбранное место на основе физической сигнатуры. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения операции в стволе скважины по сигналу приведения в действие.

[225] В одном варианте осуществления, приводимый в действие инструмент дополнительно содержит устройство подрыва. В данном варианте осуществления компоновка инструмента изготовлена из трескающегося материала. Бортовой контроллер дополнительно выполнен с возможностью передавать сигнал детонации на устройство подрыва в назначенное время после включения в работу бортового контроллера. Альтернативно, компоновка инструмента саморазрушается при срабатывании приводимого в действие инструмента. Это может применяться в случае, если приводимый в действие инструмент является стреляющим перфоратором. В любом из случаев, компоновка инструмента является саморазрушающейся.

[226] В одном устройстве приводимый в действие инструмент является пробкой для гидроразрыва. Пробка для гидроразрыва выполнена с возможностью образовывать существенную изоляцию текучей среды, когда приводится в действие в трубном изделии на выбранном месте установки. Пробка для гидроразрыва содержит эластомерный уплотнительный элемент и комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента установленной вблизи выбранного места.

[227] В другом устройстве приводимый в действие инструмент является мостовой пробкой. Здесь мостовая пробка выполнена с возможностью образовывать существенную изоляцию текучей среды, когда приводится в действие в трубном изделии на выбранном месте установки. Компоновка инструмента изготовлена из разрушаемого бурением материала. Мостовая пробка содержит эластомерный уплотнительный элемент и комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента установленной вблизи выбранного места.

[228] Другие инструменты могут служить в качестве приводимого в действие инструмента. Инструменты могут включать в себя ремонтную муфту обсадной колонны и цементный пакер. Данные инструменты могут быть изготовлены из разрушаемого бурением материала, такого как керамика, фенольные смолы, композит, чугун, латунь, алюминий или их комбинации.

[229] На Фиг. 8A и 8B представлены виды сбоку являющейся примером компоновки 800'800" инструмента для выполнения операции в стволе скважины. Здесь компоновка 800'/800" инструмента является компоновкой с пробкой для перфорирования. На Фиг. 8A, компоновка 800' пробки для гидроразрыва показана в положении спуска в скважину или положении до приведения в действие; на Фиг. 8B, компоновка 800" пробки для гидроразрыва показана в состоянии, где приведена в действие.

[230] На Фиг. 8A показана компоновка 800' пробки для гидроразрыва, развернутая в эксплуатационной обсадной колонне 850. Эксплуатационная обсадная колонна 850 выполнена из множества "звеньев" 852, скрепленных на резьбе в муфтах 854. Проводится заканчивание ствола скважины, включающее в себя нагнетание текучих сред в эксплуатационную обсадную колонну 850 под высоким давлением. Стрелка "I" указывает перемещение компоновки 800' пробки для гидроразрыва в ее положении до приведения в действие, вниз к месту в эксплуатационной обсадной колонне 850, где компоновка пробки для гидроразрыва 800" должна приводиться в действие для установки.

[231] Компоновка 800' пробки для гидроразрыва включает в себя корпус 810' пробки. Корпус 810' пробки должен предпочтительно образовывать эластомерный уплотнительный элемент 811' и комплект клинового захвата 813'. Эластомерный уплотнительный элемент 811' и клиновой захват 813', в общем, аналогичны корпусу 210' пробки, описанной выше и показанной на Фиг. 2.

[232] Компоновка 800' пробки для гидроразрыва также включает в себя установочный инструмент 812'. Установочный инструмент 812' должен приводить в действие клиновой захват 813' и эластомерный уплотнительный элемент 811' и перемещать их по клиньям (не показано) в контакт с окружающей обсадной колонной 850. В положении после приведения в действие компоновки 800" пробки, корпус 810" пробки показан в расширенном состоянии. При этом эластомерный уплотнительный элемент 811" расширяется для герметичного соединения с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 850, и клиновой захват 813" расширяется для механического соединения с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 850. Уплотнительный элемент 811" представляет собой кольцевое уплотнение, а клиновой захват 813" имеет канавки или зубья "захватывающие" поверхность внутреннего диаметра обсадной колонны 850. Таким образом, в компоновке 800" инструмента корпус 810" пробки, состоящий из уплотнительного элемента 811", и клиновой захват 813" образуют приводимый в действие инструмент.

[233] Компоновка 800' пробки для гидроразрыва также включает в себя локатор 814 местоположения. Локатор 814 местоположения служит в качестве устройства локации для обнаружения положения компоновки 800' инструмента в эксплуатационной обсадной колонне 850. Конкретнее, локатор 814 местоположения обнаруживает объекты или "метки" вдоль ствола 850 скважины, и генерирует, реагируя на них сигналы глубины.

[234] Как показано на Фиг. 8A и 8B, объекты являются муфтами 854 обсадной колонны. Это означает, что локатор 814 местоположения является локатором муфт обсадной колонны. Локатор обнаруживает муфты 854 обсадной колонны при перемещении вниз в эксплуатационной обсадной колонне 850. Хотя на Фиг. 8A представлен локатор 814 местоположения как локатор муфт обсадной колонны и объекты представлены, как муфты обсадной колонны, понятно, что другие устройства обнаружения можно использовать в компоновке 800' пробки для гидроразрыва, рассмотренной выше.

[235] Компоновка 800' пробки для гидроразрыва дополнительно включает в себя бортовой контроллер или процессор 816. Бортовой контроллер 816 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 814 местоположения. В одном аспекте бортовой контроллер 816 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважины. Например, каротаж местоположения муфт обсадной колонны может быть выполнен перед развертыванием автономного инструмента (такого как компоновка 800' пробки для гидроразрыва) для определения интервала между муфтами 854 обсадной колонны. Соответствующие глубины муфт 854 обсадной колонны можно определить на основе длины и скорости подъема троса устройства каротажа местоположения муфт обсадной колонны.

[236] Бортовой контроллер 816 активирует приводимый в действие инструмент, когда определяет, что компоновка 200" инструмента прибыла на конкретную глубину смежную с выбранной перспективной зоной. В примере Фиг. 8B бортовой контроллер 816 активирует пробку 810" для гидроразрыва и установочный инструмент 812", обуславливая остановку перемещения компоновки 800" пробки для гидроразрыва, и ее установку в эксплуатационной обсадной колонне 850 на необходимой глубине или нужном месте.

[237] Компоновка 800'/800" инструмента Фиг. 8A и 8B отличается от автономных инструментов 200' и 300' Фиг. 2 и 3 тем, что компоновку 800'/800" инструмента, включающую в себя компоненты автономного инструмента, можно спускать в ствол 850 скважины на рабочей линии 856. В являющемся примером устройстве Фиг. 8A и 8B, рабочая линия 856 может представлять собой проволочную линию. Вместе с тем, рабочая линия 856 может альтернативно являться электрокабельной линией.

[238] В одном варианте осуществления компоновку инструмента можно спускать в ствол скважины с помощью скважинного трактора. Это особенно предпочтительно в наклонно-направленных стволах скважин. В данном варианте осуществления бортовой процессор может (I) быть выполнен с возможностью передавать сигнал приведения в действие на инструмент, когда устройство локации определило выбранное место установки инструмента на основе физической сигнатуры, и (II) иметь таймер для саморазрушения компоновки инструмента в заданное время после установки компоновки инструмента в трубном изделии. Компоновка инструмента должна быть изготовлена из трескающегося материала.

[239] В другом варианте осуществления рабочая линия может представлять собой электрическую кабельную линию или проволочную линию, и компоновка инструмента также может включать в себя автономно приводимое в действие устройство подрыва, такое как для установки инструмента или саморазрушения инструмента. В некоторых вариантах осуществления бортовой процессор может быть выполнен с возможностью приема сигнала приведения в действие по электрокабельной линии для приведения в действие инструмента и выполнения работы в стволе скважины. Дополнительно, в любом варианте осуществления, с проволочной линией или электрокабельной линией, бортовой процессор может иметь таймер для автономного саморазрушения всей компоновки инструмента или ее частей с использованием устройства подрыва через заданный период времени после приведения в действие в ствол скважины компоновки инструмента. В некоторых таких вариантах осуществления приводимый в действие инструмент является пробкой для гидроразрыва или мостовой пробкой.

[240] Другие варианты осуществления заявленного объекта изобретения включают в себя устройство и способы автономного выполнения работы в трубном изделии или в стволе скважины, такой как работа трубопроводного внутритрубного снаряда или заканчивание ствола скважины, где ствол скважины сконструирован с возможностью добычи (а также нагнетания и утилизации, как работ, в конце концов, относящихся к работам добычи) углеводородных текучих сред из подземного пласта или нагнетания текучих сред в подземный пласт. В одном аспекте способ может вначале содержать развертывание или спуск автономной компоновки инструмента в ствол скважины, например, с помощью гравитации, подачи насосом или на рабочей линии, такой как проволочная линия, трос, или электрокабельная линия, напрямую не вносящей вклад или не осуществляющей функции автономного инструмента.

[241] Компоновка инструмента и способы включают в себя приводимый в действие инструмент. Приводимый в действие инструмент может, например, являться пробкой для гидроразрыва, цементировочным пакером или мостовой пробкой. Компоновка инструмента может также включать в себя приводящий в действие или установочный инструмент для приведения в действие или установки компоновки инструмента, либо частично или полностью. Компоновка инструмента может дополнительно включать в себя автономно активируемое устройство подрыва для осуществления приведения в действие и/или разрушения инструмента, предпочтительно разрушающее, по меньшей мере, трескающуюся часть инструмента. Также дополнительно, компоновка инструмента включает в себя бортовой процессор. Бортовой процессор имеет таймер для саморазрушения компоновки инструмента с использованием устройства подрыва через заданный период времени после приведения инструмента в действие в стволе скважины. Компоновка инструмента изготовлена из разрушающегося материала, предпочтительно, трескающегося, разбуриваемого, или разрушаемого бурением материала, для содействия саморазрушению. Способ может также включать в себя удаление рабочей линии после установки компоновки инструмента в ствол скважины.

[242] В одном варианте осуществления компоновка инструмента дополнительно содержит устройство локации для определения местоположения приводимого в действие инструмента в стволе скважины на основе физической сигнатуры, созданной вдоль ствола скважины. В данном варианте осуществления бортовой процессор выполнен с возможностью передавать сигнал приведения в действие на инструмент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения операции в стволе скважины, реагируя на сигнал приведения в действие.

[243] В другом варианте осуществления компоновка инструмента дополнительно содержит комплект клинового захвата для удержания компоновки инструмента в стволе скважины. Клиновой захват может только удерживать инструмент в нужном положении, обеспечивая циркуляцию текучей среды мимо инструмента, или может удерживать инструмент в нужном положении, с гидравлическим уплотнением и изоляцией. Сигнал приведения в действие приводит в действие клиновой захват, обуславливая установку компоновки инструмента, подлежащей установке и/или позиционированию в стволе скважины на выбранное место. Дополнительно, бортовой процессор передает сигнал на устройство подрыва через заданный период времени после установки компоновки инструмента в ствол скважины для саморазрушения компоновки инструмента. Приводимый в действие инструмент может являться мостовой пробкой или пробкой для гидроразрыва пласта.

[244] Улучшенные способы и устройство, описанные в данном документе, могут дополнительно включать в себя автономную систему, которую можно использовать для подачи нескольких стреляющих перфораторов (также одного перфоратора с несколькими стадиями срабатывания, такой как перфоратор с выборочным выполнением стрельбы) в одном рейсе, и если необходимо, дополнительный инструмент, такой как мостовая пробка или пробка для гидроразрыва. В других вариантах осуществления один перфоратор может быть связан или соединен с другим инструментом, таким как мостовая пробка, а другие перфораторы можно независимо развертывать и автономно приводить в действие на выбранных местах в стволе скважины. На Фиг. 9A-9D и Фиг. 10 показаны некоторые являющиеся примером варианты осуществления таких патентоспособных способов. На Фиг. 9A показан ствол 900 скважины с автономной компоновкой 905 инструмента, включающей в себя пробку 920, стреляющие перфораторы 910, 910', 910" (такие как группа перфораторов выборочного выполнения стрельбы или несколько индивидуальных групп одноступенчатых стреляющих перфораторов, которые, в свою очередь, можно соединять или спускать последовательно), и устройство 930 локации, такое как локатор муфт обсадной колонны, каротажный инструмент или другой датчик положения. Компоновка 905 инструмента может также, если необходимо, включать в себя другие устройства, такие как центраторы, скважинные тракторы, и т.д. Компоновка 905 инструмента может автономно спускаться, например, с помощью гравитации, скважинного трактора, подачей насосом с использованием текучей среды "I" ствола скважины, при этом, текучая среда "I'" впереди компоновки инструмента может вытесняться или нагнетаться в ранее проперфорированную и обработанную для интенсификации притока зону 950, или их комбинации.

[245] На Фиг. 9B показан пример этапа автономного перфорирования одной или нескольких групп перфорационных отверстий 940, 940', 940" при перемещении стреляющего перфоратора (перфораторов) 910, 910', 910" к забойной зоне в скважине и проходят выбранные интервалы для перфорирования. Например, данный способ и устройство можно использовать в создании кластерных перфорационных отверстий. Компоновка может включать в себя один стреляющий перфоратор или включать в себя несколько перфораторов или ступеней перфораторов. Развертывать можно объединенный блок или отдельные, индивидуально развертываемые блоки. Такое автономное перфорирование можно выполнять с подачей перфораторов насосом или гравитационно, с помощью скважинных тракторов или с другим спуском на выбранные интервалы перфорирования. Кластерные перфорационные отверстия 940, 940', и 940" можно пробивать от малой глубины в стволе скважины к большей глубине в стволе скважины или начинать от больших глубин и затем последовательно выполнять перфорационные отверстия с уменьшением глубины.

[246] Такими способами и компоновками инструментов, как показанные на Фиг. 9B, можно осуществлять заканчивание и обработку для интенсификации притока нескольких последовательных интервалов или ступеней ствола скважины и пласта от дна ствола скважины к устью или верху ствола скважины, что не требует использования тросов и тросовых инструментов, и т.д. или не требует спуска на трубных колоннах оборудования стадии заканчивания.

[247] Как показано на Фиг. 9C, пробку 920 можно установить до или часто более предпочтительно после завершения выполнения перфорационных отверстий 940, 940', 940" для обеспечения перемещения перфораторов с помощью гидравлического перекачивания текучей среды в ствол скважины. Перфораторы (если необходимо, включающие в себя контроллер на каждом перфораторе) могут саморазрушаться во время срабатывания, или саморазрушаться после срабатывания всех перфораторов в отдельном действии саморазрушения. Для вариантов осуществления, где перфораторы спускают в скважину с пробкой, перфораторы могут избирательно отсоединяться от пробки и/или саморазрушаться после установки пробки. Обработку для интенсификации притока или испытание перфорационных отверстий 940, 940', 940" можно проводить для создания обработанных для интенсификации притока зон 980, 980', 980" как показано на Фиг. 9D. Обработка для интенсификации притока всех перфорационных отверстий может проходить, по существу, одновременно или может быть разделена на стадии, например, с использованием уплотнительных шариков перфорационных отверстий для отведения.

[248] Как показано Фиг. 9D, в надлежащее назначенное время пробка 920 и/или компоновка 910, 910', 910" перфоратора может автономно или не автономно саморазрушаться или иначе удаляться или распадаться на части, обуславливая завершение заканчивания 950 с созданием перфорационных отверстий 940, 940' и 940". Перфораторы 910, контроллеры 930, пробки и соответствующие отходы 970 могут гидравлически вытесняться в забойное оборудование скважины или механически проталкиваться к забою скважины, выбуриваться или иначе выноситься циркуляцией из ствола, например вспененным азотом с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы.

[249] После достижения пробкой или компоновкой пробка/перфоратор назначенной глубины и выполнения стрельбы всеми перфораторами, предпочтительно автономно устанавливается мостовая пробка. В это время можно инициировать обработку для интенсификации притока вновь проперфорированных зон 940, 940' и 940". После завершения обработки для интенсификации притока, если перфораторы не разрушались во время перфорирования, перфораторы и/или пробки могут саморазрушаться, например, внутренним разрушающим зарядом, и отходы могут удаляться.

[250] В еще одном измененном варианте способов и устройств, рассмотренных выше и показанных в качестве примера на Фиг. 9A-9D и дополнительно показанных в качестве примера на Фиг. 10, пробка 1020 может соединяться и спускаться в скважину с первым стреляющим перфоратором или группой перфораторов 1010 выборочного выполнения стрельбы, и контроллером (включающим в себя локатор), которыми можно автономно перфорировать первую группу перфорационных отверстий 1040. (Отметим, что относительный термин забойная зона относится к дну ствола скважины, а относительный термин устьевая часть относится к зоне поверхности на площадке скважины.) После перфорирования первой новой группы перфорационных отверстий 1040, пробка 1020 может автономно устанавливаться на нужном месте, например, над предыдущими перфорационными отверстиями 1080 или иначе съемно удерживаться на нужном месте, например кольцом муфты обсадной колонн колонны, или комплектом клинового захвата, останавливающим перемещение пробки, но без активирования, при этом, уплотнительного элемента пробки, так что текучая среда может продолжать обходить пробку для продолжения прохода в ранее выполненные перфорационные отверстия или оборудование 1050 заканчивания. Альтернативно, пробка 1020 может автономно устанавливаться в нужном месте, обуславливая дополнительное перемещение 1045 текучей среды ствола скважины (например, кислоты или текучей среды ствола скважины такой как реагент на водной основе, огеленная текучая среда или сшитая текучая среда) для выхода из ствола скважины через новые перфорационные отверстия 1040.

[251] После этого последующие стреляющие перфораторы или группы перфораторов 1011, 1012, 1013 и контроллер могут подаваться насосом, перемещаться гравитационно или скважинными тракторами вдоль ствола скважины (без фала или на тросовой или проволочной линии), мимо нужной зоны перфорирования и автономно подрываться на назначенном интервале для создания дополнительных перфорационных отверстий 1041, 1042, и 1043. Новые перфорационные отверстия могут обрабатываться для интенсификации притока после выполнения всех перфорационных отверстий, или каждый новый кластер перфорационных отверстий может обрабатываться для интенсификации притока или перфорироваться перед выполнением последующего кластера или группы перфорационных отверстий. Перфораторы могут автономно саморазрушаться в комбинации с перфорированием или после него, как рассмотрено выше.

[252] В некоторых скважинах, таких как горизонтальные скважины, спуск, подача насосом или сброс перфораторов и контроллера (или пробки или другого автономно приводимого в действие инструмента) на выбранный интервал перфорирования можно ускорить с использованием манжет, гребней, или других устройств ускоряющих перемещение инструмента через ствол скважины или в текучей среде в нем. Такое устройство и способы могут даже обеспечивать использование в стволе скважины текучей среды низкой вязкости, такой как реагент на водной основе, которая может в ином случае являться относительно неэффективной для гидравлически спускаемых инструментов. Инструменты можно совершенствовать, оснащая манжетой и/или гребнями, соединенными с перфоратором или компоновкой инструмента, такими как показаны на примере Фиг. 10. При этом перфораторы могут эффективно гидравлически спускаться вдоль ствола скважины.

[253] На Фиг. 10 также показан вариант осуществления, в котором перфоратор или группа перфораторов может быть связана или соединена с автономно приводимым в действие инструментом, таким как пробка 1020 для гидроразрыва. Последовательные интервалы можно перфорировать компоновками перфораторов, которые независимо спускаются и автономно приводятся в действие на нужных интервалах. Предпочтительно, все перфораторы и пробки, и т.д., являются удовлетворительно трескающимися для обеспечения автономного разрушения и очистки от обломков ствола после завершения выполнения всех перфорационных отверстий, обработки для интенсификации притока и испытаний.

[254] Должно быть ясно, что изобретения, описанные в данном документе, просчитаны для получения выгод и преимуществ, изложенных выше, должно быть ясно, что изобретения могут подвергаться модификации, заменам и изменениям без отхода от их сущности.

Реферат

Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента. Компоновка инструмента для выполнения работ в трубах в скважине, содержащая: приводимый в действие инструмент; устройство локации для определения местоположения приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине системы труб; и бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, в момент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры и скорости инструмента, и определения времени передачи сигнала для приведения в действие инструмента. Приводимый в действие инструмент, устройство локации и бортовой контроллер вместе выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии в качестве автономно приводимого в действие блока. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью в ответ на сигнал для приведения в действие инструмента из бортового контроллера для автономного выполнения работ в трубах. Система приводимого в действие инструмента, устройство локации и бортовой контроллер являются саморазрушающимися в ответ на или в связи с приведением в действие приводимого в действие инструмента, так, что обломки от саморазрушения являются существенно мелкими, так что нет необходимости в отдельной

Формула