Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин

Есть еще 16 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии:

соединение множества скважин с системой первой закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы;

проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине из множества скважин и

подготовка второй скважины из множества скважин для второй обработки пласта для интенсификации притока, осуществляемая одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.

2. Способ по п.1, включающий регулирование манифольда системы закачки для создания первого пути притока от системы закачки текучей среды к первой скважине, содержит задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для создания пути притока к первой скважине и задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для изоляции первой обработки пласта для интенсификации притока от входа во вторую скважину.

3. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы закачки текучей среды для создания второго пути притока от указанной системы ко второй скважине при изоляции первой скважины от второй скважины и системы закачки текучей среды.

4. Способ по п.3, который дополнительно содержит осуществление второй обработки пласта для интенсификации притока во вторую скважину при выполнении по меньшей мере одной операции на первой скважине, отличающейся от обработки пласта для интенсификации притока.

5. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы первой закачки текучей среды для создания первого пути притока от указанной системы к первой скважине из множества скважин, изоляцию второй скважины из множества скважин от указанной системы, первого пути притока и первой скважины до проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине, при этом указанные регулировка, изоляция, нагнетание и подготовка повторяются по меньшей мере на одной дополнительной скважине из множества скважин, и добычу углеводородов по меньшей мере из одной из скважин.

6. Способ по п.1, который дополнительно содержит соединение третьей скважины и четвертой скважины с системой второй закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы, регулировку манифольда системы первой закачки для проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и изоляции второй скважины для других операций, регулировку манифольда системы второй закачки для проведения второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине и изоляции четвертой скважины, проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока.

7. Способ по п.6, который дополнительно содержит подготовку второй скважины к третьей обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовку четвертой скважины к четвертой обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением второй обработки пласта для интенсификации притока.

8. Способ по одному из пп.1, 5, 7, в котором подготовка второй скважины содержит помещение во вторую скважину по меньшей мере одного инструмента, выбранного из инструмента для своевременной перфорации, инструмента, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу, перфорирующего инструмента ограниченного входа, инструмента с шариковым уплотнением, изолирующего элемента и их комбинации.

9. Способ по п.1, в котором текучая среда для первой обработки пласта для стимуляции притока закачивается в первую скважину через первый трубопровод, соединенный с манифольдом системы первой закачки, и подготовка второй скважины содержит одновременную закачку текучей среды для второй обработки пласта для интенсификации притока во второй скважине через второй трубопровод, соединенный с манифольдом системы второй закачки.

10. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: гидроразрыв расклинивающим агентом, кислотный гидроразрыв, структурную кислотную обработку или любые их сочетания.

11. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: своевременную перфорацию, использование кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, ограниченного входа, шарикового уплотнения, модифицированного ограниченного входа, отклонителя наведенного напряжения или одну или несколько одноэтапных обработок пласта для интенсификации притока, отделенных пакерами, или любые их комбинации.

12. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: многозонную своевременную перфорацию, гидроразрыв с расклинивающим агентом для интенсификации притока и их комбинации.

13. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором подготовка второй скважины содержит по меньшей мере одну из следующих операций: бурение второй скважины, установку насосно-компрессорной трубы во вторую скважину, установку или удаление изолирующего элемента из второй скважины, обратный приток из второй скважины, очистку второй скважины, удаление насосно-компрессорной трубы из второй скважины, перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материала на наземную площадку, осуществление радиосвязи или связи по сотовому телефону, закачку текучей среды во вторую скважину, манипуляцию задвижками, выполнение операций на каротажном кабеле во второй скважине, выполнение операций с гибкими трубами во второй скважине, установку или извлечение перфораторов во второй скважине, выполнение каротажных операций во второй скважине, добычу углеводородов из второй скважины, сброс газа на наземной площадке, сжигание газа на факеле на наземной площадке, доставку оборудования и материалов на наземную площадку, удаление оборудования и материалов с наземной площадки и их комбинации.

14. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит добычу углеводородов из множества скважин.

15. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит бурение множества скважин с одной наземной площадки.

16. Способ по одному из пп. 1, 5, 6, 9, в котором множество скважин размещено на одной наземной площадке.

17. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором множество скважин расположено в непосредственной близости друг от друга на одной или нескольких наземных площадках или платформах.

18. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в каждой из множества скважин.

19. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит выполнение по меньшей мере одной операции по безопасности одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовкой второй скважины, причем операция по безопасности выполняется для изоляции стадий первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовки второй скважины друг от друга.

20. Система для интенсификации притока из скважин, содержащая основную задвижку, связанную с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт, множество скважинных задвижек, каждая из которых связана с одной из множества скважин, и трубопровод, соединяющий основную задвижку с множеством скважинных задвижек.

21. Система по п.20, которая дополнительно содержит множество нефтепромысловых фонтанных елок, каждая из которых связана с одной из множества скважин, при этом основная задвижка, множество скважинных задвижек и трубопровод соединены для образования манифольда системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, соединяющего указанную систему закачки с множеством промысловых фонтанных елок.

22. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит плотномхЁ, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.

23. Система по п.20 или 21, в которой множество скважинных задвижек содержит по меньшей мере одну из шаровой задвижки, шиберной задвижки и их комбинаций.

24. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере одну регулирующую задвижку манифольда, соединенную с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.

25. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один манометр, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.

26. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один расходомер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.

27. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один инжектор уплотняющих шариков,соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек.

28. Система по п.21, в которой манифольд указанной системы закачки способен обеспечить путь потока из системы закачки по меньшей мере в одну из множества скважин и изолировать по меньшей мере одну невыбранную скважину из множества скважин от системы закачки.

29. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано с единственной наземной площадкой.

30. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано по меньшей мере с одной наземной площадкой.

31. Система по п.20 или 21, дополнительно содержащая систему хранения текучей среды для воздействия на пласт.

32. Система по п.20 или 21, в которой по меньшей мере две из множества скважин проходят через углеводородсодержащие пласты.

33. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды и манифольд указанной системы способны обеспечить многозонную обработку для интенсификации притока многозонных углеводородсодержащих пластов, через которые проходят по меньшей мере две из множества скважин.

34. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы для гидроразрыва с расклинивающим агентом, системы для кислотной обработки и их комбинации.

35. Система по п.20 или 21, в которой система для закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы своевременной перфорации, системы с кольцевой гибкой трубой и их комбинации.

36. Система по п.21, дополнительно содержащая множество дополнительных фонтанных елок, расположенных по меньшей мере на одной наземной площадке, каждая из которых связана по меньшей мере с одной из множества дополнительных скважин, дополнительную систему закачки текучей среды для интенсификации притока и манифольд указанной системы, соединяющий систему с множеством дополнительных фонтанных елок.

37. Система по п.21, дополнительно содержащая систему подачи текучей среды для воздействия на пласт к системе закачки.

38. Система по п.37, в которой система подачи текучей среды содержит по меньшей мере одно из следующих устройств: измерительное устройство, устройство для регулирования потока, отверстия для введения текучей среды, отверстия для вывода текучей среды, отверстия для ввода материала, отверстия для вывода материала и их комбинации.

39. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки текучей среды ниже по потоку от системы закачки между системой закачки и манифольдом системы закачки.

40. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки выше по потоку от системы закачки.

41. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.

42. Система по п.41, выполненная с возможностью одновременной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.

43. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи по меньшей мере двух различных текучих сред для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.

Рисунок 1

 

Текст

Смотреть все

012893 Данный раздел знакомит читателя с различными аспектами уровня техники, которые можно отнести к примеру вариантов осуществления технологий, описанных и/или заявленных ниже. Предполагается, что данное описание полезно специалистам, обеспечивая их информацией, способствующей лучшему пониманию частных аспектов настоящих технологий. Соответственно, следует понимать, что данные сведения должны быть истолкованы в этом свете, а не считаться признанными фактами известного уровня техники. Добыча таких углеводородов, как нефть и газ, ведется много лет. Для добычи углеводородов на месторождении обычно бурится одна или несколько скважин к подземным промысловым объектам, которые в общем называются находящимися в недрах земли пластами, коллекторами или залежами. Процесс добычи углеводородов из подземных пластов обычно включает в себя бурение одной или нескольких скважин для обеспечения доступа к подземным пластам. После бурения скважин могут применяться мероприятия или операции по заканчиванию скважин и интенсификации притока для добычи таких углеводородов, как нефть и газ, из подземных пластов. Поскольку для получения доступа к различным областям подземных пластов может применяться одиночная скважина, бурение многочисленных скважин с одного места, такого как наземная площадка или морская платформа, может быть выгодным для некоторых областей применения. Например, при морском применении скважины обычно бурятся с одиночных морских платформ вследствие значительной стоимости установки платформы и операционных расходов. Также, бурение многочисленных скважин с единственной наземной площадки снижает нарушения поверхности земли и воздействие на окружающую среду, возникающие при строительстве скважин. Дополнительно мероприятиями по строительству для многочисленных скважин на одном месте можно эффективно управлять при наличии таких наземных ограничивающих условий, как топография, близость к другим сооружениям, существующие наземные проходы и проезды. Поэтому скважины, располагаемые на одиночной наземной площадке, могут применяться для уменьшения стоимости и увеличения эффективности операций. Несмотря на выгодность бурения кустовых скважин на одиночной площадке, присутствие многочисленных скважин может усложнить, ограничить или воспрепятствовать выполнению некоторых комплексов операций. То есть при выполнении операций заканчивания на одной из скважин, проведение операций на других скважинах ограничивается. Например, при обработке пласта для интенсификации притока на наземной площадке с многочисленными скважинами операции по интенсификации притока обычно выполняются только на одиночной скважине. При обработке пласта для интенсификации притока оборудование и персонал вынуждены ждать, так как операции интенсификации ведутся последовательно, и начало дополнительных подготовительных операций в стволе скважины может быть задержано до завершения операций по обработке пласта для интенсификации притока. Поэтому оборудование и персонал применяются на наземной площадке недостаточно эффективно. Следовательно, существует необходимость в способе, устройстве и системе для повышения эффективности операций на многочисленных скважинах на наземной площадке, чтобы сократить затраты времени и расходы, связанные с обработкой пласта для интенсификации притока. В частности, существует необходимость в новом устройстве, способе и системе, обеспечивающих надежное и экономичное выполнение одновременных операций по подготовке ствола скважины и интенсификации притока в стволах многочисленных скважин, расположенных на одиночной наземной площадке. Дополнительная информация приведена в Ammer et al. "Газ, добыча которого нерентабельна: Неиспользованные запасы газа и потребность в технологиях", GasTIPS, осень 2004 г., стр.22-26; патентах США 5890536, 6186230, 6394184, 6520255, 6543538, 6575247, 6672405, 2003/007/5335 и/или патентах Великобритании 1243062, 2028400. Сущность изобретения Согласно изобретению создан способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии: соединение множества скважин с системой первой закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы; проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине из множества скважин; и подготовка второй скважины из множества скважин для второй обработки пласта для интенсификации притока, осуществляемая одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока. Способ может включать регулирование манифольда системы закачки для создания первого пути притока от системы закачки текучей среды к первой скважине содержит задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для создания пути притока к первой скважине и задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для изоляции первой обработки пласта для интенсификации притока от входа во вторую скважину. Способ может дополнительно содержать регулировку манифольда системы закачки текучей среды для создания второго пути притока от указанной системы ко второй скважине при изоляции первой скважины от второй скважины и системы закачки текучей среды. Способ может дополнительно содержать осуществление второй обработки пласта для интенсифи-1 012893 кации притока во вторую скважину при выполнении по меньшей мере одной операции на первой скважине, отличающейся от обработки пласта для интенсификации притока. Способ может дополнительно содержать регулировку манифольда системы первой закачки текучей среды для создания первого пути притока от указанной системы к первой скважине из множества скважин, изоляцию второй скважины из множества скважин от указанной системы, первого пути притока и первой скважины до проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине, при этом указанные регулировка, изоляция, нагнетание и подготовка повторяются на по меньшей мере одной дополнительной скважине из множества скважин, и добычу углеводородов из по меньшей мере одной из скважин. Способ может дополнительно содержать соединение третьей скважины и четвертой скважины с системой второй закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы, регулировку манифольда системы первой закачки для проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и изоляции второй скважины для других операций, регулировку манифольда системы второй закачки для проведения второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине и изоляции четвертой скважины, проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока. Способ может дополнительно содержать подготовку второй скважины к третьей обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока, и подготовку четвертой скважины к четвертой обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением второй обработки пласта для интенсификации притока. Подготовка второй скважины может содержать помещение во вторую скважину по меньшей мере одного инструмента, выбранного из инструмента для своевременной перфорации, инструмента, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу, перфорирующего инструмента ограниченного входа,инструмента с шариковым уплотнением, изолирующего элемента и их комбинации. Текучая среда для первой обработки пласта для стимуляции притока может закачиваться в первую скважину через первый трубопровод, соединенный с манифольдом системы первой закачки, и подготовка второй скважины содержит одновременную закачку текучей среды для второй обработки пласта для интенсификации притока во второй скважине через второй трубопровод, соединенный с манифольдом системы второй закачки. Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: гидроразрыв расклинивающим агентом, кислотный гидроразрыв, структурную кислотную обработку или любые их сочетания. Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: своевременную перфорацию, использование кольцевой гибкой насоснокомпрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, ограниченного входа, шарикового уплотнения, модифицированного ограниченного входа, отклонителя наведенного напряжения или одну или несколько одноэтапных обработок пласта для интенсификации притока, отделенных пакерами или любые их комбинации. Первая обработка пласта для интенсификации притока может содержать по меньшей мере одну из следующих обработок: многозонную своевременную перфорацию, гидроразрыв с расклинивающим агентом для интенсификации притока и их комбинации. Подготовка второй скважины может содержать по меньшей мере одну из следующих операций: бурение второй скважины, установку насосно-компрессорной трубы во вторую скважину, установку или удаление изолирующего элемента из второй скважины, обратный приток из второй скважины, очистку второй скважины, удаление насосно-компрессорной трубы из второй скважины, перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материала на наземную площадку, осуществление радиосвязи или связи по сотовому телефону, закачку текучей среды во вторую скважину, манипуляцию задвижками,выполнение операций на каротажном кабеле во второй скважине, выполнение операций с гибкими трубами во второй скважине, установку или извлечение перфораторов во второй скважине, выполнение каротажных операций во второй скважине, добычу углеводородов из второй скважины, сброс газа на наземной площадке, сжигание газа на факеле на наземной площадке, доставку оборудования и материалов на наземную площадку, удаление оборудования и материалов с наземной площадки и их комбинации. Способ может дополнительно содержать добычу углеводородов из множества скважин или бурение множества скважин с одной наземной площадки. Множество скважин может быть размещено на одной наземной площадке, расположено в непосредственной близости друг от друга на одной или нескольких наземных площадках или платформах. Способ может дополнительно содержать установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в каждую из множества скважин. Способ может дополнительно содержать выполнение по меньшей мере одной операции по безопасности одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготов-2 012893 кой второй скважины, причем операция по безопасности выполняется для изоляции стадий первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовки второй скважины друг от друга. Согласно изобретению создана также система для интенсификации притока из скважин, содержащая основную задвижку, связанную с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт, множество скважинных задвижек, каждая из которых связана с одной из множества скважин, и трубопровод,соединяющий основную задвижку с множеством скважинных задвижек. Система может дополнительно содержать множество нефтепромысловых фонтанных елок, каждая из которых связана с одной из множества скважин, при этом основная задвижка, множество скважинных задвижек и трубопровод соединены для образования манифольда системы закачки текучей среды для воздейтвия на пласт, соединяющего указанную систему закачки с множеством промысловых фонтанных елок. Система может дополнительно содержать плотномер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. Множество скважинных задвижек может содержать по меньшей мере одну из шаровой задвижки,шиберной задвижки и их комбинаций. Система может дополнительно содержать по меньшей мере одну регулирующую задвижку манифольда, соединенную с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один манометр, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один расходомер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек, по меньшей мере один инжектор уплотняющих шариков, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. Манифольд указанной системы закачки может обеспечить путь потока из системы закачки в по меньшей мере одну из множества скважин и изолировать по меньшей мере одну невыбранную скважину из множества скважин от системы закачки. Множество скважин может быть связано с единственной наземной площадкой или с по меньшей мере одной наземной площадкой. Система может дополнительно содержать систему хранения текучей среды для воздействия на пласт. В данной системе по меньшей мере две из множества скважины могут проходить через углеводородосодержащие пласты. Система закачки текучей среды и манифольд указанной системы могут обеспечить многозонную обработку для интенсификации притока многозонных углеводородосодержащих пластов, через которые проходят по меньшей мере две из множества скважины. Система закачки текучей среды может быть выбрана из по меньшей мере одной из системы для гидроразрыва с расклинивающим агентом, системы для кислотной обработки и их комбинации, системы своевременной перфорации, системы с кольцевой гибкой трубой и их комбинации. Система может дополнительно содержать множество дополнительных фонтанных елок, расположенных на по меньшей мере одной наземной площадке, каждая из которых связана с по меньшей мере одной из множества дополнительных скважин, дополнительную систему закачки текучей среды для интенсификации притока, и манифольд указанной системы, соединяющий систему с множеством дополнительных фонтанных елок. Система может дополнительно содержать систему подачи текучей среды для воздействия на пласт к системе закачки. Эта система может содержать по меньшей мере одно из следующих устройств: измерительного устройства, устройства для регулирования потока, отверстий для введения текучей среды,отверстия для вывода текучей среды, отверстий для ввода материала, отверстий для вывода материала и их комбинации. По меньшей мере часть системы подачи текучей среды может быть соединена с системой закачки текучей среды ниже по потоку от системы закачки между системой закачки и манифольдом системы закачки или выше по потоку от системы закачки. По меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт , системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольд системы закачки может быть выполнено с возможностью избирательной подачи текучей среды для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины. Система может осуществлять одновременную подачу текучей среды для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины. По меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольд системы закачки может быть выполнено с возможностью избирательной подачи по меньшей мере двух различных текучих сред для воздействия на пласт в по меньшей мере две скважины. Краткое описание чертежей Вышеупомянутые и другие преимущества настоящего изобретения станут более понятными из следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:-3 012893 фиг. 1 показывает вариант системы добычи, состоящей из множества скважин, расположенных на наземной площадке, согласно изобретению; фиг. 2 - вариант наземной площадки с оборудованием и скважинами, которые используются с системой добычи фиг. 1, согласно настоящему изобретению; фиг. 3 - вариант блок-схемы последовательности операций, выполняемых на скважинах, которые расположены на наземной площадке фиг. 1, согласно настоящему изобретению; фиг. 4-6 - частичные изображения скважин, задействованных в одновременных операциях, связанных с обработкой пласта для интенсификации притока в способе фиг. 3 согласно настоящему изобретению. Подробное описание В следующем подробном описании будут описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления изобретения. Однако до того уровня, до какого следующее описание является конкретным для особенного варианта или особенного случая использования настоящих технологий, оно направлено на то, чтобы быть только иллюстративным, и дает краткое описание вариантов осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а наоборот включает в себя все альтернативы, видоизменения и эквиваленты, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения. Настоящая технология относится к бурению, обработке, заканчиванию скважин и добыче углеводородов, таких как нефть и газ из подземных пластов таким способом, который уменьшает общую стоимость для обеспечения экономной добычи углеводорода. В частности, настоящие технологии описывают устройство и способ для сокращения или исключения непродуктивного времени и использование ресурсов для бурения, интенсификации притока и заканчивания многочисленных скважин с одной наземной площадки или буровой. То есть, настоящие технологии создают механизмы улучшения экономики добычи, обеспечивая одновременные или параллельные операции по интенсификации притока из многочисленных скважин способом, который сокращает непродуктивное время для оборудования, материалов и/или персонала. Таким образом, настоящие технологии могут сократить стоимость и время, связанное с производством работ по обработке пластов для интенсификации притока скважин. Соответственно, настоящие технологии могут практически применяться на наземных скважинах,когда две или более скважин размещаются на одной наземной площадке и/или на скважинах в море, когда две или более скважин размещаются на одной буровой платформе. Настоящие технологии используют технологические процессы и оборудование, которые обеспечивают увеличение эффективности обработки пласта для интенсификации притока. В частности, настоящие технологии включают соединение двух и более скважин с системой закачки текучей среды воздействия на пласт с помощью системы соединения скважин, такой как манифольд системы закачки. Манифольд системы закачки содержит множество задвижек для обеспечения закачки текучей среды на пласт в любую выбранную скважину, в то время, как другие остающиеся скважины являются гидравлически изолированными от давления и энергии, создаваемой системой закачки текучей среды воздействия на пласт. При изоляции других скважин,другие операции и действия, такие как подготовка следующей скважины, к интенсификации притока,могут выполняться на других скважинах. В результате, настоящие технологии улучшают процесс интенсификации притока для множества скважин, размещенных на одной площадке, такой как наземная площадка. На фиг. 1 показан вариант системы 100 добычи, имеющей многочисленные скважины, размещенные на одной наземной площадке, согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В системе 100 добычи наземная площадка 102 имеет две или более скважин 104 а-104n. Каждая из скважин 104 а-104n имеет нефтепромысловую фонтанную елку 106 а-106n, размещенную над стволами 108 а-108n скважин, и расположена в конкретном положении. Стволы 108 а-108n скважин проходят по конкретным траекториям, которые достигают одной или нескольких конкретных зон или областей 110 а-110n подземного пласта 112. Стволы 108 а-108n скважин вместе с применяемыми обсадными колоннами и колоннами насоснокомпрессорных труб могут создавать пути притока углеводородов, таких как нефть и газ из соответствующих областей 110 а-110n к одной из фонтанных елок 106 а-106n. Внутри стволов 108 а-108n скважин могут быть размещены обсадные колонны и колонны насосно-компрессорных труб (не показаны) для поддержания стенок стволов108 а-108n скважин. Следует понимать, что n может быть любым номером таких установок, которые могут применяться. Дополнительно следует отметить, что система 100 добычи иллюстрируется как пример, и настоящие технологии могут быть полезны в добыче флюидов с любой площадки, что может включать в себя практическое применение на суше и на море а также иное оборудование. Поскольку скважины 104 а-104n могут быть пробурены в разнообразных направлениях с разными траекториями, бурение стволов 108 а-108n скважин с одной площадки может обеспечить доступ к различным местам по горизонтали и вертикали, таким как области 110 а-110n подземного пласта 112. Фактически, стволы 108 а-108n скважин могут проходить в подземный пласт 112 в специфических местах или областях 110 а-110n, которые отходят на значительные расстояния вбок от наземной площадки 102.-4 012893 Площадь эффективного дренирования, связанная с областями 110 а-110n, может различаться, поскольку на извлечение запасов влияет ряд факторов, таких как число пробуренных скважин, расположения скважин, свойства коллектора, тип обработки пласта для интенсификации притока и его эффективность. Например, наклонно-направленные скважины могут буриться на глубины более 20000 футов с боковым отходом более 5000 футов. Поэтому одна наземная площадка 102 может включать в себя скважины 104 а 104n, которые достигают и эффективно дренируют углеводородные коллекторы, такие как подземный пласт 112, который может иметь площадь более 640 акров. Для некоторых типов подземных пластов, такихкак газовые пласты низкой проницаемости (плотные), может применяться различная обработка пласта для интенсификации притока, чтобы получить доступ к интервалам или зонам в стволах 108 а-108n скважин. Эти технологии или обработки пласта для интенсификации притока могут включать в себя технологии заканчивания и обработки пласта для интенсификации притока гидроразрывом с расклинивающим агентом, чтобы обеспечить коммерческую разработку подземных пластов такого типа. Например, способы и оборудование для этих способов многозонной интенсификации притока и заканчивания описаны в патентах США 6394184, 6520255, 6543538,6575247, 6672405, которые включены в данное описание посредством ссылок и описывают технологию и инструменты для интенсификации притока из подземных пластов, включающих множество углеводородных объектов, при сниженной стоимости в сравнении с обычными подходами обработки одной зоны. Как раскрывается в патентах, технологии, способы и устройства своевременной перфорации и гидроразрыва с кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубой обеспечивают обработку пласта для интенсификации притока многочисленных объектов подземных пластов в одиночном стволе скважины. В частности, указанные технологии обеспечивают интенсификацию притока множества зон или областей разработки за одно развертывание скважинного оборудования, избирательное приложение каждой обработки пласта для интенсификации притока для каждой индивидуальной зоны, чтобы улучшить продуктивность скважины, создают разделение между зонами, чтобы гарантировать, что каждая зона обработана по проекту и зоны, обработанные ранее, неумышленно не повреждены и предусматривают закачку для обработки пласта для интенсификации притока с большой интенсивностью притока, чтобы способствовать экономичной и эффективной интенсификации притока. В результате, эти технологии интенсификации притока из множества зон разработаны для улучшения извлечения углеводородов из подземных пластов, включающих множество расположенных друг над другом подземных интервалов углеводородов в пределах областей скважины. Вместе с тем, проведение интенсификации притока может включать в себя диапазон вспомогательных операций, которые заранее исключают закачку в скважину, во время выполнения вспомогательных операций. Например, операции, исключающие закачку, обычно выполняются, когда применяются эти многозонные технологии интенсификации притока, к скважинам, на которых проводится интенсификация притока более одного или больше дней. Соответственно, при выполнении этих операций могут предпочесть установить пакер-пробки, или пакеры гидроразрыва между группами интервалов, обрабатываемых для интенсификации притока. Установка этих пакеров может занять существенное время, такое как два часа или больше, в зависимости от глубины скважины и скорости работы оборудования, спускаемого на каротажном кабеле. Во время установки пакера невозможно проводить в скважине работы по закачке для обработки для интенсификации добычи, которые являются дорогостоящей частью работ по интенсификации добычи. В результате, для скважин, содержащих много зон, время, связанное с работами, исключающими закачку, может в результате, дать значительные дополнительные издержки вследствие структуры стоимости, связанной с повременной оплатой оборудования и бригад. Как конкретный пример, девять скважин могут быть пробурены с единственной наземной площадки, такой как наземная площадка 102, которая является участком земли в шесть акров. Каждая из девяти скважин может буриться рядом с фонтанными елками, размещенными в два ряда на наземной площадке 102 и разделенными друг от друга примерно пятнадцатью футами. Таким образом, скважины могут образовывать куст на сравнительно малом участке наземной площадки 102 для обеспечения дополнительного пространства для другого оборудования, которое может быть использовано для обработки пласта для интенсификации добычи. Восемь скважин могут быть пробурены с s-образными траекториями ствола, а одна из скважин может иметь вертикальный ствол. Каждая из этих скважин может заканчиваться в месте забоя, которое обеспечивает дренирование для подземного пласта для номинальной площади дренирования на скважину 20 акров. Следовательно, девять скважин могут обеспечить извлечение со 180 акров с одной наземной площадки в шесть акров. Для улучшения процессов интенсификации притока, заканчивания и добычи этих скважин, операции, выполняемые на отдельных скважинах могут координироваться и может использоваться механизм для эффективного выполнения этих операций. Соответственно, на фиг. 2 показана конфигурация наземной площадки с различным оборудованием, которое может применяться для обработки пласта для интенсификации притока, согласно настоящим технологиям. На фиг. 3 показан пример схемы последовательности операций, который описывает возможные параллельные операции, которые могут выполняться для улучшения скважинных операций для скважин фиг. 1 и 2.-5 012893 Фиг. 4-6 показывают скважины с выполнением различных операций в скважинах, согласно способу фиг. 3. Соответственно, с применением настоящих технологий, одновременные или параллельные операции, включающие в себя интенсификацию притока из двух или больше скважин, расположенных на одной наземной площадке, могут выполняться наиболее эффективно. На фиг. 2 показан пример конфигурации наземной площадки с оборудованием и скважинами для использования системы 100 добычи, показанной на фиг. 1, в соответствии с некоторыми аспектами настоящих технологий. На фиг. 2 показана конфигурация наземного оборудования, задействованного в обработках пласта для интенсификации притока, с помощью обработок пласта для интенсификации притока гидроразрывом с расклинивающим агентом JITP на трех скважинах 104 а-104 с на наземной площадке 102. В частности, для поддержки операций интенсификации притока своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом, оборудование на наземной площадке 102 может включать в себя, например, систему 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт, систему 204 хранения текучей среды для воздействия на пласт, систему соединения скважин, такую как манифольд 206 системы закачки и манифольды 230 а-230 с обратного притока из скважин. Однако следует понимать, что система интенсификации притока со своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом дается только для примера, поскольку могут также применяться иные типы систем для интенсификации притока, включающие в себя и системы с множеством этапов интенсификации притока, и системы с одним этапом интенсификации притока. В общем, скважины 104 а-104 с добывают углеводороды через систему трубопроводов 228 а-228 с,которые соединяют между собой соответствующие нефтепромысловые фонтанные елки 106 а-106 с и манифольды 230 а-230 с обратного притока из скважин. Система трубопроводов 228 а-228 с может включать в себя линии трубопроводов высокого давления, применяемые для промыслов. Манифольды 230 а-230 с обратного притока из скважин могут также соединяться с одним или больше трубопроводами 234 а-234 с,236 а-236 с и 238 а-238 с соответственно. Эти трубопроводы 234 а-234 с, 236 а-236 с и 238 а-238 с могут соединяться с емкостями обратного притока из скважин, блоками испытания притока, трубопроводами товарной продукции, резервуарными парками, установками сепарации и подготовки нефти/воды/газа или другими подобными устройствами. Таким образом, углеводороды из скважин 104 а-104 с обычно протекают через манифольды 230 а-230 с обратного притока из скважин для дополнительной подготовки или сдачи. Для обеспечения обработки пласта для интенсификации притока система со своевременной перфорацией может включать в себя систему 202 закачки жидкости для воздействия на пласт и систему 204 хранения жидкости для воздействия на пласт. Система 202 закачки жидкости для воздействия на пласт соединяется с системой 204 хранения жидкости для воздействия на пласт системой 203 трубопроводов,которая может быть стальными трубопроводами высокого давления или шлангами низкого давления, в зависимости от конкретных особенностей применения. Система 204 хранения жидкости для воздействия на пласт представляет собой сосуд, который содержит достаточный объем жидкости для планируемых обработок пласта для интенсификации притока. Отмечается, что система 204 хранения жидкости для воздействия на пласт может включать в себя емкости, размещенные на наземной площадке 102 и/или пруд, озеро, реку или сооружение для хранения воды, расположенные поблизости от наземной площадки 102. Для соединения системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт с фонтанными елками 106 а-106 с применяется манифольд 206 системы закачки. Манифольд 206 системы закачки может включать в себя различные составляющие элементы, применяемые для управления доступом к скважинам 104 а-104 с от системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Например, манифольд 206 системы закачки может включать в себя набор 208 труб для соединения каждой из фонтанных елок 106 а-106 с с системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Для управления путями притока через трубы 208 основная задвижка 210 манифольда и регулирующая задвижка 212 манифольда могут размещаться рядом с системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт, в то время как первая скважинная задвижка 214 манифольда, вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут соответственно размещаться рядом с каждой из фонтанных елок 106 а-106 с. Каждая из фонтанных елок 106 а-106 с может соединяться с первой скважинной задвижкой 214 манифольда,второй скважинной задвижкой 216 манифольда и третьей скважинной задвижкой 218 манифольда соответственно, или применять другие устройства, чтобы соединяться с фонтанными елками 106 а-106 с. Задвижки 210, 214, 216 и 218 могут быть задвижками любого типа, включая те, которые стандартно применяются в нефтепромысловой практике, такими как шиберные задвижки или шаровые задвижки, в то время как регулирующая задвижка 212 манифольда может быть выполнена с возможностью пропускать поток текучей среды от системы 202 закачки жидкости для воздействия на пласт, но чтобы предотвращать обратный приток текучих сред в систему 202 для воздействия на пласт. Эти задвижки 210, 214, 216 и 218 могут приводиться в действие или устанавливаться в полностью открытое или полностью закрытое положение для обеспечения гидравлической изоляции между отдельными скважинами 104 а-104 с и системой 202 закачки жидкости для воздействия на пласт. Хотя полезно уплотнить задвижки 210, 212, 214,216, 218 в вакуумплотном положении, в некоторых случаях практического применения может быть приемлемым проводить работы с неплотными гидравлическими уплотнениями. Вдобавок, манифольд-6 012893 206 системы закачки может включать в себя плотномер 220, манометр 222 инжектор 224 уплотняющих шариков и/или расходомер 226, которые могут соединяться с системой 208 трубопроводов рядом с основной задвижкой 210 манифольда. Однако следует понимать, что особая конфигурация составляющих элементов, описанная для манифольда 206 системы закачки, дается для примера, и могут применяться другие конфигурации и размещение составляющих элементов для выполнения дополнительных функций. Соединением задвижек 210, 212, 214, 216, 218 могут создаваться пути притока через манифольд 206 системы закачки. Поскольку первая скважинная задвижка 214 манифольда, вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут быть установлены в открытое или закрытое положение, текучая среда для воздействия на пласт может закачиваться в одну или несколько скважин 104 а-104 с, в то время как другие скважины 104 а-104 с могут быть изолированы с помощью по меньшей мере одной из задвижек 214-218 от системы 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Для повышения надежности может быть предпочтительным, чтобы две задвижки из задвижек 214218 и задвижка (не показана) на фонтанной елке 106 а-106 с закрывались во время любой изоляции от других скважин. Вдобавок, также может быть предпочтительным, чтобы по меньшей мере одна или несколько задвижек устанавливались на фонтанных елках 106 а-106 с и эти задвижки маркировались во время операций по интенсификации притока. Дополнительно, иное оборудование также может применяться на наземной площадке 102. Например, может применяться первый кран 240 и второй кран 242 для подвешивания оборудования интенсификации притока, такое как система лубрикатора со своевременной перфорацией. Эти краны 240 и 242 могут размещаться неподвижно с доступом к любой из скважин 104 а-104 с или могут быть подвижными,чтобы обеспечить доступ к любой из скважин 104 а-104 с. Также может использоваться первый подъемник 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле и второй подъемник 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле для развертывания и приведения в действие перфорационного инструмента 248, такого, как перфораторы и инструменты 250 для установки пакеров, которые могут включать в себя пакеры, в скважинах 104 а-104 с. Вдобавок, установка с гибкой насосно-компрессорной трубой и/или буровая установка 252 капитального ремонта скважин могут применяться для удаления пакеров и установки эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в скважинах. Использование оборудования интенсификации притока дополнительно объясняется ниже на фиг. 3. Фиг. 3 является примером схемы 300 последовательности операций, которые могут выполняться на скважинах 104 а-104 с, размещенных на наземной площадке 102 фиг. 1, согласно аспектам настоящих технологий. Эта схема последовательности операций, снабженная, может быть лучше понята при совместном рассмотрении с фиг. 1 и 2. По этой схеме 300 последовательности операций различные операции могут выполняться на скважинах 104 а-104n параллельно или, по существу, одновременно для сокращения стоимости и затрат времени, связанных с интенсификацией притока из скважин. Для примера, эти операции могут быть конкретными для операций интенсификации притока со своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом, которые могут включать в себя оборудование, описанное на фиг. 2. Однако следует опять отметить, что другие технологии интенсификации притока или другие операции могут выполняться при настоящей технологии. Схема последовательности операций начинается со стадии 302. На стадии 304 бурятся скважинах 104 а-104 с на наземной площадке 102. Буровые работы могут включать в себя установку эксплуатационной обсадной колонны и цементирование обсадной колонны в стволе скважины 108 а-108 с. Буровые работы могут также включать в себя установку фонтанных елок 106 а-106 с. Затем могут идентифицироваться зоны добычи, которые подлежат обработке для интенсификации притока в пределах интервала заканчивания, как показано на стадии 306. Идентификация продуктивных зон может проводиться с использованием каротажных диаграмм открытого ствола и/или обсаженного ствола, чтобы идентифицировать зоны, которые включают в себя углеводороды. После того как идентифицированы продуктивные зоны, могут выполняться операции по интенсификации притока на стадиях 308-318. Для начала, следует отметить, что эти операции по интенсификации притока могут включать в себя различные действия, такие как операции по закачке, операции с помощью инструмента, спускаемого на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и другие операции логистической координации. Операции по закачке могут включать в себя закачку с высоким давлением; срабатывание шарика и создание давления; смягчение негативного воздействия выпадения расклинивающего агента из текучей среды гидроразрыва, манипулирование задвижками манифольда закачки, задвижками фонтанной елки устья скважины и/или задвижками обратного притока. Операции с помощью инструмента, спускаемого на каротажном кабеле могут включать в себя осуществление беспроводной и проводной радиосвязи, снаряжение перфораторов и инструмента установки пакеров, подъем и разборку перфораторов и инструмента установки пакеров, спуск каротажных кабелей в ствол скважины и подъем из ствола скважины, вытягивание каротажного кабеля, чтобы освободить прихваченные инструменты, установку и извлечение перфораторов, подъем и спуск подъемников с персоналом, для доступа к оборудованию, находящемуся вне наземной площадки 102. Операции обратного притока из скважин могут включать в себя получение обратного притока из скважины, манипулирование задвижка-7 012893 ми штуцерного манифольда, добычу газа в трубопровод добываемой продукции, и/или сброс газа в атмосферу, и сжигание на факеле. Операции логистической координации могут включать в себя закачку и фильтрацию воды рециркуляции, доставку расклинивающего агента, доставку химреагентов, доставку воды и/или осуществление связи с бригадами по сотовому телефону или радиосвязи. Вдобавок, другие операции, связанные с бурением, заканчиванием и добычей могут выполняться на другой или второй скважине. Например, другие операции могут включать в себя бурение другой скважины, установку насосно-компрессорной трубы в другую скважину, установку пакера в другую скважину, очистку другой скважины, удаление пробки в другой скважине, установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в другой скважине, удаление насосно-компрессорной трубы из другой скважины; перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материалов на наземную площадку; закачку текучей среды в другую скважину, манипулирование задвижками, выполнение операций с гибкой насосно-компрессорной трубой в другой скважине, выполнение каротажных операций в другой скважине, добычу углеводородов из другой скважины, доставку оборудования или материалов на наземную площадку и/или удаление оборудования или материалов с наземной площадки. Соответственно, на стадии 308 наземная площадка 102 подготовлена к операциям по интенсификации притока. Подготовка может включать в себя соединение системы 228 а-228 с трубопроводов, задвижек 230 а-230 с манифольда и сборных трубопроводов 234 а-234 с и 236 а-236 с и 238 а-238 с между собой и соединение манифольда 206 системы закачки с фонтанными елками 106 а и 106 с и системой 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Манифольд 206 системы закачки может соединяться с любым числом скважин с подходящими задвижками, расходомерами и устройствами управления притоком. Когда оборудование на месте, манифольд 206 системы закачки может быть отрегулирован для подготовки конкретной скважины к обработке для интенсификации притока, в то время как другие скважины изолированы для обработки пласта для интенсификации притока, как показано на стадии 310. Как пример, для обеспечения обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине 104 а основная задвижка 210 манифольда и первая скважинная задвижка 214 манифольда должны быть установлены в открытое положение, в то время как вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда могут быть поставлены в закрытое положение для изоляции второй и третьей скважины 104b и 104 с. После того как манифольд 206 системы закачки отрегулирован, обработка пласта для интенсификации притока может осуществляться в одной из скважин, как показано на стадии 312. Одновременно с обработкой пласта для интенсификации притока в одной из скважин, другая скважина может подготавливаться к обработке пласта для интенсификации притока, как показано на стадии 314, в то время как другие операции могут выполняться в остающихся скважинах, как показано на стадии 316. Подготовка может включать в себя использование крана 240 и подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле, чтобы устанавливать и спускать инструменты 248 перфорации и инструменты 250 установки пакера в другую скважину, выполнение операций обратного притока из скважин, проведение других операций на каротажном кабеле, закачку текучих сред или материалов и проведение операций по удалению пакера и/или других операций, как дополнительно рассматривается ниже. При подготовке другой скважины параллельно с интенсификацией притока первой скважины другая скважина может быть готова к обработке для интенсификации притока, когда обработка для интенсификации притока на первой скважине завершена. Таким образом, выполнение одновременных операций, проводимых на других скважинах может сократить время исключающее закачку между первой обработкой пласта для интенсификации притока первой скважины и второй обработкой пласта для интенсификации притока другой скважины и сократить время и стоимость операции по интенсификации притока. После того, как первая обработка пласта для интенсификации притока завершена, выполняется анализ, завершены ли запланированные обработки пласта для интенсификации притока в скважинах, как показано на стадии 318. Если запланированные обработки пласта для интенсификации притока в скважинах не завершены, тогда манифольд 206 системы закачки может регулироваться для подготовки к следующей скважине. То есть, задвижки в манифольде 206 системы закачки ставятся в надлежащие открытые и закрытые положения, чтобы обеспечить закачку текучей среды для воздействия на пласт в другую скважину, которой надлежит получить вторую обработку пласта для интенсификации притока. Опять параллельные, или одновременные операции, такие как спуск в скважину на каротажном кабеле инструментов 248 своевременной перфорации и инструментов 250 установки пакера и/или операции обратного притока из скважин могут быть выполнены, если надлежит провести третью обработку пласта для интенсификации притока. Эти одновременные операции проводятся для подготовки других скважин для обработки пласта для интенсификации притока с сокращенным временем, исключающим закачку между каждой обработкой пласта для интенсификации притока. Выше упомянутый процесс последовательного манипулирования задвижками манифольда системы закачки, как показано на стадии 310, и обработок пласта для интенсификации притока в скважинах, с одновременным проведением операций по подготовке других скважин к дополнительной обработке пласта для интенсификации притока может повторяться, пока каждая из запланированных обработок пласта для интенсификации притока не будет завершена.-8 012893 Если запланированные обработки пласта для интенсификации притока скважин завершены, оборудование, связанное с обработкой пласта для интенсификации притока, может быть демонтировано и перемещено с наземной площадки 102, как показано на стадии 320. Затем на наземной площадке 102 может быть размещена буровая установка капитального ремонта или установка 252 с гибкой насоснокомпрессорной трубой, чтобы разбурить пакеры и спустить эксплуатационную насосно-компрессорную трубу в каждую скважину, как показано на стадии 322. С установленной эксплуатационной насоснокомпрессорной трубой скважины могут применяться для добычи углеводородов, как показано на стадии 324. Соответственно процесс заканчивается на стадии 326. Настоящая технология эффективно сокращает время, связанное с интенсификацией притока многочисленных скважин на наземной площадке выполнением параллельных операций на двух или более скважинах. Также с помощью экономии времени настоящая технология сокращает стоимость выполнения интенсификации притока этих скважин. Дополнительно, использование манифольда системы закачки сокращает или исключает возможные риски для безопасности и дополнительные потери времени, связанные с монтажом/демонтажом линий трубопроводов высокого давления от системы закачки текучей среды для воздействия на пласт к отдельным скважинам, что может происходить много раз в течение многих дней с использованием обычных способов. Особым примером настоящей технологии является процесс, описанный ниже и с большими подробностями на фиг. 4-6. Фиг. 4-6 являются частичным изображением скважин 104 а-104 с, которые используются, чтобы выполнять параллельные операции интенсификации притока согласно технологическому процессу фиг. 3 согласно некоторых аспектов настоящей технологии. Частичные виды на фиг. 4-6, которые имеют ссылочные позиции 400, 500 и 600, соответственно, могут быть лучше поняты при параллельном рассмотрении фиг. 1 и 2. На этих видах 400, 500, 600 три скважины 104 а-104 с наземной площадки 102 показаны с параллельным, или, по существу, одновременным выполнением разных операций на каждой из скважин 104 а-104 с. Для примера, операции, выполняемые на фиг. 4-6, могут быть конкретными операциями для интенсификации притока своевременной перфорацией и гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов, которая может относиться к обработке пласта для интенсификации притока или к обработке гидроразрывом. Соответственно, каждый этап своевременной перфорации и гидроразрыва включает в себя разные подэтапы. Эти подэтапы следующие:(а) 5000 галлонов 5% водного раствора хлорида калия;(б) 2000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 1 фунт на галлон;(в) 3000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 2 фунта на галлон;(г) 10000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе, с содержанием расклинивающего агента 3 фунта на галлон;(д) 3000 галлонов текучей среды гидроразрыва из нормального геля на гуаровой основе с содержанием расклинивающего агента 4 фунта на галлон, так что 50000 фунтов расклинивающего агента и 23 галлонов (примерно 547 баррелей) жидкости для воздействия на пласт используются на каждом этапе своевременной перформации и гидроразрыве. Затем выполняется закачка со средней интенсивностью 20 баррелей/мин. В результате, время закачки для каждого этапа может занять приблизительно 2 ч и 15 мин для каждой скважины. Следующие частичные виды 400, 500 и 600 описываются более подробно для каждой из фиг. 4-6 ниже. Сначала, как показано на фиг. 4, первая скважина 104 а может обрабатываться для интенсификации притока с использованием своевременной перформации и гидроразрыва. Следует отметить, что для этой обработки для интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и первая скважинная задвижка 214 манифольда находятся в открытом положении в то время, как вторая скважинная задвижка 216 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока к первой скважине. Также, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 402, который может быть одним из перфорационных инструментов 248, подвешен на кабеле 403 в стволе 108 а скважины с использованием первого крана 240. Этот перфоратор 402 приводится в действие и управляется от первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. В первой скважине 104 а гидроразрыв 404 с расклинивающим агентом размещен в области 110 а подземного пласта 112. Текучая среда для воздействия на пласт закачивается вниз по стволу 108 а скважины для создания гидроразрыва 406 расклинивающим агентом. Параллельно могут выполняться подготовительные операции во второй скважине 104b. Во второй скважине 104b развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 408, который может другим перфорационным инструментом 248, и система 410 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 409 гидроразрыва, который является одним из инструментов 250 установки пакера, может развертываться на каротажном кабеле 411 внизу второго ствола 108b с помощью второго крана 242 и второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Вторая скважина 104b могла иметь предыдущую обработку для интенсификации притока, результатом чего стали гидроразрывы 412, 414,-9 012893 416, 418, 420 с расклинивающим агентом в области 110b подземного пласта 112. Поскольку эти гидроразрывы 412, 414, 416, 418, 420 были ранее созданы в подземном пласте 112, операции во второй скважине 104b могут состоять в размещении композитного пакера 409 гидроразрыва в стволе 108b скважины над гидроразрывами 412, 414, 416, 418, 420. Вдобавок к параллельным операциям, которые выполняются во второй скважине 104b, другие операции могут также выполняться в третьей скважине 104 с. Например, в третьей скважине 104 с гидроразрывы 422, 424, 426, 428, 430 с использованием расклинивающего агента могли быть ранее созданы в области 110 с подземного пласта 112. Поскольку эти гидроразрывы 422, 424, 426, 428, 430 были ранее созданы, могут быть выполнены операции обратного притока из скважин для закрытия гидроразрывов 422,424, 426, 428, 430 и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованной для создания гидроразрывов 422, 424, 426, 428, 430 и добычи углеводородов в трубопровод добываемой продукции. На фиг. 5 показаны скважины 104 а-104 с после завершения операций, указанных на фиг. 4. Как показано на частичном виде 500, гидроразрывы 404, 406, 502, 504, 506 были созданы с проведением своевременной перфорации в пять этапов на фиг. 4. Однако на фиг. 5 скважина 104 а работает обратным притоком после создания гидроразрывов 404,406, 502, 504, 506 на площади 110 а подземного пласта 112 для закрытия гидроразрывов 404, 406, 502,504, 506 и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованный для создания гидроразрывов 404, 406, 502, 504, 506 и добычи углеводородов в трубопровод продукции. Параллельно во второй скважине 104b может осуществляться своевременная перфорация с гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов. Следует отметить, что для этой операции интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и вторая скважинная задвижка 216 манифольда находятся в открытом положении, в то время как первая скважинная задвижка 214 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока второй скважины. Как обсуждалось со ссылкой на фиг. 4, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 408 и система 410 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на кабеле 411 в стволе 108b скважины с использованием второго крана 242, которые также приводятся в действие и управляются со второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Однако на этом виде композитный пакер 409 установлен над гидроразрывом 420 с расклинивающим агентом. Когда композитный пакер 409 установлен, осуществляется своевременная перфорация с гидроразрывом с расклинивающим агентом в пять этапов с закачкой текучей среды воздействия на пласт вниз по стволу 108b скважины для создания гидроразрыва 510 с расклинивающим агентом. Другая параллельная операция также проводится в третьей скважине 104 с. В этой скважине завершена операция обратного притока из скважины, и скважина 104 с закрыта. Соответственно для подготовки к следующей обработке пласта для интенсификации притока, развертываемый на каротажном кабеле перфоратор 512, который является одним из перфорационных инструментов 248, и система 514 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 516, который является одним из инструментов 250 установки пакера, развертываются внизу ствола 108 с скважины. Перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 403 в стволе 108 с скважины с использованием первого крана 240, приводятся в действие и управляются от первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва могут затем использоваться для обработки для интенсификации притока своевременной перфорацией и созданием дополнительного гидроразрыва с расклинивающим агентом над гидроразрывом 430 с расклинивающим агентом. Фиг. 6 показывает скважины 104 а-104 с после завершения выполнения операций, показанных на фиг. 5. Как показано на частичном виде 600, операция обратного притока из скважины завершена, и первая скважина 104 а остановлена. На этом виде развернутый на каротажном кабеле перфоратор 601, который является одним из перфорационных инструментов 248, и система 602 установки пакера гидроразрыва, имеющая композитный пакер 603 гидроразрыва, который является одним из инструментов 250 установки пакера, развертываются внизу ствола 108 а скважины. Перфоратор 601 и система 602 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 411 в стволе 108 а скважины с использованием второго крана 242, приводятся в действие и управляются со второго подъемника 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле. Система 602 установки пакера гидроразрыва может применяться для установки композитного пакера 603 гидроразрыва, в то время как перфоратор 601 может применяться в следующей обработке из пяти этапов, чтобы создать разрыв расклинивающим агентом над разрывами 506 расклинивающим агентом во время следующей обработки для интенсификации притока. Параллельно завершаются обработки для интенсификации притока во второй скважине 104b, и разрывы 510, 604, 606, 608, 610 расклинивающим агентом уже созданы в области 110b подземного пласта 112. Соответственно, вторая скважина 104b работает обратным притоком после создания разрывов 510,604, 606, 608, 610 с расклинивающим агентом для закрытия разрывов и извлечения текучей среды воздействия на пласт, использованной для создания разрывов и добычи углеводородов в трубопроводы продукции. Также в другой параллельной операции композитный пакер 516 гидроразрыва установлен в третьей- 10012893 скважине 104 с в процесс обработки из пяти этапов создания гидроразрывов 614 и 616 с: расклинивающим агентом. Следует заметить, что для этой обработки для интенсификации притока основная задвижка 210 манифольда и третья скважинная задвижка 218 манифольда находятся в открытом положении, в то время, как первая скважинная задвижка 214 манифольда и вторая скважинная задвижка 216 манифольда находятся в закрытом положении для создания пути притока текучей среды в третью скважину. Как указывалось для фиг. 5, развернутые на каротажном кабеле перфоратор 512 и система 514 установки пакера гидроразрыва подвешиваются на каротажном кабеле 403 в стволе 108 с скважины с использованием первого крана 240, которые также приводятся в действие и управляются с первого подъемника 244 для операций с инструментом на каротажном кабеле. На этом изображении композитный пакер 516 гидроразрыва установлен над гидроразрывом 430 с расклинивающим агентом. С установкой этого композитного пакера 516 гидроразрыва выполняется своевременная перфорация и гидроразрыв с расклинивающим агентом для создания гидроразрывов 614 и 616 с помощью закачки текучей среды для воздействия на пласт вниз по стволу 108 с скважины. В этом варианте выполнения преимуществом является то, что параллельные операции улучшают процесс обработки для интенсификации притока. Например, если скорость спуска каротажного кабеля составляет приблизительно 150-300 футов/мин для предполагаемой глубины скважины приблизительно 12000 футов, то время как для осуществления в общей сложности пятнадцати обработок гидроразрыва расклинивающим агентом составит приблизительно десять часов. Соответственно, каждая скважина,подвергаемая обработке для интенсификации притока, может работать обратным притоком в ночное время в течение нескольких часов извлечения текучей среды для воздействия на пласт и на трубопровод продукции. Таким образом, обработки для интенсификации притока для множества скважин могут выполняться эффективно, что снижает затраты времени и стоимость. Для дополнительного пояснения преимуществ настоящих технологий описывается другой вариант. В этом варианте девять скважин могут быть пробурены на одной наземной площадке площадью приблизительно шесть акров. Эти скважины могут нацеливаться на объекты добычи газа в коллекторе, такие как песчаные горизонты внутри подземного пласта, и рассчитываются на дренирование площади приблизительно 20 акров. Для этих скважин глубины могут находиться в диапазоне приблизительно от 12000 до 15000 футов с боковыми отходами относительно наземной площадки приблизительно от 1400 футов до 2000 футов. Размер и расположение наземной площадки могут задаваться характеристиками геологии и коллектора, правительственными постановлениями, топографией поверхности и рельефом и соображениями требований экологии или нормативными требованиями, которые идентифицируются в процессе выбора/размещения площадки. Характерными признаками подземного пласта могут быть запасы газа во множестве (т.е. 20+-40+) низкопроницаемых (плотных) газонасыщенных песчаников ограниченного площадного распространения, распределенных по большой вертикальной секции интервала толщиной приблизительно 4000-6000 футов. Соответственно, каждая скважина включает в себя до сорока и более объектов или зон в коллекторе. Для получения доступа к этим продуктивным зонам скважины обрабатываются для интенсификации притока с использованием своевременной перфорации и гидроразрыва, причем на каждой из пяти этапов устанавливается пакер. Операция установки пакера на каротажном кабеле может продолжаться от двух до четырех часов в зависимости от глубины скважины, скорости и времени спуска и времени монтажа/демонтажа буровой установки, и может быть завершена, пока на другой скважине проводятся операции обработки пласта для интенсификации притока. Операции обработки пласта для интенсификации притока для пяти зон могут быть завершены приблизительно за 3 ч. Соответственно, обработка пласта может быть выполнена в пятнадцати-двадцати зонах за каждый рабочий день, что в результате дает приблизительно два или три рабочих дня для завершения операций обработки для интенсификации притока сорока зон. Таким образом, параллельным выполнением операций обработки для интенсификации притока, итоговые приблизительно один или два рабочих дня, связанных с временем исключающим закачку могут быть сэкономлены на каждой скважине во время обработок для интенсификации притока. Вдобавок, следует отметить, что эти операции обработки пласта для интенсификации притока могут включать в себя различные действия. Например, как отмечено выше, операции обработки для интенсификации притока могут включать в себя операции закачки, операции на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и операции логистической координации. Поскольку эти операции обработки пласта для интенсификации притока могут выполняться параллельно или одновременно на разных скважинах на одной наземной площадке, может присутствовать несколько рисков, связанных с разными операциями. Соответственно, некоторые операции обработки для интенсификации притока могут выполняться параллельно для уменьшения риска и поддержания операционной целостности одновременных операций. Для начала, при выполнении параллельных операций обработки пласта для интенсификации притока могут выполняться операции закачки, операции на каротажном кабеле, операции обратного притока из скважин и операции логистической координации в разных сочетаниях на разных скважинах с некоторыми процедурами контроля. Процедуры контроля могут включать в себя использование лица, ответственного за некоторые операции, световую или звуковую тревожную сигнализацию, получение разреше- 11012893 ния супервайзера на некоторые операции, осуществление связи между персоналом, установку меток и маркирование положений задвижек, следование процедурам блокировки и опломбирования и другие аналогичные процессы. Например, когда выполняются операции обработки пласта для интенсификации притока на первой скважине, на второй скважине могут выполняться такие операции, как доставка расклинивающего агента, доставка химреагентов и/или воды на отведенных для этого площадях и с использованием ответственного лица, что рассматривается ниже. Другой пример, разрешение супервайзера может быть получено перед сбросом газа в атмосферу, когда операции на другой скважине включают в. себя закачку высокого давления, манипулирование задвижками манифольда/гидроразрыва и газа в операциях подачи на трубопровод товарной продукции. Дополнительно, когда операции на первой скважине включают в себя создание высокого давления, операции на второй скважине такие, как снаряжение перфоратора или установки инструмента или подъема или разборки перфоратора или инструмента установки, может применяться освещение и сообщения по громкоговорящей связи. Наконец могут предпочесть не проводить некоторые операции параллельно. Например, если операции на первой скважине включают в себя создание высокого давления или шарикового уплотнения, манипулирование скважинными задвижками манифольда и задвижками фонтанной елки устьевого оборудования скважины не следует выполнять параллельно. Также, если операции на первой скважине включают в себя осуществление сотовой связи и радиосвязи, эти операции не следует проводить параллельно со снаряжением перфораторов и установочного инструмента. Другой способ снижения риска может включать в себя назначение персонала для руководства операциями, например, если кран, такой как краны 240 и 242 фиг. 2, используется, как часть операций для интенсификации притока, может быть предпочтительным, чтобы персонал, работающий с краном, включал в себя предварительно назначенное ответственное лицо, чтобы помогать крановым операциям. Дополнительно, кран может размещаться так, чтобы уменьшить возможность столкновения с другим оборудованием на наземной площадке. Также на основании возможностей гидравлически нагруженных линий связанных с закачкой и обратным притоком из скважин, может быть предпочтительным, что один человек из персонала, связанного с системой обработки пласта для интенсификации притока, управляет положением задвижек закачки для интенсификации притока и положением задвижек обратного притока из скважин, когда выполняются параллельные операции. В другом варианте осуществления изобретения может быть предпочтительным включить в него оборудование контроля на наземной площадке 102 фиг. 2, которое может обнаруживать газы, такие как углеводородные газы. Например, наземная площадка 102 и/или персонал могут обеспечиваться портативными детекторами нижнего предела взрывоопасной концентрации. Соответственно, во время операций обратного притока указанные детекторы могут постоянно контролировать наземную площадку 102 на предмет присутствия опасных уровней концентрации газа. Если регистрируются опасные уровни концентрации газа, операции обратного притока из скважин могут быть прекращены и могут быть выполнены надлежащие действия, чтобы разрешить любые проблемы оборудования. Также может быть предпочтительным установить указатели направления ветра в различных точках и высотах на наземной площадке 102 для определения направления ветра. Дополнительно, в другом альтернативном варианте осуществления изобретения может быть эффективным иметь автоматизированные устройства, такие как устройства на основе компьютерного процессора, которые применяются для операций для интенсификации притока. Например, система 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт может быть автоматизированной и управляться устройством на основе компьютерного процессора, таким как компьютерная система. С компьютерной системой, графики обработки для интенсификации притока для каждой индивидуальной обработки пласта для интенсификации притока могут быть заранее введены в компьютерную систему. Манифольд 206 системы закачки также может включать в себя устройство на основе процессора, такое как компьютерная система. Компьютерная система манифольда 206 системы закачки может включать в себя механизмы регулирования задвижек 210, 214, 216 и 218 между открытыми и закрытыми положениями и осуществлять связь с различными измерительными устройствами 220, 222 и 226 и инжектором 224 уплотняющих шариков. Фактически, компьютерные системы для системы 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт и манифольда 206 системы закачки могут быть выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом для управления обработкой пласта для интенсификации притока для множества скважин 104 а-104 с. В третьем альтернативном варианте осуществления изобретения назначение конктретных площадей для некоторых операций для работы со связанными инструментами и оборудованием может выполняться между ступенями 306 и 318 фиг. 3. То есть процесс может включать в себя назначение разных площадей,таких, как площадь закачки высокого давления, площади каротажного кабеля/крана и площади обратного притока из скважин на наземной площадке 102 фиг. 2 для предотвращения входа постороннего персонала в запрещенные зоны. Назначение рабочих зон может включать в себя создание подробных чертежей системы трубопроводов, задвижек и устройств управления/измерения притока для операций в каждой площади проведения работ и в скважинах. Например, если используются краны 240 и 242 и подъемники 244 и 246 для операций с инструментом на каротажном кабеле фиг. 2, может быть предпочтительным,что назначенная площадь спуска на каротажном кабеле/кранов была расположена вокруг каждого из- 12012893 кранов 240 и 242. Также предпочтительно, чтобы оборудование для интенсификации притока, такое как система 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт, система 204 хранения текучей среды для воздействия на пласт и манифольд 206 системы заканчивания (фиг. 2) располагались на наземной площадке 102 с проходами или путями вокруг наружного периметра площади создания высокого давления для обеспечения доступа для перегрузки материалов и снабжения для интенсификации притока. Дополнительно предпочтительно, чтобы система трубопроводов и задвижек идентифицировалась с использованием разной уникальной цветной маркировки или разных этикеток для каждой из скважин, обеспечивая визуальное наблюдение и определение путей притока и точек привязки оборудования. Также в четвертом альтернативном варианте осуществления изобретения может быть предпочтительным осуществление связи между стадиями 306 и 318, фиг. 3. Например, при исполнении одновременных операций на каротажном кабеле, если используются перфораторы выборочного отстрела, может быть предпочтительным, чтобы использовались устройства беспроводной связи, такие как радио и другие сотовые устройства выключались и/или хранились на центральной площадке, когда перфоратор снаряжается и помещается в ствол скважины или извлекается из ствола скважины. Альтернативно, может быть предпочтительным использование проводной радиосвязи и устройств связи, как основных устройств связи с беспроводными устройствами связи, применяемыми только как резервное оборудование. Дополнительно, тревожная сигнализация проблескового света и/или система громкоговорящей связи может использоваться, чтобы обеспечить индикацию положения со снаряжением перфораторов и глубины спуска перфораторов в процессе проведения операций. Следует отметить, что манифольд 206 системы закачки (фиг. 2) может не включать в себя каждый из составляющих элементов, описанных выше. Действительно, в альтернативных вариантах осуществления изобретения дополнительные измерительные приборы, приборы управления притоком, отверстия закачки и удаления текучей среды могут включаться в состав манифольда 206 системы закачки и/или вверху или внизу по потоку от манифольда 206 системы закачки. Дополнительно к этому следует отметить, что на количество скважин и геометрию наземной площадки могут влиять несколько факторов, чтобы отвечать требованиям правил и другим факторам. Соответственно, скважины могут иметь вертикальную, наклонно-направленную, s-образную и/или горизонтальную траекторию. Например, эти траектории могут быть нацелены на множество объектов, содержащих углеводороды, которые бурятся, обрабатываются для интенсификации притока и заканчиваются с площадью дренирования на скважину 5/8 акра в нефтяных месторождениях с низкой проницаемостью; с площадью дренирования на скважину приблизительно 10-40 акров в плотных газовых месторождениях; и с приблизительно 40 акровыми, 80 акровыми и/или 160 акровыми площадями дренирования на скважину, связанную с процессами уплотняющего бурения. Скважины могут заканчиваться с обсадной колонной или открытым стволом. Вдобавок, настоящие технологии могут включать в себя единственную уникальную наземную область (т.е. площадку) или две или больше наземных площадок достаточно близкого расположения для выполнения бурения, интенсификации притока и добычи. Возможное использование скважин двух или больше наземных площадок может задаваться на основании географических условий, путей снабжения материалами и/или общей инфраструктуры месторождения, особых операционных требований и/или соображений экономики. Как отмечалось выше, настоящие технологии могут также использоваться для обработок пласта для интенсификации притока, включающих гидроразрыв и кислотную обработку в добывающих или нагнетательных скважинах. Гидроразрыв может включать в себя закачку текучих сред в пласт при высоком давлении и производительности, которые раскалывают породу коллектора и гранулированный расклинивающий материал, такой как песок, керамическая дробь или другие материалы, которые закачиваются,чтобы держать трещину(трещины) открытой. Увеличенная продуктивность коллектора или приемистость является результатом пути притока, остающимся между гранулами расклинивающего агента в разрыве (разрывах). В химической обработке для интенсификации притока, такой как структурные кислотные обработки или кислотные обработки гидроразрыва, приток улучшается растворением материалов в пласте или другим изменением свойств пласта. Более того, настоящие технологии могут использоваться для обработок пласта для интенсификации притока, включающих в себя многочисленные этапы, или обработок в один этап. Многоэтапные обработки для интенсификации притока могут включать в себя способы обработки своевременной перформации или гидроразрыва с гибкой насосно-компрессорной трубой, которые рассмотрены выше. Вдобавок многоэтапные обработки для интенсификации притока могут включать в себя другие многоэтапные обработки, такие как обработки для интенсификации притока, раскрытые в патентах США 5890536 и 6186230, которые включены в настоящее описание путем ссылки. Также другие способы, применяемые в операциях с нефтью и газом, такие как многоэтапные обработки ограниченного входа с отклонением, с кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, многоэтапные обработки с уплотняющими шариками, модифицированные многоэтапные обработки ограниченного входа, обработки с наведением напряжений с отклонением или множество одноэтапных обработок, разделенных пакерами, или любое сочетание обработок может также применяться с настоящей технологией. Наземная площадка такая, как наземная площадка 102, может включать в себя две или более систе- 13012893 мы закачки текучей среды для воздействия на пласт. Например, наземная площадка может включать в себя две системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, которые являются системами 202 закачки текучей среды для воздействия на пласт. Такая конфигурация наземной площадки может также включать в себя две системы 204 хранения для интенсификации притока, два манифольда 206 системы закачки и связанную с ними систему трубопроводов. Каждая из систем хранения для интенсификации притока, манифольдов системы закачки и связанной с ними системы трубопроводов может быть связана с двумя разными группами или наборами скважин. Таким образом, две скважины могут обрабатываться для интенсификации притока параллельно или одновременно. То есть одна скважина, связанная с каждой из систем закачки текучей среды для воздействия на пласт, может получать обработки пласта для интенсификации притока, в то время как другие скважины из групп скважин могут готовиться к обработкам пласта для интенсификации притока. Хотя настоящие технологии изобретения могут быть подвержены разнообразным модификациям и альтернативным формам, пример варианта осуществления изобретения, описанный выше, показывается в виде примера. Вместе с тем, следует опять понимать, что изобретение не ограничивается вариантами осуществления изобретения, раскрытыми в этом описании. На самом деле, настоящим технологиям изобретения надлежит покрывать все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под сущность и объем изобретения, как это определяется следующей прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии: соединение множества скважин с системой первой закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы; проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине из множества скважин и подготовка второй скважины из множества скважин для второй обработки пласта для интенсификации притока, осуществляемая одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока. 2. Способ по п.1, включающий регулирование манифольда системы закачки для создания первого пути притока от системы закачки текучей среды к первой скважине, содержит задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для создания пути притока к первой скважине и задание конфигурации по меньшей мере одной из множества задвижек для изоляции первой обработки пласта для интенсификации притока от входа во вторую скважину. 3. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы закачки текучей среды для создания второго пути притока от указанной системы ко второй скважине при изоляции первой скважины от второй скважины и системы закачки текучей среды. 4. Способ по п.3, который дополнительно содержит осуществление второй обработки пласта для интенсификации притока во вторую скважину при выполнении по меньшей мере одной операции на первой скважине, отличающейся от обработки пласта для интенсификации притока. 5. Способ по п.1, который дополнительно содержит регулировку манифольда системы первой закачки текучей среды для создания первого пути притока от указанной системы к первой скважине из множества скважин, изоляцию второй скважины из множества скважин от указанной системы, первого пути притока и первой скважины до проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине, при этом указанные регулировка, изоляция, нагнетание и подготовка повторяются по меньшей мере на одной дополнительной скважине из множества скважин, и добычу углеводородов по меньшей мере из одной из скважин. 6. Способ по п.1, который дополнительно содержит соединение третьей скважины и четвертой скважины с системой второй закачки текучей среды для воздействия на пласт посредством манифольда указанной системы, регулировку манифольда системы первой закачки для проведения первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и изоляции второй скважины для других операций, регулировку манифольда системы второй закачки для проведения второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине и изоляции четвертой скважины, проведение первой обработки пласта для интенсификации притока в первой скважине и второй обработки пласта для интенсификации притока в третьей скважине одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока. 7. Способ по п.6, который дополнительно содержит подготовку второй скважины к третьей обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовку четвертой скважины к четвертой обработке пласта для интенсификации притока одновременно с проведением второй обработки пласта для интенсификации притока. 8. Способ по одному из пп.1, 5, 7, в котором подготовка второй скважины содержит помещение во вторую скважину по меньшей мере одного инструмента, выбранного из инструмента для своевременной перфорации, инструмента, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу, перфорирующего ин- 14012893 струмента ограниченного входа, инструмента с шариковым уплотнением, изолирующего элемента и их комбинации. 9. Способ по п.1, в котором текучая среда для первой обработки пласта для стимуляции притока закачивается в первую скважину через первый трубопровод, соединенный с манифольдом системы первой закачки, и подготовка второй скважины содержит одновременную закачку текучей среды для второй обработки пласта для интенсификации притока во второй скважине через второй трубопровод, соединенный с манифольдом системы второй закачки. 10. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: гидроразрыв расклинивающим агентом,кислотный гидроразрыв, структурную кислотную обработку или любые их сочетания. 11. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: своевременную перфорацию, использование кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, ограниченного входа, шарикового уплотнения, модифицированного ограниченного входа, отклонителя наведенного напряжения или одну или несколько одноэтапных обработок пласта для интенсификации притока, отделенных пакерами, или любые их комбинации. 12. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором первая обработка пласта для интенсификации притока содержит по меньшей мере одну из следующих обработок: многозонную своевременную перфорацию, гидроразрыв с расклинивающим агентом для интенсификации притока и их комбинации. 13. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором подготовка второй скважины содержит по меньшей мере одну из следующих операций: бурение второй скважины, установку насосно-компрессорной трубы во вторую скважину, установку или удаление изолирующего элемента из второй скважины, обратный приток из второй скважины, очистку второй скважины, удаление насосно-компрессорной трубы из второй скважины, перемещение оборудования на наземной площадке, доставку материала на наземную площадку, осуществление радиосвязи или связи по сотовому телефону, закачку текучей среды во вторую скважину, манипуляцию задвижками, выполнение операций на каротажном кабеле во второй скважине,выполнение операций с гибкими трубами во второй скважине, установку или извлечение перфораторов во второй скважине, выполнение каротажных операций во второй скважине, добычу углеводородов из второй скважины, сброс газа на наземной площадке, сжигание газа на факеле на наземной площадке,доставку оборудования и материалов на наземную площадку, удаление оборудования и материалов с наземной площадки и их комбинации. 14. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит добычу углеводородов из множества скважин. 15. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит бурение множества скважин с одной наземной площадки. 16. Способ по одному из пп. 1, 5, 6, 9, в котором множество скважин размещено на одной наземной площадке. 17. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, в котором множество скважин расположено в непосредственной близости друг от друга на одной или нескольких наземных площадках или платформах. 18. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит установку эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в каждой из множества скважин. 19. Способ по одному из пп.1, 5, 6, 9, который дополнительно содержит выполнение по меньшей мере одной операции по безопасности одновременно с проведением первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовкой второй скважины, причем операция по безопасности выполняется для изоляции стадий первой обработки пласта для интенсификации притока и подготовки второй скважины друг от друга. 20. Система для интенсификации притока из скважин, содержащая основную задвижку, связанную с системой закачки текучей среды для воздействия на пласт, множество скважинных задвижек, каждая из которых связана с одной из множества скважин, и трубопровод, соединяющий основную задвижку с множеством скважинных задвижек. 21. Система по п.20, которая дополнительно содержит множество нефтепромысловых фонтанных елок, каждая из которых связана с одной из множества скважин, при этом основная задвижка, множество скважинных задвижек и трубопровод соединены для образования манифольда системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, соединяющего указанную систему закачки с множеством промысловых фонтанных елок. 22. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит плотномер, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. 23. Система по п.20 или 21, в которой множество скважинных задвижек содержит по меньшей мере одну из шаровой задвижки, шиберной задвижки и их комбинаций. 24. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере одну регулирующую задвижку манифольда, соединенную с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. 25. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один манометр, со- 15012893 единенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. 26. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один расходомер,соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. 27. Система по п.20 или 21, которая дополнительно содержит по меньшей мере один инжектор уплотняющих шариков, соединенный с основной задвижкой и множеством скважинных задвижек. 28. Система по п.21, в которой манифольд указанной системы закачки способен обеспечить путь потока из системы закачки по меньшей мере в одну из множества скважин и изолировать по меньшей мере одну невыбранную скважину из множества скважин от системы закачки. 29. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано с единственной наземной площадкой. 30. Система по п.20 или 21, в которой множество скважин связано по меньшей мере с одной наземной площадкой. 31. Система по п.20 или 21, дополнительно содержащая систему хранения текучей среды для воздействия на пласт. 32. Система по п.20 или 21, в которой по меньшей мере две из множества скважин проходят через углеводородсодержащие пласты. 33. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды и манифольд указанной системы способны обеспечить многозонную обработку для интенсификации притока многозонных углеводородсодержащих пластов, через которые проходят по меньшей мере две из множества скважин. 34. Система по п.20 или 21, в которой система закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы для гидроразрыва с расклинивающим агентом, системы для кислотной обработки и их комбинации. 35. Система по п.20 или 21, в которой система для закачки текучей среды выбрана по меньшей мере из одной из системы своевременной перфорации, системы с кольцевой гибкой трубой и их комбинации. 36. Система по п.21, дополнительно содержащая множество дополнительных фонтанных елок, расположенных по меньшей мере на одной наземной площадке, каждая из которых связана по меньшей мере с одной из множества дополнительных скважин, дополнительную систему закачки текучей среды для интенсификации притока и манифольд указанной системы, соединяющий систему с множеством дополнительных фонтанных елок. 37. Система по п.21, дополнительно содержащая систему подачи текучей среды для воздействия на пласт к системе закачки. 38. Система по п.37, в которой система подачи текучей среды содержит по меньшей мере одно из следующих устройств: измерительное устройство, устройство для регулирования потока, отверстия для введения текучей среды, отверстия для вывода текучей среды, отверстия для ввода материала, отверстия для вывода материала и их комбинации. 39. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки текучей среды ниже по потоку от системы закачки между системой закачки и манифольдом системы закачки. 40. Система по п.37, в которой по меньшей мере часть системы подачи текучей среды соединена с системой закачки выше по потоку от системы закачки. 41. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины. 42. Система по п.41, выполненная с возможностью одновременной подачи текучей среды для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины. 43. Система по п.37, в которой по меньшей мере одно из системы закачки текучей среды для воздействия на пласт, системы подачи текучей среды для воздействия на пласт и манифольда системы закачки выполнено с возможностью избирательной подачи по меньшей мере двух различных текучих сред для воздействия на пласт по меньшей мере в две скважины.

МПК / Метки

МПК: E21B 43/12, E21B 43/16

Метки: скважин, интенсификации, пласта, система, способ, обработки, притока

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/24-12893-sposob-i-sistema-dlya-obrabotki-plasta-dlya-intensifikacii-pritoka-iz-skvazhin.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин</a>

Похожие патенты