Способ гидроразрыва пласта

(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ТРАЙКЭН ВЕЛЛ СЕРВИС ЛТД. (CA) Предложен способ изоляции зоны в пласте, подвергаемом гидроразрыву. Способ включает этапы,на которых: (а) осуществляют первоначальную закачку геля в ствол скважины, (b) вводят жидкость для гидроразрыва пласта в указанный гель и (с) осуществляют гидроразрыв пласта в области,примыкающей к области введения жидкости для гидроразрыва в гель, причем гель обеспечивает сведение к минимуму миграции жидкости для гидроразрыва вдоль ствола скважины из области гидроразрыва, гель вводят в ствол скважины таким образом, что введенный в ствол скважины гель не просачивается в пласт или в трещины в пласте. В другом варианте способа вводят насоснокомпрессорную трубу (НКТ) в ствол скважины до первого места; вводят гель в ствол скважины через НКТ в указанном первом месте и затем вводят в ствол скважины через НКТ жидкость для гидроразрыва пласта в указанном первом месте, при этом гель вводят в ствол скважины таким образом, чтобы он не просачивался в пласт или в трещины в пласте. Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение в общем относится к гидроразрыву подземных пластов, а в особенности к изоляции пласта при гидроразрыве. Уровень техники Изоляция горизонтальных скважин Многие скважины бурятся горизонтально в подземных пластах. Иногда требуется создание нескольких гидроразрывов по длине этих горизонтальных скважин. При создании множественных разрывов важно иметь возможность изоляции одного пласта от другого, чтобы не допустить образования повторных разрывов в одной и той же части скважины. Для изоляции разрывов применяется ряд известных способов. В одном способе в скважине цементируют стальную трубу (хвостовик), после чего в ней выполняют отверстия. Сначала выполняют отверстия на одном участке хвостовика. Затем на этом участке проводят обработку для создания гидроразрыва. После создания разрыва над зоной разрыва внутри обсадной трубы устанавливают механическую пробку (пакер-пробку), после чего пробивают новый ряд отверстий ближе к устью скважины. Затем на участке новых отверстий проводят обработку для создания второго разрыва пласта. После этого данную процедуру повторяют по длине горизонтальной секции обсадной трубы, в результате чего в скважине выполняют несколько операций перфорирования и создания разрыва пласта. Хотя данная процедура позволяет создавать эффективную изоляцию между разрывами пластов, она является дорогостоящей и затратной по времени. В другом способе изоляции в горизонтальной скважине цементируют хвостовик и выполняют отверстия в хвостовике на всех интервалах по длине скважины, где необходимо создание разрывов пласта. После этого в трубу спускают изолирующий пакерный узел для изоляции отдельных интервалов друг от друга. Разрыв пласта выполняют на интервале с отверстиями, при этом манжеты пакера ограничивают зону разрыва. Затем, перемещая изолирующий пакер вверх по скважине, выполняют операцию по созданию разрыва на каждом интервале с отверстиями. При другом способе изоляции ствол скважины оставляют открытым без хвостовика или обсадных труб. В этом случае для изоляции участков горизонтальной скважины в нее спускают надувные пакеры или другие механические инструменты. Различные операции по созданию разрывов пласта производят на этих изолированных участках между пакерами или другими инструментами. Такие операции осуществляют через насосно-компрессорную трубу При другом способе изоляции скважину изолируют при помощи нескольких пакеров и скользящих муфт, каждая из которых за исключением муфты на участке, наиболее близко расположенном к концу горизонтальной скважины при опускании в скважину находится в закрытом состоянии. Закачку для создания разрыва пласта осуществляют через эту раскрытую муфту. После выполнения операции в скважину сбрасывают шар для изоляции муфты на интервале, где был произведен разрыв, и раскрытия муфты на новом интервале, который расположен ближе к устью скважины. После этого производят обработку для создания разрыва на этом новом изолированном интервале. Эту процедуру повторяют для всех муфт до тех пор, пока все интервалы в скважине не будут подвергнуты воздействию. При другом способе изоляции пласт прорезают при помощи струйной насадки и подачи песка на конце насосно-компрессорной трубы. Непосредственно после резки осуществляют создание разрыва пласта путем закачки жидкости через ту же самую струйную насадку или через кольцевое пространство между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной. Этот способ основан на том, что струйная насадка создает пониженное давление, за счет чего вещество для разрыва пласта отводится в созданную в пласте прорезь. После этого насосно-компрессорная труба перемещается к новому участку горизонтальной секции скважины. Данную операцию повторяют. Эта операция может применяться при помощи инструментов, спускаемых через насосно-компрессионную трубу или гибкий шланг, как в обсаженную скважину, так и в необсаженную скважину. Такие способы описаны в патентах Канады 2225571,2130365, 2104138 и патентах США 5361856, 5494103, 5765642 и 7159660. Другой способ, описанный в патенте США 4951751, представляет отклоняющий гидроразрыв пласта в обсаженных скважинах, зацементированных и перфорированных. В этом способе перфорирование скважины выполняют на участке, наиболее удаленном из требуемых участков от устья скважины, после чего производят гидроразрыв пласта. После гидроразрыва пласта (ГРП) подают отверждаемый гель, содержащий разжижитель, и стандартную механическую цементировочную пробку из резины, металла,дерева и тому подобного материала. Цементировочная пробка аналогична заглушке трубопровода. Гель и цементировочную пробку размещают в первом ГРП, а затем выдерживают некоторое время необходимое для отверждения геля. После этого вновь выполняют отверстия в скважине на участке, расположенном ближе к устью скважины и аналогичным образом производят второй ГРП. Твердая цементировочная пробка и гель обеспечивают отвод ГРП от первого ГРП. Отсутствие отверстий со стороны начала разрыва гарантирует отвод ГРП выше интервала с отверстиями. При этом способе нагнетание для ГРП осуществляют непосредственно через обсадную трубу без применения насосно-компрессорных труб или шлангов. Изоляция вертикальных скважин Многие скважины бурят вертикально или под углом к вертикали (с отклонением), а не горизонтально. Во многих таких скважинах имеется несколько подземных пластов, в которых необходимо создать ГРП. В этих скважинах часто желательно создавать ГРП отдельно для каждого подземного пласта. Для этого был разработан ряд способов изоляции пластов. Один из таких способов заключается в создании отверстий на всех требуемых интервалах и изоляции пластов при помощи комбинации пакеров и глухих пробок. Подземный пласт изолируют между этими механически пробками, после чего осуществляют ГРП. Пробки и пакер затем перемещают к следующему интервалу и производят второй ГРП. Эту процедуру повторяют для каждого пласта, в котором необходимо создание разрыва, перемещаясь вверх по скважине до тех пор, пока не будут созданы все разрывы. В этой процедуре обычно закачку для ГРП осуществляют через НКТ, хотя также возможна их закачка через гибкие НКТ. При этом способе также возможна закачка для ГРП через обсадную трубу с мостовыми пробками в пласте, при отсутствии отверстий выше интервала, в котором выполняется гидроразрыв, и при отсутствии пакера. В другом способе применяют резиновые манжеты на гибких НКТ в перфорированной обсаженной скважине. Резиновые манжеты уплотняют обсадную трубу при создании давления изнутри, а закачку для ГРП осуществляют в пласт, изолированный двумя манжетами. После завершения закачки давление сбрасывают, и происходит ослабление манжет. Затем манжеты перемещают к следующему пласту, и процедуру повторяют. Этот способ обычно применяют, когда ГРП закачивают через гибкие НКТ, хотя он может применяться и при использовании обычных НКТ. В другом способе применяют стратегию создания отверстий и, при необходимости, для отвода ГРП в другие пласты, применяют шариковые уплотнения. Этот способ, часто называемый способом создания разрывов с ограниченным вводом, обычно применяют при закачивании ГРП непосредственно через обсадную трубу без установки НКТ в ствол скважины. Раскрытие изобретения Согласно одному объекту, изобретение относится к способу изоляции зоны в пласте, подвергаемом гидроразрыву. Способ включает этапы, на которых: (а) осуществляют первоначальную закачку геля в ствол скважины, (b) вводят жидкость для гидроразрыва пласта в указанный гель и (с) осуществляют гидроразрыв пласта в области, примыкающей к области введения жидкости для гидроразрыва в гель, причем гель обеспечивает сведение к минимуму миграции жидкости для гидроразрыва вдоль ствола скважины из области гидроразрыва, при этом гель вводят в ствол скважины таким образом, что введенный в ствол скважины гель не просачивается в пласт или в трещины в пласте. Согласно другому объекту изобретение также относится к способу изоляции зоны в пласте, подвергаемом гидроразрыву. Способ включает этапы, на которых: (а) вводят насосно-компрессорную трубу(НКТ) в ствол скважины до первого места в стволе скважины, (b) вводят гель в ствол скважины через НКТ в указанном первом месте, и (с) после этапа (b) вводят жидкость для гидроразрыва пласта в ствол скважины через НКТ для создания гидроразрыва пласта в указанном первом месте, причем гель обеспечивает сведение к минимуму миграции жидкости для гидроразрыва вдоль ствола скважины, с тем чтобы изолировать трещины в указанном первом месте, при этом гель вводят в ствол скважины таким образом,что введенный в ствол скважины гель не просачивается в пласт или в трещины в пласте. Краткое описание чертежей Ниже приводится описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 - схематическое изображение гибкой НКТ или НКТ внутри горизонтальной скважины; фиг. 2 - схематическое изображение геля согласно изобретению, вводимого в ствол скважины на фиг. 1; фиг. 3 - схематическое изображение первого разрыва ГРП фиг. 1; фиг. 4 - схематическое изображение вытягивания гибкой НКТ или НКТ фиг. 1 ко второму интервалу ГРП, согласно изобретению; фиг. 5 - схематическое изображение второго разрыва на втором интервале ГРП фиг. 1; фиг. 6 - схематическое изображение ствола скважины фиг. 1 после извлечения НКТ и завершения ГРП; фиг. 7 - схематическое изображение обратного потока в стволе скважины фиг. 1 после прорыва гелевой пробки, согласно изобретению; фиг. 8 - схематическое изображение отклоняющего инструмента, который может применяться в способе, согласно изобретению; фиг. 9 - сечение инструмента фиг. 8; фиг 10 - график изменения вязкости от времени для гелевой пробки согласно изобретению. Подробное описание изобретения Как показано на фиг. 1, в одном из вариантов осуществления изобретения собранную НКТ или гибкую НКТ 2 (см. фиг. 2) опускают в обсадную трубу 10 скважины и необсаженную часть 8 скважины,расположенную ниже обсадной трубы, на глубину, на которой требуется создание первого разрыва. В вертикальной скважине опускание производится до пласта, наиболее близкого к дну скважины. В гори-2 018230 зонтальной скважине опускание производится до участка, ближайшего к концу 6 горизонтальной секции скважины, в целом обозначенной позицией 8. После установки НКТ в требуемое место ствол 10 скважины, если он еще не заполнен, заполняют затрубной жидкостью 9, которая может представлять собой воду, углеводородную жидкость или любую подходящую жидкость, которая может заполнить ствол скважины 10. Эта жидкость является несжимаемой и не имеет химических добавок, повышающих ее вязкость. После заполнения ствола скважины 10 затрубной жидкостью весь ствол скважины 10 или его часть заполняют вязким гелем 12 путем прокачки геля 12 вниз через НКТ 2 и вывода через отводящий инструмент 14 забойного устройства, как это показано на фиг. 2. Гель 12 вытесняет затрубную жидкость 9,предварительно помещенную в ствол 10 скважины. После введения геля 12 в ствол 10 скважины через некоторое время (обычно через полчаса) вязкость геля 12 увеличивается до максимальной вязкости, и в стволе 10 скважины формируется гелевая пробка 18. В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 2, ствол скважины заполнен гелем до уровня, обозначенного позицией 20. Гелевая пробка 18 не отверждается и позволяет пропустить через нее НКТ 2. Как показано на фиг. 3, после образования гелевой пробки 18 в НКТ 2 закачивается жидкость 22 для гидроразрыва пласта (или другая подходящая текучая среда) и направляется в поперечном направлении в пласт. Жидкость 22 для гидроразрыва смещает некоторый объем пробки 18 от поверхности пласта,а затем инициирует разрыв в подземном пласте. Как показано на фиг. 8 и 9, отводящий инструмент 14 (см. фиг. 2) подсоединен к концу НКТ 2 при помощи соединителя 50 для отвода жидкости 22 для гидроразрыва в направлении, в основном перпендикулярном продольной оси инструмента 14, а не наружу через конец НКТ 2, вызывая, таким образом, разрыв рядом с боковой стороной инструмента 14. Отводное устройство 52 отводит поток от средней части НКТ 2 и направляет его тангенциально наружу из инструмента 14 через прорези 54. Площадь прорезей 54 достаточна для беспрепятственного прохода потока жидкости. Инструмент 14 не создает падения давления и не оказывает никакого реактивного действия на сам пласт. В инструменте применяется твердый конус 56 для отклонения жидкости в тангенциальном направлении. Конец инструмента имеет скругленную насадку 58 для обеспечения легкого проталкивания инструмента в скважину. Инструмент 14 не является необходимым, но его наличие повышает возможность направлять жидкость для гидроразрыва в пласт при формировании разрыва. Обычно во время ГРП на поверхности осуществляется наблюдение за давлением в затрубной области. Для удержания гелевой пробки 18 на месте может быть увеличено давление в затрубной области,либо эту функцию осуществляет гидростатическое давление затрубной жидкости 9 (см. фиг. 2). Реологические свойства геля благодаря величине его предела текучести таковы, что миграция жидкости 22 для гидроразрыва пласта вдоль ствола 10 скважины из области разрыва 24 сведена к минимуму. Трещины, созданные в результате ГРП, таким образом, ограничены или изолированы гелевой пробкой 18 до области инструмента 14. Разрыв 24 рядом с инструментом 14 показан на фиг. 3. После завершения первого ГРП НКТ 2 извлекается через гелевую пробку 18 в направлении стрелки 28, как показано на фиг. 4, к устью ствола 2 скважины, в целом обозначенному позицией 20 ствола 10 скважины. При необходимости в стволе 10 скважины может циркулировать дополнительное количество геля 12 (см. фиг. 2) во время или после вытягивания НКТ 2 назад к следующему интервалу или области пласта, обозначенному в целом цифрой 32,где будет производиться следующий ГРП. Ранее описанный способ ГРП может быть применен для создания второго разрыва в зоне участка 32 (см. фиг. 4), как показано на фиг. 5. Данный способ может быть повторен столько раз, сколько это необходимо для ствола 10 скважины(см. фиг. 3). После выполнения всех требуемых ГРП НКТ 2 извлекается из ствола 10 скважины, а в скважине остается гелевая пробка 18 и разрывы 24, 34, 36, 38 и 40, при этом разрывы 24, 34, 36, 38 и 40 содержат жидкость 22 для гидроразрывов. По истечении достаточного времени вещество для разжижения геля, содержащееся в геле 12 (см. фиг. 2), вызывает деградацию (разжижение) гелевой пробки 18. Как только вязкость снизится до приемлемой величины, скважина сможет выдавать на поверхность жидкость 22 для гидроразрыва, а также нефть и газ (не показаны) из пласта в направлении, обозначенном стрелками 42 на фиг. 7. Обычно обратный поток из скважины начинается через день после выполнения ГРП,однако оно может возникнуть сразу после разжижения геля 12, что может произойти через несколько часов после ГРП. В альтернативном варианте для ускорения процесса разжижения гелевой пробки 18 через НКТ 2 в ствол 10 скважины после выполнения последнего ГРП может подаваться химическое вещество для разжижения геля (см. фиг. 3). Способ, описанный выше, также может применяться при воздействии на пласт давлением, меньшим чем давление для ГРП, обычно известным как воздействие на материнскую породу. При воздействии на материнскую породу желательно изолировать вводимую для воздействий жидкость на различных интервалах ствола скважины, например, для воздействия на разные пласты. Жидкость для воздействия вводится при давлении, меньшим давления, обычно применяемого при ГРП. Жидкость для создания гидроразрыва пласта отводится в требуемую часть скважины с применением того же общего способа, что описан выше. Гелевая пробка изолирует определенную часть ствола скважины и предотвращает переме-3 018230 щение жидкости для воздействия на пласт к другой части скважины в процессе обработки. В качестве вводимых жидкостей могут применяться кислота, вода, углеводороды, растворители, химические составы, спирты, азот, двуокись углерода, природный газ и любая другая жидкость, которую необходимо ограничить в конкретной зоне ствола скважины и которая предназначена для воздействия на резервуар. Гелевые пробки согласно изобретению не просачиваются в пласт или в трещины в пласте. Пробка также обладает достаточным пределом текучести для того, чтобы выдерживать давление, создаваемое при формировании разрыва пласта или воздействия на пласт, в сочетании с гидростатическим давлением или прикладываемым затрубным давлением. Предел текучести подбирают таким образом, чтобы он был достаточно малым для обеспечения небольшого перемещения жидкости для гидроразрыва пласта в точке воздействия на пласт, для того чтобы жидкость для гидроразрыва пласта смогла осуществить гидравлический разрыв породы, и достаточно большим для того, чтобы не допустить перемещения жидкости для гидроразрыва пласта к другой части ствола скважины. Требуемый предел текучести геля может быть разным для разных скважин и зависит от характеристик скважины, пласта, жидкости для гидроразрыва пласта и давления, создаваемого при ГРП в стволе скважины. В каждом случае перед обработкой пласта выполняют расчеты для определения давления, которое будет создано на участке ствола скважины, к которому будет осуществляться подача жидкости для гидроразрыва или воздействия на пласт. После этого проводят расчеты для определения предела текучести геля, необходимого для того, чтобы выдержать данное давление рядом с пластом и гарантировать, что воздействие будет осуществлено только на требуемом участке. Давление для создания гидроразрыва может быть определено по формуле (1): где FG - градиент разрыва пласта, известный из экспериментов;BHFP - давление разрыва на дне скважины. Определение сопротивления гелевой пробки разности давления согласно изобретению можно выполнить по формулам (2) и (3) Для концентрических круговых трубопроводов где yeild - предел текучести геля;ro - внутренний радиус внешней трубы;ri - внешний радиус внутренней трубы. Размерности величин соответствуют размерностям длины и давления, a yeld может измеряться в лабораторных условиях. Сопротивление разности давлений может вычисляться для заданной длины вдоль скважины или поперек отверстий в пласте, таких как предварительно созданные разрывы, уже имеющиеся разрывы или дефекты, естественные разрывы или поровые отверстия в пласте. При проектировании гелевой пробки может возникнуть необходимость учета одного или нескольких следующих параметров: Диаметр скважины или внутренней обсадной трубы. Температура скважины. Характеристики скважины по проницаемости и утечкам. Характеристики предварительно созданных разрывов по проницаемости, проводимости и утечкам. Геология, естественные разрывы и дефекты пласта. Совместимость пробки со стволом скважины и жидкостями для воздействия на пласт для гарантии того, что пробка не повредит скважину или не вступит в реакцию с жидкостями для воздействия на пласт. Предел текучести гелевой пробки. Сопротивление гелевой пробки разности давлений Затрубное или гидростатическое давление, необходимое для удержания пробки на месте. Гель включает в себя базовую жидкость, которая может представлять собой жидкость на основе воды, углеводорода или любую другую жидкость, у которой вязкость и предел текучести могут быть достаточно повышены и затем снижены. Гель также включает повышающее вязкость вещество, которое может представлять собой любой химикат или вещество, которое создает вязкость и статический предел текучести жидкости. Обычно для придания вязкости воды, спиртов и кислот применяются такие химические вещества как гуар или его производные, гидроксилэтил целлюлоза или ее производные, вязкоэластичные поверхностно-активные вещества и любые другие полимеры, повышающие вязкость воды. Для повышения вязкости углеводородов обычно применяют эфиры фосфата, сшитые с железом или алюминием. Октоат алюминия также может использоваться в качестве повышающего вязкость вещества. Сшивающими агентами в водных жидкостях может быть любой многовалентный ион металла, такой как борат, сурьма, цирконий, хром, титан или железо. Эти вещества добавляют в гель для повышения вязкости и предела текучести пробки. Поверхностно-активные вещества, антикоагулянты глин, соль,метанол, регуляторы кислотности, биоциды и усилители обратного потока могут добавляться в воду для повышения обратного потока флюидов или для обеспечения химической и физической совместимости с пластом и пластовыми флюидами, хотя эти добавки не предназначены для повышения предела текучести пробки. В гель добавляют разрушающее вещество, которое вызывает разрушение геля через некоторый промежуток времени, после которого в скважине остается жидкость с очень малой вязкостью, которая будет вытекать из скважины после выполнения операций воздействия на пласт. Гелевая пробка проектируется таким образом, чтобы ее вязкость сохранялась на требуемом уровне во время воздействия на пласт, а затем снижалась через определенный период времени, обычно после завершения последней операции. Разрушающее вещество может представлять собой любое химическое вещество, которое снижает вязкость геля с течением времени. Обычными разрушающими веществами для водяных, спиртовых или кислотных пробок являются ферменты или окислители, такие как персульфаты, пероксиды, кислоты или хлорная известь. Обычными разрушающими средствами для углеводородных пробок являются буферные рН растворы или щелочные жидкости. Разрушающее средство может вызвать разрушение геля в любой момент от нескольких минут до нескольких дней в зависимости от того, какое время требуется для завершения скважины. Поверхностно-активные вещества, антикоагулянты глин, соль, метанол, регуляторы кислотности,биоциды и усилители фонтанирования могут добавляться в базовую жидкость для повышения обратного потока флюидов или для снижения вредного воздействия на пласт, но не для повышения вязкости геля. Примеры Пример гелевой пробки на основе воды согласно изобретению включает следующие компоненты: Базовая жидкость: пресная вода Огеливающий агент: гуар, гидроксипропиловый гуар или карбоксиметил-гидроксипропиловый гуар или гидроксиэтилцеллюлоза плотностью 3,6-10,0 кг/м 3. Разрушающий агент: персульфат, подаваемый при 0,05-2,0 кг/м 3 с инкапсуляцией или без инкапсуляции. Антикоагулянт глин: 1,0-10% эфир KCL или вещество на основе амина, такое как ТМАС или DADMAC 0,5-10,0 л/м 3. Сшивающий агент: растворы бората или циркония с концентрацией от 1,0-10,0 л/м 3. Антикоагулянт глин и поверхностно-активное вещество не являются необходимыми для создания требуемого предела текучести пробки. Пример пробки на основе углеводорода, согласно изобретению, включает следующие компоненты: Базовая жидкость: сырая нефть, очищенный углеводород. Огеливающий агент: фосфатный эфир 8-20 л/м 3. Сшивающий агент: металлический раствор железа и алюминия 8-20 л/м 3. Разрушающий агент: рН разрушающий агент, такой как оксид магния от 8-20 л/м 3. Вышеописанный способ может применяться для различных скважин. Он может применяться для вертикальных скважин, в которых требуется осуществлять воздействие на множество пластов, для скважин, выполненных с отклонением, и для горизонтальных скважин. Способ может использоваться для необсаженных скважин, в которых отсутствуют обсадные трубы, для обсаженных и зацементированных скважин или для скважин с нецементированными хвостовиками или обсадными трубами. В этом случае гелевая пробка может подаваться внутрь обсадной трубы и в кольцевое пространство между обсадной трубой и пластом. НКТ, через которую закачивают жидкости, может иметь любой размер, который обеспечивает расход жидкости, требуемый для осуществления запланированного воздействия на пласт. Она может представлять собой гибкую НКТ или традиционную составную НКТ. Стандартные размеры для гибких НКТ могут составлять 50,8, 60,3 и 72 мм. Стандартные размеры для составных НКТ могут составлять 60,3, 73 и 88,9 мм. Жидкости для гидроразрывов и для воздействия на пласт могут представлять собой любые жидкости, включающие следующие, но не ограничивающиеся ими: вода, соленая вода, углеводород, кислота,метанол, двуокись углерода, азот, пена, а также эмульсии. При использовании данного способа жидкость обычно закачивают под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, однако жидкость может закачиваться в пласт и при давлении, меньшем давления гидроразрыва. НКТ, или гибкая НКТ, может извлекаться из скважины после выполнения последнего разрыва пласта или опускаться ко дну или концу скважины и использоваться для откачивания разрушенной пробки из скважины. В это время также могут закачиваться дополнительные химические вещества для ускорения разрушения гелевой пробки. Способ согласно изобретению применялся для формирования гидроразрывов в четырех пластах песчаника, на фактической вертикальной глубине примерно 1500-1600 м. Обсадная труба скважины имела диаметр 177,8 мм и была зацементирована в скважинах до измеренной глубины между 1644-1761 м. Обсадная труба спускалась через вертикальную секцию скважины и опускалась на горизонтальную секцию скважины. Измеренные глубины скважин варьировались от 2014 до 3040 м. Горизонтальные части скважин варьировались от 370 до 1332 м. Ниже обсадной трубы скважины имели диаметр 159 мм и являлись необсаженными, в них не было хвостовиков, обсадных труб или НКТ. Температура в скважинах составляла приблизительно 70 С. Давление на дне скважины составляло 17000 кПа. Проектирование гидроразрыва пласта Ожидаемое давление гидроразрыва пласта в скважинах составляло 37000 кПа на поверхности и 26000 кПа на дне. Гелевая пробка согласно изобретению была рассчитана для выдерживания этого давления и должна была не допускать протекания гелевой пробки в пласт и в ранее выполненные разрывы. Предел текучести пробки в комбинации с затрубной жидкостью над пробкой выбирался таким, чтобы не допустить перемещения пробки под действием жидкости для гидроразрыва и давления в пласте во время выполнения гидроразрыва пласта. Проектный расход жидкости для гидроразрыва пласта составлял 2,5 м/мин, и в каждой скважине имелось разное число интервалов, на которых требовалось выполнить гидроразрывы пласта. Для каждой скважины на каждом интервале требовалось поместить разное количество песка. Для создания гидроразрыва пласта в скважине применялся следующий способ. На гибкую НКТ насаживался отклоняющий инструмент вышеописанного типа, и ее спускали в скважины до конца горизонтальной секции (переднего края скважины). В скважину подавалась вода для стабилизации глин, чтобы гарантировать ее заполнение. Как только начинался выход на поверхность воды для стабилизации глин,по гибкой НКТ закачивалась гелевая жидкость и прокачивалась на месте от передней части скважины до 100 м внутрь обсадной трубы. Гель состоял из следующего: пресная вода; гуаровая смола, добавленная при 4,8 кг/м 3; аминовая добавка для стабилизации глин, добавленная при 2 л/м 3; боратовый сшивающий агент, добавленный при 2,5 л/м 3; не ионное поверхностно-активное вещество, добавленное при 2 л/м 3. Свойства жидкости приведены в табл. 1, 2 и 3 и на графике фиг. 10. Таблица 1. Параметры степенной зависимости Таблица 3. Результаты испытания на разрушение В гелевые пробки добавлялся замедленный герметизированный химический разрушающий агент персульфат калия при 0,8 кг/м 3 для снижения вязкости пробок от большого значения вязкости до вязкости воды примерно за 6-12 ч. Каждая гелевая пробка была разработана таким образом, чтобы ее вязкость оставалась высокой во время выполнения гидроразрывов пласта и снижалась до вязкости воды в течение 2-4 ч после выполнения последнего гидроразрыва. Как показано на фиг. 10, при температуре ствола скважины приблизительно 70 С вязкость гелевой пробки достигает пикового значения приблизительно через 30 мин после закачки геля в ствол скважины. Если концентрация персульфата калия составляет 0,8 кг/м 3, то вязкость гелевой пробки будет снижена до вязкости воды приблизительно через 10,5 ч. Если-6 018230 концентрация персульфата калия составляет 1,5 кг/м 3, то вязкость гелевой пробки будет снижена до вязкости воды приблизительно через 7,5 ч. После создания гелевой пробки в требуемом месте гибкая НКТ устанавливалась на месте, где предполагалось формировать гидроразрыв, и операции прекращались на 15-30 мин для того, чтобы гелевая пробка приобрела вязкость. Гелевая пробка под действием жидкости для гидроразрыва смещалась в открытую часть скважины. Через 15-30 мин выполнялся первый гидроразрыв пласта. В созданный разрыв помещался песок. Песок смещался жидкостью для гидроразрыва, используемой на следующем интервале. При формировании разрыва в кольцевой затрубной области не создавалось дополнительного давления, и кольцевая область между гибкой НКТ и обсадной трубой на поверхности контролировалась для того, чтобы гарантировать отсутствие передачи какого-либо давления или жидкости вверх по кольцевой области. После смещения жидкости для первой операции формирования разрыва пласта гибкая НКТ сразу вытягивалась назад к следующему интервалу, на котором требуется выполнить разрыв, и начинается операция по формированию второго гидроразрыва пласта. Эта процедура повторялась до тех пор, пока не были выполнены разрывы пласта на всех интервалах ствола скважины. На различных участках каждой скважины были выполнены до 9 разрывов пластов. В каждом случае во время создания гидроразрывов в кольцевой затрубной области фиксировалось незначительное давление, указывающее на то, что гелевая пробка ограничила разрыв требуемым интервалом. После завершения последней операции по формированию гидроразрыва гибкая НКТ вытягивалась из ствола скважины и скважина останавливалась для того, чтобы гелевая пробка и жидкость для гидроразрыва могли разрушиться. После этого скважина вводилась в эксплуатацию. Выброс наружу песка или нахождение его внутри скважины были незначительными, что указывало на то, что гелевая пробка успешно отводила обработку пласта для разрыва в требуемый интервал. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ изоляции зоны в пласте, подвергаемом гидроразрыву, включающий этапы, на которых:(a) осуществляют первоначальную закачку геля в ствол скважины,(b) вводят жидкость для гидроразрыва пласта в указанный гель и(c) осуществляют гидроразрыв пласта в области, примыкающей к области введения жидкости для гидроразрыва в гель, причем гель обеспечивает сведение к минимуму миграции жидкости для гидроразрыва вдоль ствола скважины из области гидроразрыва, при этом гель вводят в ствол скважины таким образом, что введенный в ствол скважины гель не просачивается в пласт или в трещины в пласте. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что дополнительно перед этапом гидроразрыва обеспечивают повышение вязкости геля. 3. Способ по п.2, в котором гель формирует пробку в стволе скважины. 4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что перед закачкой геля вводят жидкость в ствол скважины. 5. Способ по п.4, в котором гель содержит базовую жидкость и агент-загуститель. 6. Способ по п.5, в котором базовая жидкость является жидкостью на основе воды или углеводорода. 7. Способ по п.5, в котором агент-загуститель является полимером-загустителем или поверхностноактивным веществом-загустителем. 8. Способ по п.5, в котором агент-загуститель представляет собой гуар, гидроксилэтилцеллюлозу или их производные. 9. Способ по п.5, в котором гель дополнительно включает химическое соединение, сшивающее линейные полимеры. 10. Способ по п.9, в котором сшивающее соединение является многовалентным металлическим ионом. 11. Способ по п.10, в котором многовалентный металлический ион является боратом, сурьмой, цирконием, хромом, титаном или железом. 12. Способ по п.9, в котором гель дополнительно включает один или более из следующих веществ: антикоагулянт глин, соль, метанол, рН регуляторы, биоцид и усилитель обратного потока. 13. Способ по п.9, в котором гель дополнительно включает разжижитель. 14. Способ по п.13, в котором разжижитель является ферментом или окислителем. 15. Способ по п.13, в котором разжижитель является персульфатом, пероксидом, кислотой или хлорной известью. 16. Способ по п.13, в котором разжижитель является рН буфером или щелочной жидкостью. 17. Способ по п.4, в котором гель имеет предел текучести, достаточный для того, чтобы минимизировать перемещение жидкости для гидроразрыва пласта к другой части скважины. 18. Способ изоляции зоны в пласте, подвергаемом гидроразрыву, включающий этапы, на которых:(a) вводят насосно-компрессорную трубу (НКТ) в ствол скважины до первого места в стволе скважины,(b) вводят гель в ствол скважины через НКТ в указанном первом месте и(c) после этапа (b) вводят жидкость для гидроразрыва пласта в ствол скважины через НКТ для создания гидроразрыва пласта в указанном первом месте, причем гель обеспечивает сведение к минимуму миграции жидкости для гидроразрыва вдоль ствола скважины, с тем чтобы изолировать трещины в указанном первом месте,при этом гель вводят в ствол скважины таким образом, что введенный в ствол скважины гель не просачивается в пласт или в трещины в пласте. 19. Способ по п.18, характеризующийся тем, что дополнительно перед закачкой геля вводят жидкость в ствол скважины. 20. Способ по п.18, характеризующийся тем, что дополнительно обеспечивают повышение вязкости геля. 21. Способ по п.18, в котором жидкость для гидроразрыва пласта вводят в гель. 22. Способ по п.18, характеризующийся тем, что дополнительно перемещают НКТ ко второму месту и повторяют этап (с). 23. Способ по п.22, характеризующийся тем, что дополнительно перед повторением этапа (с) вводят дополнительный гель. 24. Способ по п.1 или 18, в котором ствол скважины является горизонтальным стволом скважины,при этом на этапе (b) заполняют гелем, по меньшей мере, весь горизонтальный участок ствола скважины. 25. Способ по п.24, в котором гель содержит базовую жидкость и агент-загуститель. 26. Способ по п.25, в котором базовая жидкость является жидкостью на основе воды или углеводорода. 27. Способ по п.25, в котором агент-загуститель является полимером-загустителем или поверхностно-активным веществом-загустителем. 28. Способ по п.25, в котором агент-загуститель представляет собой гуар, гидроксилэтилцеллюлозу или их производные. 29. Способ по п.26, в котором гель дополнительно включает химическое соединение, сшивающее линейные полимеры. 30. Способ по п.29, в котором сшивающее соединение является многовалентным металлическим ионом. 31. Способ по п.30, в котором многовалентный металлический ион является боратом, сурьмой, цирконием, хромом, титаном или железом. 32. Способ по п.25, в котором гель дополнительно включает один или более из следующих веществ: антикоагулянт глин, соль, метанол, рН регуляторы, биоциды и усилитель обратного потока. 33. Способ по п.25, в котором гель дополнительно включает разжижитель. 34. Способ по п.33, в котором разжижитель является ферментом или окислителем. 35. Способ по п.33, в котором разжижитель является персульфатом, пероксидом, кислотой или хлорной известью. 36. Способ по п.33, в котором разжижитель является рН буфером или щелочной жидкостью. 37. Способ по п.25, в котором гель имеет предел текучести, достаточный для того, чтобы минимизировать перемещение жидкости для гидроразрыва пласта к другой части скважины. 38. Способ по п.1 или 18, в котором гель разрушают и выводят из ствола скважины после гидроразрыва.