Процес видобування корисних копалин із свердловин

Реферат: UA 85712 U UA 85712 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до способів стимулювання продуктивності видобування корисних копалин із свердловин формуванням тріщин або розривів у гірських породах. Може бути використана при видобуванні нафти, газу, води або корисних копалин у вигляді шламу з покладів, гірські породи яких мають низьку або відсутню початкову проникність (пористість). Відомий [1] спосіб обробки привибійної зони продуктивного пласта включає розташування колони (поставу) насосно-компресорних труб (НКТ) у обсадженому трубою стовбурі свердловини, нагнітання через порожнину НКТ робочої рідини (технологічного розчину) у свердловину, створення у ній надлишкового статичного тиску, накладання на нього гідроударів, передавання по стовпу технологічного розчину (рідинному хвилеводу) енергії створених при гідроударі акустичних хвиль, відхилення цих хвиль при виході з НКТ у бік продуктивного пласта, переміщення нижнього кінця НКТ уздовж свердловини до наступної ділянки пласта після обробки попередньої, контроль зміни інтенсивності хвиль і витрати технологічного розчину. Відомий також [2] спосіб гідророзриву пласта та підвищення проникності гірських порід включає розкриття покладу корисної копалини сіткою обсаджених трубою свердловин, розміщення на гирлі свердловини наземного насосного агрегату, а всередині свердловини поставу з насосно-компресорних труб (НКТ), розміщення над входом поставу гідроударного пристрою, а на виході - відбивача ударних хвиль, нагнітання у свердловину робочого агента (технологічного розчину), циклічну гідроімпульсну обробку продуктивного пласта тиском технологічного розчину й ударними хвилями крізь рідинний хвилевод (стовп технологічного розчину всередині НКТ). Найбільш близький [3] за сукупністю суттєвих ознак процес-аналог розущільнення гірських порід крізь свердловини включає розкриття покладу обсадженими перфорованою трубою свердловинами, розташування у обсадній трубі поставу, що складений з насосно-компресорних труб (НКТ), розміщення на вході поставу НКТ генератора ударних імпульсів із випромінювачем силових хвиль, а на виході - акустичного відбивача силових ударних хвиль, герметизацію свердловини, нагнітання у свердловину технологічного розчину крізь постав НКТ, обробку продуктивного пласта діями на гірську породу статичним тиском технологічного розчину та, крізь стовп цього розчину у поставі НКТ (крізь рідинний хвилевід), силовими ударними хвилями за допомогою акустичного відбивача. При промисловому використанні відомих процесів-аналогів технологічні параметри обробки продуктивного пласта статичним тиском технологічного розчину та силовими ударними хвилями (енергія та частота удару, час та довжина одноразового інтервалу обробки пласта) встановлюють в основному за результатами лабораторних досліджень і стендових випробувань, які виконують ще до початку обробки пласта на кернових зразках його гірських порід. В процесі ж обробки пласта в ньому відбуваються істотні перетворення. Первинним критерієм оцінки зміну стану привибійної зони є темп зниження падіння устєвого тиску до та після обробки. Тому додатково проводять ще й гідродинамічні дослідження пластового тиску в порівнянні з гідростатичним. Контроль темпу зниження падіння тиску здійснюють за допомогою вимірювальних приладів, розташованих на поверхні. Такий контроль не є досконалим. Він недостатній для дослідження скін-ефекту і характеру змін (темпу зниження падіння) устєвого тиску до та після обробки пласта. Тому більшість з раніше встановлених параметрів обробки практично не коригуються для наступних свердловин після обробки попередніх. Для здійснення коригувань параметрів обробки необхідно мати щонайменше достовірну інформацію про тиск у фільтровій зоні свердловини. Отримувати таку інформацію за допомогою звичайних вимірювальних приладів практично неможливо. Пов'язано це з тим, що датчики виміру у звичайних приладах пристосовані для передавання оператору (комп'ютерному обладнанню) інформації про вимірювані показники тільки через дріт або ефір. Зі свердловин, глибини яких досягають 5000 м і в яких діють високий пульсуючий тиск технологічного розчину та силові ударні хвилі, оперативно передавати на поверхню інформацію зазначеним способом дуже складно або економічно недоцільно. З цієї причини у аналогів відсутня можливість коригування параметрів обробки, що були встановлені за результатами лабораторних досліджень, стендових випробувань та гідродинамічних досліджень. І це є вагомим недоліком всіх процесіваналогів. В основу корисної моделі поставлено задачу вдосконалити процеси розущільнення гірничої породи або гідророзриву пласта при видобуванні корисних копалин із сітки свердловин шляхом забезпечення можливості реєстрації достовірних показників тиску у фільтрових зонах свердловин під час обробки пласта. Таке вдосконалення забезпечує можливість, за необхідністю, коригування технологічних параметрів обробки інтервалів пласта у наступних свердловинах сітки з урахуванням достовірних (відкаліброваних за результатами виміру 1 UA 85712 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 температури) показників тиску, що були зареєстровані у фільтрових зонах попередньо оброблених свердловин цієї ж сітки. Поставлена задача вирішується тим, що у процесі видобування корисних копалин із свердловин, що включає розкриття покладу копалини сіткою обсаджених перфорованою трубою свердловин, розташування у свердловині поставу, складеного з насосно-компресорних "тзуб (НКТ), розміщення на вході до поставу НКТ генератора ударних імпульсів із випромінювачем силових хвиль, а на виході - акустичного відбивача силових ударних хвиль, герметизацію свердловини, нагнітання у свердловину технологічного розчину крізь постав НКТ, обробку продуктивного пласта статичним тиском технологічного розчину у свердловині та, крізь стовп цього розчину у поставі НКТ, силовими ударними хвилями за допомогою акустичного відбивача, пропонується до вільного торця акустичного відбивача прикріпляти бездротове, з енергонезалежною пам'яттю приладдя виміру величин тиску та температури. Результати виміру цих параметрів пропонується зберігати у базі даних приладдя з прив'язкою до дати та часу, а технологічні параметри обробки пласта для наступних свердловин сітки пропонується коригувати з урахуванням виміру параметрів (величин тиску та температури), що були зареєстровані приладдям у попередньо оброблених свердловинах цієї ж сітки. Прикріплення приладдя для виміру величин тиску та температури до вільного торця акустичного відбивача забезпечує оптимальні умови його розміщення й експлуатації у свердловині. Використання бездротового приладдя з енергонезалежною пам'яттю, здатного зберігати у своїй базі даних інформацію про зареєстровані показники з прив'язкою до дати та часу, забезпечує можливість накопичувати таку інформацію в процесі обробки та зчитувати зареєстровану інформацію після закінчення обробки підняттям приладдя зі свердловини на поверхню разом зі ставом НКТ. Одночасний вимір приладдям тиску та температури забезпечує отримання значень тиску у фільтрових зонах свердловини з поправкою на температуру. У підсумку, завдяки отриманій можливості досліджувати скін-ефект і темп зниження падіння гирлового тиску, забезпечується можливість здійснювати (за необхідністю) коригування технологічних параметрів обробки фільтрових зон продуктивного пласта у наступних свердловинах сітки з урахуванням показників, що були зареєстровані запропонованим приладдям у попередньо оброблених свердловинах цієї ж сітки свердловин. Суть корисної моделі пояснюється ілюстрацією, на якій зображено схематично розріз свердловини та основне технологічне обладнання, необхідне для здійснення процесу видобування корисних копалин із свердловини. З поверхні 1 через поклад 2 корисної копалини 3 пробурено свердловину 4, стовбур якої армовано обсадною трубою 5. У стінці цієї труби виконані наскрізні профільні канали 6. Усередині труби 5 розташовано став 7, складений з насосно-компресорних труб (НКТ). Над входом до поставу 7 через трійник 8 і запірний пристрій 9 розміщено генератор ударних імпульсів 10 із випромінювачем 11 силових ударних хвиль. На виході з поставу 7 розміщено акустичний відбивач 12 силових ударних хвиль з профільними отворами. До вільного торця відбивача 12 прикріплено бездротове приладдя 13 з енергонезалежною пам'яттю для виміру тиску та температури. Порожнина поставу 7 через трійник 8 і запірний пристрій 14 сполучена з магістраллю 15 нагнітання технологічного розчину. Порожнина обсадженої свердловини через запірний пристрій 16 сполучена з магістраллю 17 відведення технологічного розчину. Армована свердловина загерметизована гирловим сальником (превентором) 18. Напрямок руху силових ударних хвиль у рідинному хвилеводі 19 (у порожнині поставу 7, наповненої технологічним розчином) від випромінювача 11 до акустичного відбивача 12 позначено стрілками 20, а напрямок руху цих хвиль від акустичного відбивача 12 до продуктивного пласта - стрілками 21. Креслення та наведений нижче приклад конкретного виконання процесу тільки пояснюють суть корисної моделі і ніяким чином не обмежують обсяг домагань, викладених у її формулі. Запропонований процес видобування корисних копалин із сітки свердловин покладу Бугруватівського родовища здійснювали таким чином. З поверхні 1, шляхом буріння по заданій сітці свердловин 4, розкривали нафтогазоносний поклад 2. Поклад був представлений пісковиками з різною пористістю та коефіцієнтами нафтогазонасичення. Процес розущільнення гірської породи покладу 2 та видобуток нафти здійснювали на свердловинах, переведених в бездіючий фонд (у зв'язку з відсутністю припливу) або на таких, що мали різке зниження динамічних рівнів та дебіту (при фактично незмінному статичному рівні, що свідчило про забруднення привибійної зони свердловини). Свердловини 4 бурили на глибини до 4000 м, потім відомим способом їх армували обсадними трубами 5 з попередньо виконаними у її стінці наскрізними каналами 6, сполучали через запірний пристрій 16 з магістраллю 17 відведення технологічного розчину. Потім, також відомим способом, у обсадну трубу 5 опускали складений з насосно-компресорних труб (НКТ) постав 7 з акустичним 2 UA 85712 U 5 10 15 20 25 30 35 40 відбивачем 12, до торця якого було приєднано бездротове приладдя 13 для виміру тиску та температури. Як приладдя 13 використовували власноручно зроблений манометр електронний глибинний МЕГ-60-36. Цей манометр являє собою програмно-апаратний комплекс із власною системою живлення, який забезпечує виконання багатьох функцій. В їх числі: вимір до 70 МПа тиску та до 80 °C температури з подальшим збереженням результатів виміру в своїй енергонезалежній пам'яті; виконання температурної компенсації (калібрування) результатів виміру тиску; синхронізацію дати та часу при роботі з комп'ютером; зчитування результатів виміру зі збереженням у файл тощо. Після опускання поставу 7 до нижнього рівня покладу 2 його верхній торець (вхід до порожнини НКТ) над поверхнею 1 облаштовували трійником 8, краном кульовим 9, випромінювачем силових ударних хвиль 11, генератором 10 ударних імпульсів. Генератор 10 підключали до маслостанції та виконували інші підготовчі роботи. Після цього свердловину герметизували за допомогою превентора 18, крізь порожнину НКТ і профільні канали акустичного відбивача 12 з магістралі 15 у свердловину нагнітали технологічний розчин - пластову воду, яка крізь канали 6 у обсадній трубі 5 витискалася до оброблюваної зони продуктивного пласта покладу 2. Обробку пласта здійснювали у напрямку знизу нагору відомим способом статичним тиском пластової води та силовими ударними хвилями. Для першої свердловини технологічні параметри обробки (тиск пластової води, енергію та частоту удару генератора імпульсів 10, довжину одноразових інтервалів перфорації та час їх обробки) встановлювали за результатами лабораторних досліджень і стендових випробувань кернових зразків гірської породи покладу 2. При встановленні цих параметрів враховувалися також результати гідродинамічних досліджень пластового тиску. Після закінчення обробки першої свердловини з її обсадної труби 5 відомим способом виймали постав 7 разом з приладдям 13, підключали приладдя 13 через інтерфейс USB до комп'ютера, зчитували накопичену приладдям 13 інформацію про тиск, що був зареєстрований у фільтрових зонах під час їх обробки. Ця інформація з температурним калібруванням результатів виміру була прив'язана до дати та часу. Завдяки спеціальному програмному забезпеченню результати виміру спостерігали на моніторі комп'ютера у вигляді графіку (кривої падіння тиску до і після імпульсно-хвильової обробки). Таким чином, завдяки отриманій інформації, визначали скінефект і темп (динаміку) зниження падіння гирлового тиску в усіх оброблених свердловинах сітки. Результати аналізу інформації, отриманої з попередніх свердловин, використовували для коригування технологічних параметрів обробки пласта в наступних свердловинах. Застосування процесу за заявленою корисною моделлю забезпечило виведення свердловин з бездіючого фонду в постійний режим експлуатації завдяки покращенню гідродинамічного зв'язку пласта покладу із свердловинами та зниженню скін-ефекту. При цьому збільшення дебіту свердловин було досягнуто без впровадження додаткових заходів обробки пласта й, одночасно, було з'ясовано причину забруднення продуктивного пласта. Джерела інформації: 1. Патент UA № 29560 на винахід, опубл. 15.11.2000, бюл. № 6, 2000 p., МПК6: Е21В43/25 (аналог). 7 2. Патент RU № 2211920 на винахід, опубл. 10.09.2003, МПК : Е21В43/26 (аналог). 3. Патент UA № 77924 на корисну модель, опубл. 25.02.2013, бюл. № 4, МПК (2006.01): Е21В43/26, Е21В43/14 (найближчий аналог). ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 45 50 55 Процес видобування корисних копалин із свердловин, що включає розкриття покладу копалини сіткою обсаджених перфорованою трубою свердловин, розташування у свердловині поставу, складеного з насосно-компресорних труб (НКТ), розміщення на вході до поставу НКТ генератора ударних імпульсів із випромінювачем силових хвиль, а на виході - акустичного відбивача силових ударних хвиль, герметизацію свердловини, нагнітання у свердловину технологічного розчину крізь постав НКТ, обробку продуктивного пласта статичним тиском технологічного розчину у свердловині та, крізь стовп цього розчину у поставі НКТ, силовими ударними хвилями за допомогою акустичного відбивача, який відрізняється тим, що до вільного торцю акустичного відбивача прикріплюють бездротове, з енергонезалежною пам'яттю приладдя для виміру величин тиску та температури, результати виміру зберігають у базі даних цього приладдя з прив'язкою до дати та часу, а технологічні параметри обробки пласта для наступних свердловин сітки коригують з урахуванням виміру параметрів, що були зареєстровані приладдям у попередньо оброблених свердловинах цієї ж сітки. 3 UA 85712 U Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4