ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Предложение относится к технологии добычи углеводородного сырья из малопродуктивных пластов и может быть использовано, в частности, для добычи газа из горючих сланцев с различным потенциальным содержанием газообразных фаз.
В настоящее время известны технологические приемы и технические средства для разработки малопродуктивных углеводородосодержащих пластов (месторождений, залежей), в т.ч. - сланцев. Технические средства для реализации технологии содержат оборудование устья скважины, бурильный агрегат (буровую установку), колонну обсадных труб, фильтры, запорно-регулирующую арматуру, насосное оборудование для организации гидроразрыва и добычи углеводородов [Промышленное и строительное оборудование, Сб. №3, 2003, М. - СПб, с.65, 127; RU № 2373366, 2009; Forbes, 11.2004, с.44-45; RU № 75864, 2008; US № 4776638, 175/14, 1988; JP № 405156884, 1993; RU 2155976, 2000; RU № 2213867, 2002.].
Последнее из указанных технических решений является наиболее близким по сущности и достигаемому положительному результату.
Существенными и очевидными недостатками прототипа являются:
- несовершенная по конструкции и набору технических средств установка для образования коаксиальных скважин;
- отсутствие необходимых агрегатов и механизмов для одновременной активации нескольких горизонтов и откачки одновременно из нескольких пластов с использованием одного ствола скважины;- отсутствие оснащения устья скважины реагентнонагнетательным оборудованием. Эти существенные конструктивные недостатки снижают эффективность процессов подготовки малопродуктивного пласта к продуктивной эксплуатации.
Технической задачей и положительным технологическим результатом предлагаемого устройства является совершенствование технического комплекса, увеличение его производительности и эффективности в технологии разработки малопродуктивных углеводородосодержащих пластов, в частности, горючих сланцев в виде прослоек пластов.
Указанная задача и получаемый технический результат достигаются за счет того, что технический комплекс для разработки малопродуктивных пластов включает оборудование устья скважины, бурильный агрегат, колонну обсадных труб, фильтры, запорно-регулирующую арматуру, насосное оборудование, при этом он снабжен установкой, содержащей смеситель, дозаторы, бункеры с исходными реагентами, рабочее пространство смесителя соединено магистралью, посредством насоса, с полостью скважины, используемой для нагнетания реагента в структуру пласта, эта нагнетательная скважина на части своей высоты (длины ствола) выполнена с коаксиально установленными обсадными трубами е полым кольцевым пространством между ними, при этом на расстоянии, определяемом проницаемостью пласта по закачиваемому реагенту, расположены эксплуатационные скважины, имеющие запорно-регулирующую арматуру, сообщенную с вакуум-насосом и с магистралью подачи, добываемого из пласта газа, потребителю.
Техническим комплексом выбирают глубину бурения нагнетательной скважины ниже подошвы вскрываемого продуктивного пласта.
В техническом комплексе кольцевое пространство между обсадными трубами сообщено с помощью фильтра с продуктивным пластом, при этом кольцевое пространство между обсадными трубами соединено с насосным оборудованием посредством запорно-регулирующей арматуры и отдельно от центральной обсадной трубы, также индивидуально соединенной с насосным оборудованием.
На фиг.1 показан общий вид технического комплекса для разработки малопродуктивных пластов;
на фиг.2 в плане показано расположение скважин;
на фиг.3 - установка для приготовления и подачи в скважину реагента;
на фиг. 4 - забор керна при проходке скважины.
Технический комплекс включает установку 1 в виде бурильного автономного агрегата для проходки вертикальных и наклонных скважин в заданный горизонт (пласт), содержит устройство 2 для взятия керна на заданных глубинах; колонну 3 обсадных труб для закрепления стенки скважины, фильтры 4 (фиг.1) и обустройство скважины в виде превентора 5; насосное оборудование 6 для нагнетания в скважину 7 реагента, а также в пласт 8 через фильтр 4. По контуру месторождения (фиг.2) проходят эксплуатационные скважины 9 и 10. Расстояние между скважинами выбирают 400-500 м, это расстояние определяется проницаемостью пласта по закачиваемому реагенту.
Превентор 5 на устье скважины (фиг.1) имеет магистрали 11 для подачи в полость скважины реагента, имеет также магистрали 12 для откачивания из скважины жидких, газожидкостных и газовых фаз с помощью вакуум-насосной установки 13. Скважина 7 выполняется сложной: в верхней части ее ствола обустраиваются коаксиальные трубы 14, 15 с кольцевым пространством между ними (фиг.1), наружная обсадная труба 15 в верхней части имеет фильтр 16, сообщающий ее с пластом 17, внутренняя труба 14 через фильтр 4 сообщается с нижним пластом 8. Глубина скважины (фиг.1) 7 выбирается ниже подошвы пласта 8 для возможности свободного опускания прострелочного аппарата и для сброса на дно скважины минеральных фракций (загрязнений), обеспечивая безаварийную работу фильтра 4.
Комплекс снабжен установкой 18 - смесителем реагента, бункеры которой: 19, 20 и 21 заполнены исходными компонентами  в виде растворов кислот и ПАВов. Смеситель 18 посредством дозатора 22, насоса 23 и насоса превентора 6 соединен с магистралями 11 подачи реагента в скважину 7 и в кольцевое пространство между трубами 14-15 для нагнетания его в продуктивные пласты 8 и 17.
Эксплуатационные скважины 9 и 10 оснащены дозатором-распределителем 24, вакуум-насосной установкой 25 для подачи добываемого газа потребителю по магистрали 26; при этом запорно-регулирующая арматура 27 и 28 (фиг.2) обеспечивает соединение с магистралью 26 и полости между трубами - кольцевого пространства, и полости трубы 7 отдельно друг от друга (показано на фиг.1), т.е. кольцевое пространство 14-15 независимо и отдельно от полости центральной трубы соединено с магистралью 26.
3
4
Работа технического комплекса осуществляется следующим образом. На устье скважины монтируют обустройство 5 (превентор с арматурой), е помощью бурильной установки 1 проходят скважину 15 и скважину 7, закрепляя стенки колонной 14 и 15 обсадных труб с организацией фильтров 16 и 4 в зоне продуктивных пластов 17 и 8. Из смесителя 18 подают реагент в скважину 7 и 15; этим реагентом производят гидроразрыв (здесь: “гидро” - реагент) пласта 17 и пласта 8; проницаемость пласта обеспечивает электротермохимическую реакцию для выделения водорода и углерода, образованию соединений CH, CH, - этот газ откачивают из скважин 9 и 10, направляют его потребителю, как отмечено ранее - но магистрали 26. Таким образом, увеличивая энергетический баланс региона за счет газификации пластов 8 и 17.