УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА КОЛЬМАТАЦИИ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ

Полезная модель относится к области нефтегазовой промышленности, в частности, к технологии вскрытия продуктивных пластов и обработки околоскважинного пространства гидромониторными струями при бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин.
Известно устройство для вскрытия пласта, состоящее из двух концентрично расположенных труб, внутри которых имеется кольматационный узел, выполненный в виде шнека. Смесь бурового раствора, проходя через шнек, разделяется на фазы, при этом твердая фаза отбрасывается к стенкам скважины и образует непроницаемую глинистую корку. В результате создается прискважинный закупоривающий экран и достигается положительный эффект за счет сохранения коллекторских свойств пласта, что обусловлено снижением отрицательного воздействия проникающего в пласт фильтрата бурового раствора. (Патент RU №2025566, Е 21 В 21/08 1990 г.)
Однако конструктивное исполнение данного устройства обеспечивает реализацию нерегулируемого расхода кольматирующего раствора, а в качестве рабочей жидкости используется только буровой раствор, что приводит к неизбирательному кольматированию околоскважинного пространства, не зависящему от текущих коллекторских свойств пропластков.
Из известных устройств наиболее близким к предлагаемому является устройство для нагнетания рабочих растворов в интервалы ствола скважины, содержащее спускаемый в скважину специальный инструмент, состоящий из корпуса, в котором установлена по оси группа свабов, образующих
околоскважинные кольцевые пространства для нагнетания рабочих жидкостей. Инструмент, перемещаемый по стволу скважины, соединен с наземными резервуарами по крайней мере двумя подающими трубопроводами, по которым с регулируемой скоростью одновременно подаются различные жидкости в окружающую скважину геологическую формацию. В результате обеспечивается возможность нагнетания различных жидкостей, к примеру таких, как средство для цементирования нефтеносных песчаных пластов, химические агенты для воздействия на пласт с целью изменения его физических свойств (пористости, проницаемости и т.д.). (Патент RU №2209296 Е 21 В 33/124 1998 г.)
Недостатками известного устройства является осуществление регулирования процессом нагнетания жидкости за счет изменения скорости перемещения упомянутого специального инструмента без учета текущей информации о состоянии и свойств обрабатываемых интервалов скважины, а также невозможностью его использования в процессе бурения в связи с наличием внутри колонны труб твердых частиц и химических реагентов, которые приведут к преждевременному износу бурового оборудования. Кроме того, нагнетание жидкостей по трубопроводам с устья скважины усложняет конструкцию устройства и снижает надежность его работы.
В основу настоящей полезной модели положена задача создания устройства для регулирования процесса кольматации пластов в буровых скважинах, обеспечивающего избирательное кольматирование околоскважинного пространства различными химическими составами в процессе углубления скважины с учетом текущей информации о коллекторских свойствах пластов посредством корректировки геологической и гидродинамической модели залежи и выбора управляющей программы работы кольмататора в реальном режиме времени.
Предлагаемое устройство позволяет в процессе эксплуатации создать такие условия притока флюида к скважине, при которых обеспечивается, во-первых, равномерный отбор флюида по стволу скважины, что влечет равномерное подтягивание конуса подошвенной воды и опускание газонефтяного контакта (ГНК); во-вторых, при вытеснении нефти водой обеспечивается равномерное движения фронта заводнения по пропласткам, что увеличивает коэффициент продуктивности и коэффициент охвата вытеснением пропластков, ранее не задействованных при разработке; в-третьих, при добыче газа из горизонтального ствола конус подошвенной воды приобретает форму трапеции с предотвращением опережающего прорыва воды в месте максимальной депрессии - начале горизонтального ствола; в-четвертых, в процессе бурения скважины снижается вероятность катастрофических поглощений бурового раствора в высокопроницаемые пропластки, окружающие ствол скважины.
Поставленная задача достигается тем, что устройство для регулирования процесса кольматации пластов в буровых скважинах, содержит глубинную часть, включающую установленную над забойной телеметрической системой с электромагнитным каналом связи кольмататор,
выполненный в виде по крайней мере двух установленных друг над другом и заполненных кольматантами различного химического состава контейнеров с инжекторами и с осевыми каналами, образующими магистраль для подачи бурового раствора на забойный двигатель и в полости контейнеров посредством исполнительных электромагнитных клапанов, и наземную часть, включающую пульсатор, установленный на нагнетательной линии бурового насоса систему оптимизации процесса кольматации и приемно-передающее устройство с антенной, при этом система оптимизации процесса кольматации подключена по входу и выходу к приемно-передающему устройству, управляющий выход которого подсоединен к пульсатору бурового насоса, связанному посредством гидравлического канала с дешифратором сигнала гидроканала, который подключен ко входам исполнительных электромагнитных клапанов контейнеров с кольматантами.
А также тем, что забойная телеметрическая система содержит датчики глубинных параметров и блок питания в виде генератора, через полый вал которого пропущен кабель питания исполнительных электромагнитных клапанов контейнеров кольмататора и дешифратора сигнала гидроканала.
А также тем, что система оптимизации процесса кольматации выполнена в виде блока анализа, вход и выход которого являются, соответственно, входом и выходом системы, подключенного непосредственно или через канал связи к блоку корректировки геологической и гидродинамической модели залежи.
В дальнейшем способ поясняется сопровождающими чертежами, на которых: на фиг.1 изображена принципиальная схема предлагаемого устройства, на фиг.2 - глубинная часть устройства, на фиг.3 - блок-схема алгоритма работы системы оптимизации процесса кольматации.
Устройство для регулирования процесса кольматации содержит установленную над забойным двигателем 1 в колонне бурильных труб 2 скважинную телеметрическую систему 3 с электромагнитным каналом связи 4, размещенный над телеметрической системой 3 кольмататор 5, гидравлический пульсатор 6, установленный на нагнетательной линии насоса 7, приемно-передающее устройство 8 с антенной 9, блок анализа 10, подключенный через канал связи 11 к блоку корректировки 12 геологической и гидродинамической модели залежи. Блоки 10 и 12 образуют систему оптимизации процесса кольматации.
Кольмататор 5 состоит из по крайней мере двух контейнеров 13 (на чертеже показано три), заполненных кольматантами различного химического состава, снабженных инжекторами 14 и исполнительными электромагнитными клапанами 15. По оси контейнеров 13 выполнены сообщающиеся между собой каналы 16, образующие магистраль для подачи бурового раствора на забойный двигатель 1 и в полости контейнеров 13 при
открытом рабочем положении их электромагнитных клапанов 15. Входы последних подключены к дешифратору сигнала гидроканала 17.
Скважинная телеметрическая система 3 содержит датчики глубинных параметров 18 и блок питания в виде генератора 19, через полый вал 20 которого пропущен кабель питания 21.
Выход дешифратора сигнала гидроканала 17 через линию управления 22 подсоединен к инжекторам 14 и исполнительным электромагнитным клапанам 15.
Позициями 23 и 24 на чертеже обозначены (соответственно) зона проникновения кольматанта и кольматируемый пропласток.
Блоки 10, 12 и 17 выполнены на базе микропроцессоров, а блок 8 вмючает в себя АЦП и ЦАП.
Для создания зоны искусственной кольматации с заданными свойствами кольмататор 5 устанавливают в составе КНБК выше скважинной телеметрической системы 3 и соединяют их кабелем питания 21, который проведен через полый вал 20 блока питания (генератора) 19 телесистемы. При этом возможна сборка нескольких кольмататоров по кассетному принципу (последовательное соединение однотипных элементов
кольмататоров, каждый из которых имеет свой дешифратор сигнала гидроканала 16 и контейнеры 13 с различными кольматантами).
Количество кассет и наполнитель контейнеров для кольматанта выбирается исходя из предполагаемого геологического разреза (по данным предварительной разведки в районе бурения скважины) и продолжительности рейса (предполагаемой проходки на текущее долото) для создания необходимого набора кольматационного материала для обработки околоскважинного пространства за рейс. После окончания рейса буровой инструмент с кольмататором 5 (кольмататорами, соединенными по кассетному принципу друг за другом) поднимается на поверхность и контейнеры 13 с кольматантами перезаряжаются (меняются), исходя из новых условий бурения для будущего рейса.
В процессе работы (бурения) датчики 18 скважинной телеметрической системы 3 исследуют околоскважинное пространство с последующей передачей информации на поверхность в реальном времени с помощью электромагнитного канала связи 4. Сигнал электромагнитного канала связи 4 улавливается антенной 9 на поверхности и поступает на приемно-передающее устройство 8 и далее в блок анализа 10, который обрабатывает поступившие данные и при их отличии от проектных передает сигнал рассогласования по каналу связи 11 на блок корректировки 12 геологической гидродинамической модели залежи (данного фрагмента пласта). Далее производится перерасчет фрагмента гидродинамической модели пласта, после чего вырабатывается коэффициент корректировки свойств околоскважинного пространства. Параметры корректировки свойств околоскважинного пространства передаются обратно на буровую по каналу связи 11с блока корректировки 12 в блок анализа 10, где вырабатывается программа воздействия на окружающую скважину породу посредством
регулируемого кольматирования (изменения коллекторских свойств). Программа кольматации поступает на приемно-передающее устройство 8 и далее посредством гидродинамического пульсатора 6, установленного в нагнетательной линии бурового насоса 7 по гидравлическому каналу связи через бурильные трубы 2 передается на дешифратор 17 сигнала гидроканала. Последний преобразует гидравлический сигнал в электрический и по линии управления 22 задействует определенный в программе кольматирования контейнер 13 с кольматантом посредством открытия или закрытия электромагнитных клапанов 15. Часть бурового раствора, проходящего через кольмататор 5 по магистрали, образованной каналами 16, через клапан 15 перепускается в контейнер 13 и после образования смеси впрыскивается в стенку скважины через инжектор 14, избирательно кольматируя текущий пропласток.
Алгоритм работы системы оптимизации процесса кольматации приведен на Фиг.3. Он содержит следующие основные операторы:
1. пуск;
2. подпрограмма самотестирования и проверки каналов связи (электромагнитного - от измерительного устройства (телесистемы) на поверхность к управляющему компьютеру, гидравлического - от управляющего компьютера на забой к кольмататору, компьютерного - от управляющего компьютера на буровой к отдаленному компьютеру с геологической и гидродинамической моделями);
3. подпрограмма загрузки предполагаемого геологического разреза в районе бурения скважины;
4. ввод коэффициентов возможных отклонений контролируемых параметров;
5. подпрограмма приема сигналов о текущих показаний датчиков измерительного устройства (телесистемы);
6. вычисление отклонений практических значений параметров от проектных (сравнение известных по данным предварительной разведки (проектных) и фактических геологических разрезов и коллекторских свойств околоскважинного пространства);
7. проверка выхода за допустимые пределы вычисленных отклонений параметров;
8. передача новейших геологических параметров на отдаленный компьютер с геологической и гидродинамической моделью участка месторождения со строящейся скважиной;
9. подпрограмма перерасчета гидродинамической модели на основе новейших геологических параметров;
10. оценка степени изменения выходных параметров гидродинамической модели после перерасчета;
11. проверка необходимости корректировки коллекторских свойств околоскважинного пространства на текущем глубинном слое бурения скважины;
12. подпрограмма расчета коэффициентов корректировки коллекторских свойств околоскважинного пространства для оптимизации гидродинамической модели;
13. передача коэффициентов корректировки на управляющий компьютер на буровой;
14. подпрограмма формирования метода воздействия кольмататором на околоскважинное пространство на основе полученных коэффициентов корректировки коллекторских свойств околоскважинного пространства с учетом имеющихся на забое кольматационных материалов в контейнерах кольмататора;
15. передача сформированной управляющим компьютером программы кольматационного воздействия на забой (на кольмататор) по гидравлическому каналу связи;
16. обработка околоскважинного пространства кольмататором по заданной технологии;
17. передача с измерительного устройства (телесистемы) на поверхность сигнала о результатах кольматирования;
18.Проверка окончания рейса (буровой инструмент с кольмататором поднимается на поверхность);
19. конец.
Преимущества предложенного способа вытекают из конструктивных особенностей его осуществления, позволяющих управлять кольмататором с поверхности, принимая решение с учетом гидродинамической модели участка пласта, включающего ближайшие скважины, и применяя для кольматации различные химреагенты, позволяющие оперативно бороться с осложнениями в процессе бурения в реальном времени.
Способ позволяет приблизить показатели работы скважины к аналогичным показателям скважины, работающей в идеально однородном коллекторе с равномерным движением фронтов заводнения, ГНК, ГВК к добывающей части ствола скважины, при этом снижается негативное влияние потерь давления на приток флюида из-за возникающих гидродинамических сопротивлений в протяженном горизонтальном стволе.