способ оборудования фильтровой скважины

Формула изобретения

1. Способ оборудования фильтровой скважины, заключающийся во вскрытии продуктивных пластов и опробовании добывающей скважины, оборудовании инструментом для гидроразмыва, бурении вспомогательных скважин и оборудовании фильтровыми колоннами, в гидроразмыве пластов и закачивании гравийной смеси, отличающийся тем, что фильтровые колонны вспомогательных скважин выполняют с поинтервальной перфорацией с перекрытием мощности каждого продуктивного пласта со сторон кровли и подошвы, а гидроразмыв производят в подошве и кровле и в интервалах наименьшего сопротивления гидроразмыву каждого продуктивного пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вспомогательные скважины бурят на глубину, большую глубины добывающей скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике и технологии добычи продукта из скважины, а именно добычи метана из многопластовой залежи угля.

Известен способ интенсификации добычи газа [1], включающий спуск в скважину инструмента насосно-компрессорных труб, расширение каналов связи пласта жидкостью, заполнение их фильтрующим материалом, установку скважинного и гравийного песчаного фильтров и вызов притока газа в скважину.

Недостатком известного способа является его малая эффективность при использовании в многопластовых залежах продукта добычи.

Известен также способ оборудования фильтровой скважины [2], заключающийся во вскрытии продуктивного пласта, опробовании добывающей скважины, бурении вспомогательных скважин, гидроразмыве пласта путем нагнетания жидкости под давлением и закачке гравийной смеси.

Известный способ является ближайшим аналогом, но он предназначен для сооружения разведочно-эксплуатационных скважин преимущественно для водоснабжения.

Недостатком известного способа является необходимость высоких затрат мощности насосного оборудования для обеспечения гидроразмыва пласта нагнетанием жидкости носителя высокого давления одновременно по всей мощности вскрытого продуктивного горизонта.

Кроме того, использование способа в многопластовых залежах продуктов добычи неэффективно в связи с неопределенностью расположения размытых кавер и каналов относительно каждого продуктивного интервала.

В задачу настоящего изобретения ставится повышение эффективности добычи газа из многопластовой залежи угля за счет увеличения площадей вскрытия продуктивных пластов и оптимизации процессов гидроразмыва пластов.

Эта задача решается тем, что в способе оборудования фильтровой скважины, заключающемся во вскрытии продуктивных пластов и опробовании добывающей скважины, оборудовании фильтровой колонной и инструментом для гидроразмыва, бурении вспомогательных скважин и оборудовании их фильтровой колонной, в гидроразмыве пластов и закачивании гравийной смеси, согласно изобретению перфорацию фильтровых колонн вспомогательных скважин выполняют поинтервально с перекрытием мощности каждого продуктивного пласта со сторон кровли и подошвы, а гидроразмыв производят в подошве и кровле в интервале наименьшего сопротивления каждого продуктивного пласта.

Кроме того, вспомогательные скважины бурят на глубину, превышающую глубины добывающей скважины.

Сущность изобретения поясняется чертежом.

Способ реализуется следующим образом. Добывающую скважину 1 бурят до кровли верхнего продуктивного пласта, крепят обсадной колонной и цементируют ее. После цементации вскрывают продуктивные пласты и проводят опробование и геофизические исследования, определяют продуктивные интервалы, состав пород кровли, подошвы каждого продуктивного пласта, определяют длину возможных трещин и каверн при заданной мощности насосного оборудования и на оптимальном расстоянии от добывающей скважины 1 бурят по меньшей мере две скважины 2, 3 на глубину, большую глубины добывающей скважины. Перфорацию фильтровых колонн скважин 2, 3 выполняют поинтервально в соответствии с данными опробования и геофизики с перекрытием мощности каждого продуктивного пласта со стороны кровли и подошвы.

Добывающую скважину 1 оборудуют фильтровой колонной и инструментом для гидроразмыва пласта 4, а во вспомогательные скважины спускают откачивающие инструменты 5, 6.

Инструмент для гидроразмыва пласта 4 снабжают в нижней части блокирующими средствами 7, 8, которые вместе с примыкающим участком внутренней полости фильтровой колонны добывающей скважины образуют кольцевую камеру 9 высокого давления, значение которого контролируется манометром 10.

Закачку гравийной смеси в затрубное пространство добывающей скважины 1 производят порциально с высотой порции не менее 60 м, а гравийную смесь подбирают с учетом обеспечения выноса мелких фракций (0,5-2 мм) из вспомогательных скважин в количестве 15-20%.

Перед гидроразмывом пластов производят промывку и уточняют интервалы гидроразмыва, с этой целью промывку производят в режиме гидроразмыва, но только при постоянном перемещении кольцевой камеры 9 от подошвы до кровли каждого продуктивного пласта и по показаниям манометра 10 определяют интервалы наименьших сопротивлений пласта гидроразмыву и наибольших коэффициентов фильтрации.

После выявления оптимальных интервалов гидроразмыва пласта приступают к процессу гидроразмыва пласта поинтервально с выдержкой кольцевой камеры 9 перед интервалами подошвы, оптимальных интервалов продуктивного пласта и кровли. Оптимальное время гидроразмыва устанавливается по показаниям манометра 10 и выносу мелких фракций из вспомогательных скважин 2, 3, откачку которых вначале включают попеременно, а в конечной фазе вместе.

Приведенные операции по гидроразмыву пласта производят с каждым продуктивным пластом, а откачку вспомогательных скважин продолжают до осушения добывающей скважины 1.

Пример осуществленного способа

В процессе разведки месторождения многопластовой угольной залежи на Талдыской пл. Кузбасса была пробурена добывающая скважина № 1 Э глубиной 800 м. После опробования и геофизических исследований были установлены интервалы продуктивных пластов, мощность которых составила от 1 до 8 м.

На расстоянии 20 м в обе стороны от добывающей скважины были пробурены вспомогательные скважины глубиной 850 м.

Фильтровая колонна вспомогательных колонн была выполнена с перфорацией соответственно интервалам расположения продуктивных пластов с перекрытием с двух сторон по 0,075-0,125 м.

Во время промывки было установлено по меньшей мере по одному интервалу оптимального гидроразмыва в каждом продуктивном пласте, при этом давление на манометре снижалось с 8,0 до 6,0 МПА.

После проведения операции по гидроразмыву в оптимальных интервалах подошвы и кровли каждого продуктивного пласта с выдержкой в течение 20-30 мин камеры высокого давления перед каждым интервалом откачку вспомогательных скважин продолжали до полного осушения добывающей скважины и газопроявления.

Увеличение продуктивности скважины составило 5-6 раз.

Источники информации

1. Патент РФ № 2179628, МПК 7 Е 21 В 43/00, 43/04, 20.02.2002.

2. Авторское свидетельство СССР № 1709076, Е 21 В 43/08 30.01.92.