Концентрация растворов кислоты

Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее объема, давления при обработке, тем­пературы на забое, характера пород и других факторов. Для кис­лотных обработок объем и концентрация раствора кислоты плани­руются для каждого месторождения и каждой скважины индиви­дуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объ­ем—0,4—1,5 м³ на 1 м обрабатываемой мощности пласта; кон­центрация 12—16% НСl, с уменьшением ее в отдельных случаях до 8% и увеличением до 20%.

Наименьшие объемы кислоты в 0,4—1,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницае­мых карбонатных пород при малых начальных дебитах скважин. Для этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора—с 15—16% НС1, а при отдельных обработках—20% НС1.

Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высо­кой проницаемости следует планировать 1,0—1,5 м³ раствора кис­лоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта. Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с не­большими объемами раствора кислоты (0,4—0,6 м³ на 1 м мощ­ности) при сниженной до 8,0—10%-ной концентрации кислоты.

При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального.

ТЕХНИКА КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты накосом или само­теком, если пластовое давление низкое.

Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют кислотную ванну. При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав­шую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверх­ность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна способствует предупреждению попадания за­грязняющих материалов в пористое пространство пласта при по­следующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необхо­димое оборудование и спрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

Примерная схема размещения оборудования для закачки солянокислотного раствора в пласт показана на рис. 175. При кис­лотных обработках в основном применяют агрегат Азинмаш-30, смонтированный на шасси высокопроходимой автомашины (КрАЗ-257). Агрегат имеет гуммированную цистерну емкостью 8 м³, состоящую из двух отсеков—один емкостью 2,7 м³, другой емкостью 5,3 м³. Кроме того, для транспортирования дополнитель­ного объема кислоты агрегат снабжен емкостью на прицепе объ­емом 6 м³, состоящей из двух отсеков по 3 м³ каждый. Этот агретат оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом одинарно­го действия, который при плунжере диаметром 100 мм может на первой скорости поднимать давление до 50 МПа при теоретической производительности 2,5 л/с; на пятой скорости этот агрегат име­ет теоретическую производительность 10.8 л/с при давлении 11 МПа.

В скважинах, в которых возможно установить циркуляцию, процесс обработки производится по следующей схеме.

Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают цирку­ляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кис­лоты рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кров­ли пласта. После этого закрывают за­движку на отводе из затрубного прост­ранства и остатки кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью. Нагнетать кислоту в пласт необходимо с макси­мально возможными скоростями. После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кисло­ты с породой, после чего вводят сква­жину в эксплуатацию.

Рис. 175. Размещение обо­рудования для закачки кис­лотного раствора в пласт:

1 — емкость для нефти; 2 — ем­кость для солянокислотного раствора; 3— насосный агрегат; 4 — скважина

Для наиболее дальнего проникнове­ния соляной кислоты вглубь пласта, что повышает эффективность обработок, применяют пенокислотные обработки.

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кис­лота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены. Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1) замедляется растворение карбонатного материала в кислот­ной пене, что способствует более глубокому проникновению актив­ной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дрени­рованию удаленные от скважины участки пласта, ранее недоста­точно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400—800 кг/м³) и их повы­шенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздей­ствием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давле­ниях;

3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагиро­вавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющемся во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора (рис. 176).

В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воз­духом и образование пены.

Рис. 176. Обвязки оборудования при пенркислотной обработке скважин:

1—компрессор; 2 — кислотный агрегат; 3—аэратор; 4—крестовина; 5 — обратный клапан

Степень аэрации, или объем воздуха в м³ на 1 м³ кислотного раствора, обычно принимается в пределах 15—25.

При пенокислотных обработках применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин-А, дисольван и др. Оп­тимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кис­лоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора.

Порядок обработки скважин кислотой следующий. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктив­ного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колон­ны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавля­ют 1—1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт за­качивают 10—15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту—смесь 3—5%-ной плавиковой кис­лоты с 10—12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, по­сле чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реак­ции.

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

В скважинах, снижающих свою производительность из-за от­ложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолисгых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горя­чей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка—процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при которой этот раствор нагревается, за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо вещество во второй фазе термокислотной обработки, следующей без под­рыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Известно много веществ, которые вступают в экзотермически реакцию с соляной кислотой (каустическая сода, карбид кальция, алюминий и др.), однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.

При взаимодействии соляной кислоты с алюминием, хотя и выделяется тепла больше, чем при реакции с магнием, продут г ее в виде объемистой массы гидрата окиси алюминия выпада к'! в осадок. Даже небольшие примеси алюминия приводят к сильны осадкообразованиям и закупориванию пор пласта.

Количество тепла, выделяемого при растворении магния в соляной кислоте, определяется из уравнения (для одного моля Мg)

Мg + 2НС1 + 2Н₂О = МgС1₂ -+ Н₂О + Н₂ + 470 кДж. (236)

Из этого уравнения видно, что при растворении в кисло г 1 грамм-молекулы магния, равной 24 г по весу, выделяется 470 кДж тепла; при растворении 1 кг магния выделяется тепла в количестве 18,9 МДж.

Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом (18,9 МДж) был бы нагрет до температуры 308 °С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т.» к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния.

Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рациональным будет такое соотношение кислоты к магнию, чтобы конечная температура раствора после реакции была в пределах 75—80 °С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75—80 °С и в то же время была бы еще достаточно активной (10—12%-ной концентрации) для реакции с породами пласта.

Опытным путем найдены следующие качественные показатели получающиеся при полном растворении магния в 15%-ной кислоте.

Количество 15%-ной кислоты, л

увеличение температуры раствора, ⁰С

остаточная концентрация кислоты, %

9,6

10,5

11,0

11,4

12,2

12,7

Учитывая, что температура кислотного рас­тра перед реакцией равна 10—30 °С, можно мять как оптимальное соотношение от 70 до О л 15%-ной кислоты на 1 кг магния при расчетной температуре раствора после реакции от до 90 ⁰С и остаточной концентрации НС1, равный 11—12,2%.

При расчете режима закачки кислоты необходимо располагать данными о том, за какое время контакта кислоты с магнием произойдет снижение концентрации ее до заданной, например с 15%-ной концентрации до 11,0 или 12,2%-ной. Очевидно, что чем большее количество кислоты реагирует с одним и тем же количеством магния, тем больше времени потребуется для снижения ее концентрации и, наоборот, чем больше площадь контакта кислоты с магнием, тем быстрее идет реакция, быстрее снижается концентрация кислоты.

Опытным путем найдено, что 1 см³ 15%-ной кислоты при контакте с 1 см² поверхности магния снизит свою концентрацию до 11,5% за 10 с; 2 см³ кислоты при воздействии на такую же поверхность снизят концентрацию до 11,6% 15 с и, наконец, 4 см³ кислоты снизят концентрацию до заданной за 25 с.

Рис. 177. Реакци­онный наконечник

Для проведения термокислотной обработки магний в виде прутков или стружки загружа­йся в специальный реакционный наконечник (рис. 177), который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины.

Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответствующее количество соляной кислоты.

Верхняя труба 3 наконечника через переводник 2 крепится к муфте насосно-компрессорных труб. Эта труба (контактный ствол наконечника) заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раствором. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пласти­к-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.

Для дегазации горячего раствора, поступающего в нижнюю трубу, в муфтовом соединении между верхней и нижней трубами устанавливается воронка-газоотборник 5. Для удаления освобож денного газа (водорода) в верхней части нижней трубы под муф­той просверливают четыре—шесть отверстий диаметром 3 мм в один ряд по окружности трубы. В нижней части нижней трубы на шпильках устанавливается термометр-самописец 8 для записи тем­пературы во время процесса. Для защиты от действия горячего раствора термограф помещают в железный кожух.

Недостатком описанной конструкции реакционного наконечни­ка является то, что для доставки его к забою скважины и обрат­ного извлечения приходится производить трудоемкие и продолжительные операции по подъему и спуску колонны насосно-компрессорных труб.

Осуществление термокислотной обработки скважин без трудо­емкой операции по подъему и спуску насосно-компрессорных труб

возможно при использовании вставных реакционных наконечников, спускаемых в скважину на насосных штангах.

Термокислотная обработка скважин осуществляется в следую­щем порядке. Наконечник загружают стержнями магния и опуска­ют на подъемных трубах или штангах в скважину. После про­ведения всех подготовительных работ в трубы прокачивают нефть при максимальной подаче насоса. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают 15%-ный солянокислотный рас­твор, со скоростью в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой (термохимической) фазы обработки, нагнетают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

Скорость закачки кислотного раствора для первого этапа об­работки (термохимического) подбирают таким образом, чтобы при прохождении раствора через наконечник концентрация его снизи­лась бы до заданного значения, а температура повысилась бы до 75—98 °С. Это необходимое, хотя и трудно выполнимое условие.

Сложность заключается в том, что условия, определяющие про­цесс взаимодействия кислоты с магнием, при прокачке ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирую­щая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет рас­чет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим про­качки кислоты через наконечник со стружечным магнием во вре­мени определяется на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обра­ботках.

Термохимический процесс может совмещаться не только с про­стыми обработками и обработками под давлением, но и с кислотоструйными. Для этого применяют специальные наконечники с профилированными соплами.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупно-зернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать тре­щине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполнен­ные крупнозернистым песком, высокопроницаемы; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в не­сколько раз.

При разрыве фильтрующейся в пласт жидкостью механизм об­разования трещин можно представить в следующем виде.

В каждой сцементированной горной породе имеются естествен­ные микротрещины, которые под действием горного давления, т. е. давления, создаваемого залегающими выше породами, плотно сжаты. Проницаемость таких трещин незначительна. Под давле­нием, создаваемым в скважине при нагнетании жидкости, послед­няя фильтруется в первую очередь по зонам наибольшей проница­емости, в том числе в естественные трещины. При этом между пропластками по вертикали создается разность давления, так как в более проницаемых пропластках и трещинах давление будет боль­ше, чем в мало- или практически непроницаемых. В результате возникает усилие, действующее на кровлю и подошву проницаемо­го пласта; вышележащие породы подвергаются деформации, и на границах пропластков образуются трещины или же расширяются уже имеющиеся микротрещины.

При использовании нефильтрующейся жидкости механизм раз­рыва пласта становится сходным с разрывом толстостенных сосу­дов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрую­щейся жидкостью давление разрыва обычно бывает значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями.

Раньше считалось, что давление разрыва пластов должно пре­вышать горное давление, создаваемое массой пород. Практически оказалось, что чаще всего давление разрыва бывает меньше, чем горное давление, и равно 1,5—2,5 гидростатического давления в скважине, т. е.

(237)

где р_р—давление разрыва, Па; Н—глубина скважины, м.

Рис. 178. Схема гидравлического разрыва пласта

I—нагнетание жидкости разрыва; II—нагнетание жидкости-песконосителя; III — нагнетание продавочной жидкости. 1 — глины; 2 — нефтяной пласт

Причину образования трещин при давлении, меньшем горного давления, акад. С. А. Христианович объясняет пластическими де­формациями глин и глинистых пород в процессе бурения скважин залегающих в кровле или в самом продуктивном пласте. Предпо­лагается, что глины «вытекают» в скважину после их вскрытия под действием лежащих выше пород. Это приводит к возникновению «разгружающих сводов» в зоне пластов, охваченных пластической деформацией, и вследствие этого вертикальное горное давление оказывается уменьшенным вблизи скважины.

Операция гидравлического разрыва пласта состоит из следую­щих последовательных этапов (рис. 178): I) закачка в пласт жид­кости разрыва для образования трещин в пласте; II) закачка жидкости-песконосителя; III) закачка жидкости для продавливания песка в скважину.

Для проведения этих операций заранее устанавливают качест­во и объем рабочей и продавочной жидкостей, количество песка и его концентрацию в рабочей жидкости.

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии эти жидкости объединяют под одним названием— жидкость разрыва. Жидкости разрыва применяют в основ­ном двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные раство­ры. Иногда применяют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах; к ним относятся сырая нефть повышенной вязкости, мазут или его смесь с нефтями, дизельное топливо или сырая нефть, загущен­ные нафтеновыми мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах; к ним относятся вода, водный раствор сульфитспиртовой барды, рас­творы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Выбор жидкости разрыва определяется в основном такими ее параметрами, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

При слишком малой вязкости жидкости разрыва для достиже­ния давления разрыва требуется закачка в пласт значительного объема жидкости, поэтому необходимо большое число одновремен­но работающих насосных агрегатов. При слишком большой вязко­сти жидкости для образования трещин необходимы высокие давле­ния, так как с увеличением вязкости растут потери напора при прокачке жидкости по трубам.

Обычно вязкость жидкости разрыва в зависимости от прони­цаемости пород пласта выбирают в пределах от 50 до 500 сП (от 0,05 до 0,5 Па*с). В отдельных случаях, особенно при закачке жидкости через обсадную колонну, применяют жидкость вязкостью до 1000, а иногда до 2000 сП (до 2 Па*с).

Удерживающая способность жидкости, т. е. способность удер­живать песок во взвешенном состоянии, находится в прямой зави­симости от ее вязкости.

Жидкость разрыва должна обладать низкой фильтруемостью, чтобы она слабо поглощалась стенками трещины; это дает воз­можность поддерживать трещины в открытом состоянии и запол­нять их песком при малых объемах закачиваемой жидкости и не­высоких темпах ее нагнетания. Фильтруемость проверяют на при­боре по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см⁵ за 30 мин.

Более вязкие жидкости имеют меньшую фильтруемость. Удов­летворительную фильтруемость имеет большинство мазутов при температуре менее 20 °С, сырые же нефти в основном хорошо фильтруются, поэтому они не рекомендуются для применения при гидроразрыве.

Повышения вязкости и уменьшения фильтруемости жидкостей, применяемых для разрыва пластов, достигают введением в них со­ответствующих загустителей. Такими загустителями для углево­дородных жидкостей являются соли органических кислот, высоко­молекулярные и коллоидные соединения нефтей.

Очень низкой фильтруемостью обладают растворы сульфитспиртовой барды, широко применяемой при гидроразрывах в наг­нетательных водяных скважинах.

Песок для заполнения трещин при гидравлическом разрыве пласта должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах и не разрушаться под давлением пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по составу кварцевый песок. Нежелательно содержание в песке больших примесей полевого шпата, ракушечника, так как они об­ладают меньшей механической прочностью. Окатанность зерен песка способствует лучшему его проникновению в глубь трещин.

Наилучшими для гидравлического разрыва пласта являются пески с крупностью зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известня­ки и доломиты) закачивают больше пес­ка—до нескольких десятков тонн на сква­жину. Большие количества песка закачива­ют также и в рыхлые породы, обычно уже значительно дренированные предыдущей эксплуатацией и склонные к пробкообразованию.

В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, считается целесообразным закачивать в среднем 8— 10 т песка на скважину. В отдельных слу­чаях это количество уменьшают до 4—6 т или, наоборот, увеличивают до 20 т.

Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности и может коле­баться от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости. Повышать концентрацию выше 600 кг/м³ не рекомендуется вследствие затруднений при закачке и быстрого износа насосного оборудования.

Технология гидроразрыва пласта состо­ит -в следующем. Вначале скважину иссле­дуют на приток, определяют ее поглоти­тельную способность и давление поглоще­ния. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидко­сти и давления, необходимые для проведе­ния разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после раз­рыва.

Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев перед гидроразрывом целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наи­лучшим из этих мероприятий является гидропескоструйная пер­форация интервала, намеченного для разрыва. При этом все опе­рации по гидропескоструйной перфорации проводятся теми же средствами и оборудованием, что и сам гидравлический разрыв.

Рис. 179. Расположение подземного оборудова­ния при гидравлическом разрыве пласта:

1 — обсадная колонна; 2-— насосно-компрессорные тру­бы; 3 — гидравлический якорь; 4 — пакер; 5 — про­дуктивный пласт; 6 — хво­стовик

Примерная схема подземного оборудования скважины для гидравлического разрыва пласта приведена на рис. 179.

В промытую, очищенную и проверенную специальным шабло­ном скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм, по которым жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра 1 для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, ко­торый полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вы­шележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гид­равлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия.

Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При на­гнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на Дви­жение насосно-компрессорных труб.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Общая схема обвязки и расположения у скважины обо­рудования для гидроразрыва приведена на рис. 180.

Порядок работ при гидравлическом разрыве пласта следующий.

1. В подготовленной и оборудованной скважине производят гид­ропескоструйную перфорацию (если это предусмотрено планом работ); освобождают пакер, вымывают шариковый клапан гидро-пескоструйной насадки; производят вторичную посадку пакера.

2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.

3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва. О разрыве пласта су­дят по резкому увеличению приемистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существова­ние в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления.

Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.

4. Закачивают в пласт песок с жидкостью. Последняя порция песка в количестве 100—150 кг должна содержать радиоактивные вещества, чтобы в дальнейшем можно было при помощи гамма-каротажа проверить зоны поглощения песка.

Рис. 180. Обвязка оборудования при гидравлическом разрыве пласта:

1—насосный агрегат; 2—пескосмесительный агрегат; 3 — автоцистерна; 4—песковоз; 5—блок манифольда; 6—арматура устья; 7 — станция контроля и управления процессом

5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при макси­мальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введе­ние в них песка. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть макси­мальной скорости прокачки.

Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны насосно-компрессорных труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта: это приведет к тому, что после снятия давления тре­щина в непосредственной близости к скважине снова сомкнется и эффект от разрыва пласта будет сведен к нулю.

6. Снимают давление в скважине и извлекают остаток песка с забоя (если он там имеется) путем обычной промывки скважины.

На этом операции по гидравлическому разрыву пласта закан­чиваются: нефтяную скважину сдают в эксплуатацию, а из наг­нетательной скважины вымывают закачанную вязкую жидкость.

В неглубоких скважинах разрыв пласта обычно проводят без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсад­ным трубам, во втором—по трубам и затрубному пространству. Такая технология проведения процесса позволяет значительно со­кратить потери давления в скважине при нагнетании жидкости с высокой вязкостью.

В скважинах, имеющих фильтровую зону большой мощности или вскрывших несколько продуктивных пропластков, проводят многократные поинтервальные гидравлические разрывы.

Многократный разрыв нласта можно осуществлять следующими способами.

1. Проводить гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, вре­менно закупоривающие трещину или закрывающие перфорацион­ные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте. В ка­честве закупоривающего материала используются зернистый наф­талин, эластичные шарики из пластмассы и др. При освоении скважин нафталин растворяется в нефти и удаляется из трещины, а шарики выносятся потоком на поверхность.

2. Зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерами или гидравлическими за­творами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.

3. Осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележа­щих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.

В разрезах с большим числом прослоев глин, т. е. с низкой про­ницаемостью по вертикали, весьма желательно создавать верти­кальные трещины, соединяющие продуктивные пропластки. Для образования вертикальных трещин применяют нефильтрующиеся жидкости разрыва. Вертикальные трещины могут образоваться также при нагнетании фильтрующихся жидкостей разрыва с быст­рым повышением жидкости и давления на забое.

При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс спе­циального оборудования, в который входят насосные агрегаты, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, устьевая обвязка, пакеры, якоря и другое вспомогательное оборудование.

ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Основное оборудование: насосные агрегаты 4АН-700, модерни­зированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Агрегаты 4АН-700 и 5АН-700 монтируются на шасси высокопроходимого автомобиля КрАЗ-257. Максимальное давление этих агрегатов 700 кгс/см² (70 МПа) при подаче 6 л/с, при давлении 200 кгс/см² (20 МПа) подача составляет 22 л/с. Двигатель агрегата дизельный с но­минальной мощностью 800 л. с. (588 кВт).

Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные пара­метрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов: силовой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др.

Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа 3 Па или 4 Па, также смон­тированные на высокопроходимых автомобилях.

Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов полностью механизирован.

Пескосмесительный агрегат типа 4 Па имеет грузоподъемность '9 т и производительность 50 т/ч песка. Он оборудован загрузочным шнеком. Этими агрегатами готовится смесь песка с жидко­стью любой заданной концентрации.

Рис. 181. Арматура устья 2 АУ-700

Жидкости разрыва перевозятся большегрузными цистернами, смонтированными на автомобилях МАЗ-500А или КрАЗ-257. Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки 10 т жидкости, авто­цистерны АЦН-7,5 и АЦН-11—для перевозки соответственно 7,5 и 11 т. Эти цистерны снабжены насосами для перекачки жидкости в пескосмесительную установку и вспомогательным оборудова­нием.

При проведении гидроразрыва устье скважины оборудуется ар­матурой типа 1 АУ-700 или 2 АУ-700.

Арматура 2 АУ отличается от 1 АУ габаритными размерами и возможностью подключения ее к 73- и 89-мм подъемным трубам, а также гибкими соединениями отводов.

Арматура (рис. 181) состоит из трубной головки (крестовины) 1 с патрубком 2, устьевой головки 3 с сальником, пробковых кра­нов 4 и других элементов.

Трубная головка рассчитана на рабочее давление 700 кгс/см² (70 МПа) и служит для соединения насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину. Из трех горизонтальных отводов трубной головки к двум через пробковые краны присоединяются напорные линии. Устьевая головка имеет четыре отвода, три из них имеют пробковые краны. К четвертому отводу присоединен манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне.

Все краны арматуры имеют цилиндрические пробки и уплотня­ющие седла и легко управляются под давлением.

Арматура устья 1 АУ-700 и 2 АУ-700 универсальная, ее можно применять не только при гидроразрыве пластов и гидропескоструй­ной перфорации, но и при кислотных обработках, промывках пес­чаной пробки, цементировании и других операциях, проводимых с нагнетанием жидкостей по заливочным трубам и обсадной колонне.

В процессе гидравлического разрыва пласта обычно применяют несколько насосных агрегатов. Для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, который состоит из напорного и приемно-раздаточного коллектора, комп­лекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все это оборудование смонтировано на шасси трехосного автомобиля ЗИЛ-131 повышенной проходимости или на шасси автомобиля ЗИЛ-157К.

Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соедине­ний из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

ПАКЕРЫ

Пакеры-разобщители применяют для различных целей: при гидравлическом разрыве пласта для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от его верхней части, при раздельной эксплуатации нескольких пластов для их разобщения, для перекрытия де­фектов в эксплуатационной колонне, при ремонтпо-изоляционных работах и т. п.

По способу установки в скважине различают пакеры: с опорой на забой и без опоры на забой, или так называемые «висячие» па­керы. Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преи­муществом этого типа пакеров является простота и надежность конструкций, недостатком—необходимость в дополнительных тру­бах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой—возможность их установки в любом месте эксплуатацион­ной колонны (без хвостовика).

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравличе­ские. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Эти пакеры просты по конструкции и высоконадежны в работе. К недо­статку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например на небольших глубинах их установки.

К гидравлическим относят все пакеры, резиновые элементы ко­торых деформируются и герметизируют колонну за счет перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров— способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см²) и более; недостаток—сравнительная сложность кон­струкции.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внеш­ней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

Пакер механический шлипсовый ПНМШ (рис. 182), применяе­мый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляци­онных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На верх­ний конец штока навинчена головка 1, на нижний—короткий хво­стовик 10. На хвостовик надет фонарь 9, имеющий плашки 8, пру­жины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксирует­ся замком 13 при помощи штифта 12. Пакер опускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на 1—2 оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы опу­скают вниз. При этом фонарь 9 пружинами 11 удерживается в эксплуатационной колонне в верхнем положении.

Конус 7 распирает плашки 8, которые удерживают его в экс­плуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 10 тс, созда­ваемой весом колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение. Дополнительное гидравли­ческое уплотнение является основным преимуществом пакера это­го типа.

Пакер извлекают на поверхность обычным подъемом труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стен­кой колонны нарушается, уплотнительные манжеты разгружают­ся и принимают размеры, близкие к первоначальным.

Промежуточный пакер ППГМ-1 с гидромеханическим управле­нием (рис. 183) состоит из уплотняющего и закрепляющего уз­лов, устройства гидропривода и шарикового клапана.

Пакер без шарика спускают в скважину на необходимую глу­бину на колонне насосно-компрессорных труб. Затем колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода пере­мещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в стволе скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием веса труб уплотнительные элементы сжи­маются и герметично разобщают два пространства в стволе сква­жины. При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана, в результате чего клапан с шариком падает на забой скважины. Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны насосно-компрессорных труб без проведения дополнительных ра­бот. Пакер такого типа применяют в неглубоких нефтяных скважинах при раздельной эксплуатации двух пластов.

Рис. 182. Пакер ПНМШ

Рис. 183. Промежуточный пакер ППГМ-1 с гидромеханическим управлением:

1— уплотняющий узел; 2 — закрепляющий узел; 3 — шариковый клапан; 4 — устройство гидропривода

Рис. 184. Промежуточный пакер типа ППГ-2 с гидравлическим уплотнением:

1— посадочно-ловильный узел; 2—посадочный патрубок; 3 — ловильная гайка; 4—уплотни­тельный узел; 5 — узел гидроцилиндра; 6—закрепляющий узел; 7 — узел посадочного клапана

Пакер промежуточный с гидравлическим уплотнением типа ППГ-2 (рис. 184) применяют в глубоких нефтяных и нагнетатель­ных скважинах. Состоит он из узлов: посадочно-ловильного с по­садочным патрубком и ловильной гайкой, уплотнительного, гидро­цилиндра, заякоривающего и посадочного клапанов.

Пакер без шарика опускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. По достижении места установки производят монтаж наземной арматуры. После освоения скважины в колонну труб сбрасывают шарик и подают давление, под действием кото­рого срабатывает узел гидроцилиндра и происходит заякоривание пакера в стволе скважины. Затем уплотнительные элементы, уве­личиваясь в диаметре, создают герметичное разобщение двух пространств ствола скважины. С увеличением давления в колонне труб срезаются винты клапана, и шарик с седлом падает вниз. После посадки пакер может воспринимать перепад давлений, дей­ствующий на него сверху и снизу.

Конструкция пакера позволяет оставлять его в скважине, мно­гократно отсоединять от него колонну насосно-компрессорных труб и присоединять их к пакеру путем обычного подъема и спуска ко­лонны труб. Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны труб, к нижнему концу которой присоединен ловильный инстру­мент.

ГИДРОПЕСКОСТРУИНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Этот метод перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекаю­щей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жид­кости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня (рис. 185). Жид­кость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне на-сосно-ком1Прессорных труб насосами, установленными у скважины.

Рис. 185. Схема гидро­пескоструйной перфора­ции

Этот способ вскрытия пласта применяют как в новых скважи­нах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Кроме перфорации, гидропёскоструйный метод можно приме­нять для выполнения ряда других работ в скважинах:

создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегча­ющих образование трещин в заданном интервале пласта при осу­ществлении гидроразрывов; солянокислотных обработок или соз­дания водоизолирующего экрана в пласте;

срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;

разрушения металла, дементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине;

расширения призабойной зоны в необсаженной части сква­жины.

 

Рис. 186. Гидроперфора­тор:

1 — хвостовик-перо; 2 — кор­пус; 3 — шариковый клапан; 4 — держатель насадок; 5 — стопорное кольцо; 6 — на­садки; 7 — заглушки

Гидроперфоратор (рис. 186) имеет 10 гнезд для держателей насадок и заглушек. Держатель насадки имеет широкую наруж­ную гайку, которая предохраняет в процессе обработки участок корпуса перфоратора с резьбой от разрушения его отраженной струёй жидкости с песком. По мере износа гаек держатели и на­садки заменяются.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм изго­товляются из абразивостойких сплавов.

Диаметр перфоратора 100 мм. Его можно спускать в скважины, обсаженные эксплуатационными колоннами диаметром 127 мм и выше.

В последних конструкциях гидроперфораторов насадки уста­новлены под углом 2—3° вниз к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи в результате изменения на­правления и снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение корпуса насадок. В зависимости от вида перфорации насадки в перфораторе устанавливают раз­лично. Для вскрытия пласта путем создания горизонтальной круглой щели четыре насадки размещаются в одной горизонтальной плоскости, в остальные гнезда ввинчиваются заглушки.

При созданий диаметрально противоположных вертикальных щелей, насадки размещаются в вертикальной плоскости по две или три с каждой стороны перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе определяются геологопромысловыми условиями.

Гидроперфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах с тщательным промером их до подошвы интервала, подлежащего вскрытию. Над перфоратором устанав­ливают гидравлический якорь или центрирующий фонарь, которые предохраняют перфоратор от осевых или радиальных смещений при прокачке жидкости,

Колонну спущенных труб перед перфорацией спрессовывают на рабочее давление, для чего над перфоратором устанавливается шариковый клапан.

После окончания опрессовки шарик извлекают на поверхность обратной промывкой, т. е. прокачкой жидкости в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных сква­жинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах—воду. В качестве абразивного мате­риала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5—0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50—100 г/дм³.

Темп прокачки смеси жидкости с песком—в пределах 3,0— 4,0 л/с на одну насадку. При таком темпе закачки скорость выхо­дящей из насадки струи жидкости равна 200—300 м³/с, а перепад давления в насадках 18,5—22МПа.

Продолжительность перфорации одного интервала продуктив­ного пласта 15—20 мин. После перфорации предыдущего интерва­ла перфоратор устанавливают в следующем верхнем интервале. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.

Колонна труб, на которой гидроперфоратор спускается в сква­жину, подвержена большим растягивающим нагрузкам от пере­пада давления, создающегося в насадках, от силы тяжести труб и жидкости. Поэтому, чтобы избежать обрыва труб при гидропер­форации, необходимо тщательно выбирать колонну труб для про­ведения процесса. При расчете колонны труб следует исходить из допустимой страгивающей нагрузки для резьбовых соединений.

ВИБРООБРАБОТКА ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону пласта состоит в том, что на забое скважины с помощью вибра­тора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления раз­личной частоты и амплитуды. Виброударные колебания одновременно воздействуют как на физико-механические свойства коллек­тора, так и на поверхностные, капиллярные и другие характери­стики жидкостей и пластовой системы. Эффект вибровоздействия связан со снижением вязкости жидкости и поверхностного натя­жения, с повышением проводимости пластовых систем под влия­нием виброударных волн вследствие образования новых и расши­рения старых трещин и очистки призабойной зоны пласта.

Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускают гидравлический вибратор золотникового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта. Рабочая жидкость прокачивает­ся по трубам и проходя через вибратор генерирует непрерывную серию гидравлических ударов. Создание колебаний осуществляет­ся путем периодических перекрытий потока рабочей жидкости, протекающей через золотниковое устройство вибратора.

Схема гидравлического вибратора золотникового типа (ГВЗ) показана на рис. 187.В корпусе вибратора находится жестко за­лепленный ствол 1—стакан с щелевыми прорезями на образую­щей цилиндра. В донной части ствола имеется цилиндрическое отверстие. На стволе свободно вращается цилиндрический золот­ник 2 с щелевыми прорезями, выполненными под некоторым углом к образующей. На золотнике прорези также сделаны под не­которым углом к образующей, но в противоположном направле­нии к отверстиям в стволе. В результате образуется турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол с косыми прорезями, а рабочим колесом—золотник с направлен­ными под углом прорезями.

Кроме щелевых прорезей, в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие осуществлять запуск золотника при перекрытии ще­лей в стволе. Золотник устанавливается на шариковых опорах 3. Сверху в корпус ввинчивается гайка—переводник для соединения вибратора с насосно-компрессорными трубами. При прокачивании рабочей жидкости золотник за счет ее истечения из щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь, золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравли­ческие удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения золотника и может быть доведена до 30000 в минуту. Гидравлический удар сопровождается резким подъемом давления, что способствует резкому импульсному истечению жидкости из донного отверстия ствола. Кроме этого, периодическое истечение жидкости из щелей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей среде (жидкости).

Сила гидравлического удара зависит от расхода рабочей жид­кости, а также от времени перекрытия ее потока.

При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата (АН-700 и др.) для создания непрерывной струи рабочей жидкости при переключении работы агрегата с одной ско­рости на другую. Устье скважины оборудуется так же, как и при гидравлическом разрыве пласта.

Рис. 187. Гидравличе­ский вибратор золотникового типа

В качестве рабочих жидкостей приме­няют: нефть, раствор соляной кислоты, рас­творы ПАВ и др.

Гидравлический вибратор включается при прокачке рабочей жидкости с неболь­шой скоростью: 5—6 л/с. Такая скорость выдерживается в течение 5—8 мин. В даль­нейшем расход жидкости равномерно уве­личивается при постепенном переходе ра­боты агрегатов с одной скорости на дру­гую.

При виброкислотных обработках забоя начало процесса ведется с открытым затрубным пространством скважины. После восстановления циркуляции жидкости в скважину закачивают кислоту до заполне­ния насосно-компрессорных труб, а затем затрубное пространство герметизируют. За­качивается объем рабочей жидкости и вслед за ней объем продавочной жидкости. С увеличением давления закачки более 40,0 МПа процесс проводят при открытом затрубном пространст­ве, причем рабочая жидкость может быть направлена в резервуар и использована для дальнейшей закачки. Процесс обработки за­боя регистрируется манометром и расходомером.

Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны, т. е. в скважинах, пробуренных с промывкой забоя глинистыми рас­творами и утяжеленными жидкостями, а во время ремонтных ра­бот—водой или растворами ПАВ, а также в скважинах, пласт которых поглотил в процессе строительства глинистый и цемент­ный растворы. Вибровоздействию также рекомендуется подвергать забои скважин, пласт в которых сложен низкопроницаемыми по­родами и содержит глинистые минералы. Более эффективное воз­действие на проводимость пласта следует ожидать в коллекторах с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью.

Вибровоздействие на пласт целесообразно осуществлять так­же в скважинах, где намечено провести кислотную обработку, гид­равлический разрыв пластов, обработку забоя ПАВ для интенси­фикации процесса.

Вибровоздействие не рекомендуется проводить в неисправных скважинах (с нарушенной фильтровой частью, при наличии обры­вов и смятия колонн и т. д.), в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контура, и в скважинах при интенсивном поглоще­нии жидкости и с низкими пластовыми давлениями.

Результаты проведенных виброобработок в различных условиях подтверждает их эффективность (улучшение фильтрационной способности призабойной зоны, повышение дебита и приемистости скважин).

РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ

Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании по­рохового заряда в специальном аппарате (АСГ-105К).

Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интер­вала разных по массе пороховых зарядов (3, 5, 7, 10, 15 кг) позво­ляет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия для образова­ния новых или расширения естественных трещин.

Аппарат АСГ-105К, спускаемый на каротажном бронированном кабеле, позволяет проводить разрыв пласта в скважинах глубиной до 3,5 км, закрепленных обсадной колонной с внутренним диамет­ром 122 мм и более при температурах в зоне разрыва до 100°С.

Разрыв пласта давлением пороховых газов рекомендуется при­менять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продук­тивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых изве­стняков, доломитов и неглинистых песчаников.

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Процесс торпедирования для улучшения притока нефти и газов скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктив­ного пласта. При взрыве торпеды образуются каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от сква­жины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют также при освобож­дении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических пред­метов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных пес­чаных пробок, чистки фильтров и т. п.

Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного или дробящего типа, к ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда—тротил, тетрил, гексоген; из нитратов или эфиров азотной кислоты—ТЭН, нитроглицерин и др.; из сме­сей и составов — аммониты и динамиты.

Взрывные работы в скважинах проводят торпедами несколь­ких типов. Наиболее распространены торпеды фугасные, шнуровые (встряхивающие), кумулятивные осевого действия и кумулятив­ные труборезы.

Заряд торпеды определяется диаметром скважины, назначе­нием взрыва, свойствами ВВ. При торпедировании пластов, сло­женных плотными породами, требуются большие заряды; мягкие породы лучше торпедировать небольшими зарядами.

Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым за­боем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над тор­педой устанавливают пробку (забойку)—жидкую или твердую. В качестве жидкой забойки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердых—песок, глину или цемент.

Торпедирование с применением твердых пробок связано с не­обходимостью проведения длительных работ по очистке скважины. Все работы по торпедированию скважин, так же как и по пулевой, торпедной и кумулятивной перфорации, проводятся геофизически­ми партиями.

Безопасное и безаварийное проведение взрывных работ обеспе­чивается знанием правил обращения со взрывчатыми материала­ми- и техники эксплуатации взрывной аппаратуры. Такие ВВ, как тротил, гексоген и другие, вредно действуют на организм чело­века. Через органы дыхания ВВ может попадать в организм в виде паров или пыли. При соприкосновении с кожей тротил и гексоген легко всасываются через кожу и накапливаются в организме. Во избежание отравления при обращении с тротилом, гексогеном и подобными ВВ в открытом виде (порошок, разрушенные шашки) следует применять ватномарлевые повязки, респираторы и другие средства против попадания ВВ в организм. При работе с такими ВВ для предохранения кожи нужно обязательно пользоваться за­щитными рукавицами.

При обращении с отстрелянными торпедами, в которых могут оставаться частицы ВВ или продукты их разложения (газы), сле­дует соблюдать меры предосторожности. Все электрооборудова­ние должно быть заземлено. Все работы с проводами и другими электродеталями должны проводиться в резиновых перчатках.

ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применя­ют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится па­рафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие со­ставляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафи­на и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухуд­шается фильтрационная способность пласта и продуктивность скважин снижается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отло­жения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электро­нагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродукта­ми, водой и паром, а также путем термохимического воздействия, описанного выше.

Электротеплов а я обработка призабойных зон. Этот способ прогревания призабойных зон скважин осуществля­ется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

Рис. 188. Глубинный электронагреватель:

1 — кабель-трос; 2 — голов­ка электронагревателя; 3 — гидрофланец; 4 — клеммная полость; 5 — трубчатые электронагревательные эле­менты (ТЭН); 6—перфори­рованный кожух; 7 — муфта для установки манометра

Глубинный электронагреватель (рис.., 188) состоит из четырех основных частей:

головки, клеммной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН) и перфорированного кожуха.

В головке электронагревателя размеще­но устройство для крепления бронекабеля. Головка соединяется болтами с гидрофлан­цем.

Нагреватель состоит из трех U-образных трубчатых нагревательных элементов, которые соединены с фланцем. Каждый на­гревательный элемент представляет собой стальную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленой окиси магния. Последние слу­жат электрической изоляцией спирали от металлической трубки, а также являются проводниками тепла.

Снаружи ТЭН защищены от механиче­ских повреждений кожухом. В нижней ча­сти кожуха приварена муфта, в которую ввертывается карман для термометра.

Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и более. На­ружный диаметр электронагревателя 112 мм, длина 3700 мм, масса 60 кг. Макси­мальная мощность электронагревателя 21 кВт, напряжение 380 В.

Для спуска электронагревателя в сква­жину, подъема его и прогрева призабойной зоны применяется самоходная установка СУЭПС-1200 (самоходная установка для электропрогрева скважин глубиной до 1200 м). В последнее время применяют ус­тановки для более глубоких скважин.

Установка СУЭПС-1200 состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины повышенной проходимости, и одноосного прицепа, на котором установлено поверхностное электрооборудование: автотрансформатор и станция управления. В комплект установки входит также вспомогательное оборудова­ние: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, устьевые зажимы и транспортировочные барабаны.

В установке используется кабель-трос типа КТГН-10, предназ­наченный для спуска, подъема и питания электроэнергией глубин­ного электронагревателя. Кабель-трос состоит из трех медных токоведущих жил сечением 4 мм² и трех сигнальных жил сечением 0,5—0,6 мм². Сигнальные жилы предназначены для подключения поверхностной контрольно-измерительной аппаратуры. Наружный диаметр кабель-троса 17 мм, масса 1000 кг/км.

Поверхностное электрооборудование установки предназначена для питания электронагревателя от промысловой сети и управле­ния им в процессе прогрева. Автотрансформатор служит для ком­пенсации падения напряжения, а станция управления—для управ­ления работой глубинного электронагревателя. Ее аппаратура обеспечивает включение и отключение электронагревателя при руч­ном и автоматическом управлении, защиту от коротких замыканий и перегрузок, наблюдение за работой электронагревателя.

Операции по прогреву призабойной зоны скважины осуществ­ляются в следующей последовательности. Установку подают к скважине после окончания работ по подъему глубиннонасосного оборудования, проверки колонны шаблоном, очистки от пробки и других подготовительных работ. Прицеп устанавливают на рас­стоянии 3—5 м от блока управления станка-качалки, к которому подключается электрооборудование установки. Подъемную лебед­ку после отцепления прицепа устанавливают в 15—25 м от устья скважины так, чтобы ось желоба блок-баланса у устья скважины была перпендикулярна оси барабана лебедки. Электронагреватель при помощи ручного устьевого подъемника опускают в скважину, затем устанавливают ролик блок-баланса в рабочее положение и заводят кабель-трос в желоб ролика. Дальнейший спуск электро­нагревателя до заданной глубины производится сматыванием ка­бель-троса с барабана лебедки.

При достижении электронагревателем заданной глубины ка­бель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сма­тывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотранс­форматору. Включают рубильник на блоке управления станка-ка­чалки и автомат на пульте управления. Начинается прогрев при­забойной зоны. Обычно прогрев проводится в течение 3—7 сут.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

Так как призабойная зона интенсивно остывает (темп остыва­ния 3—8 град/ч), продолжительность извлечения электронагрева­теля из скважины и время пуска скважины в эксплуатацию долж­ны быть минимальными. В противном случае расплавленные асфальтосмолистые и парафиновые отложения после снижения тем­пературы снова отвердеют и обработка окажется неэффективной»

Закачка в скважину горючих жидко с те и. Обыч­но для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо или же воду с добавками ПАВ или без них.

Жидкость в объеме до 15—30 м³ нагревают до температуры 90—95 °С паром от паровой передвижной установки (ППУ), а за­тем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того, имеются специальные агрегаты для нагрева и на­гнетания нефти или других рабочих агентов с целью удаления от­ложений парафина. Агрегат 1АДП-4-150 можно использовать так­же для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Нефть из емкости или трубопровода насосом агрегата подается в нагреватель, откуда, нагретая до определенной температуры, она через вспомогательный манифольд нагнетается насосом, смонтиро­ванным на агрегате, в скважину.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции го­рячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середи­ны интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути она расплавляет парафин со стенок эксплуатационной колонны, и, про­никая в призабойну