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 рр—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.