Техника и технология капитального ремонта скважин

растает, что вызывает образование новой трещины в другом прослое. Это контролируется на поверхности увеличением ус­ ловного коэффициента Ку (см. формулу VI.3). Затем в поток снова вводят шарики без снижения давления (через специаль­ ное лубрикаторное устройство) для закупорки второй образо­ вавшейся трещины. Таким образом осуществляют двух-, трехили многократный разрыв пласта.

Аналогичным образом производят многократный ГРП с ис­ пользованием временно закупоривающих веществ (например, зернистого парафина). В этом случае после получения первой трещины в скважину вместе с жидкостью вводят временно за­ купоривающие вещества, что приводит к закупорке образовав­ шейся трещины, к повышению давления и разрыву пласта в дру­ гом интервале. Затем в жидкость разрыва вновь вводят заку­ поривающее вещество и добиваются разрыва в новом интерва­ ле. Таким образом осуществляют многократный разрыв. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворя­ ются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выно­ сятся потоком на поверхность (шарики из пластмассы).

Если в скважине общим фильтром разрабатывается несколь­ ко пластов или пропластков, то применяют поинтервальный ГРП, т. е, в заданном прослое. Такой гидроразрыв пласта осу­ ществим, если эксплуатационные объекты изолированы слоями непроницаемых пород (например, глин), имеющих толщину не­ скольких метров, с хорошим перекрытием. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости

вдругие пласты.

Вслучае направленного разрыва интервал, предназначен­ ный для этой цели, разобщают двумя пакерами (сверху и сни­

зу зоны разрыва), после чего проводят разрыв.

Для определения глубины образовавшейся в процессе раз­ рыва трещины в последнюю порцию песка добавляют некоторое количество песка, активированного радиоактивными изотопами. Сравнивая результаты гамма-каротажа по диаграммам, снятым до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравне­ нию с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения, которая и характеризует глубину образовавшейся трещины.

При значительной толщине пласта или при наличии в сква­ жине нескольких продуктивных горизонтов (пропластков) можно провести многократный поинтервальный ГРП путем по­ следовательной перфорации каждого продуктивного интервала, проведения ГРП, последующей засыпки песком этого интерва­ ла, вскрытия перфорацией вышележащего объекта, проведения ГРП в этом интервале и т. д.

На рис. VI.7 показана последовательность многократного поинтервального ГРП в скважине, в которой планируется одно­ временная эксплуатация трех пропластков одним общим фильт­ ром. В этом случае применяют избирательную перфорацию

иижнего пропластка в узком интервале, затем после установле­ ния пакера осуществляют гидроразрыв этого пропластка (см. рис. VI.7, а); применяют избирательную перфорацию среднего пропластка в узком интервале, засыпают песком скважину в интервале нижнего пропластка и проводят гидроразрыв средне­ го пропластка (см. рис. VI.7, б); применяют избирательную пер­ форацию верхнего пропластка в узком интервале, засыпают песком средний пропласток и 'проводят гидроразрыв верхнего пропластка (см. рис. VI.7, в). После этого промывают скважину до забоя, применяют избирательную перфорацию всех интерва­

жидкости разрыва, объем жидкости-песконосителя, концентра­ цию песка в ней и количество песка.

О б ъ е м ж и д к о с т и р а з р ы в а устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным при плотных поро­ дах (при вскрытой толщине пласта не более 20 м) объем жид­

20 м — на каждые 10 м толщины количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1—2 м3.

Если пласт сложен из слабосцементированных пород, то ко­

где Qп— количество закачиваемого песка, кг; С — концентрация этеска в жидкости, кг/м3.

Концентрацию песка в жидкости-песконосителе определяют

падения зерен песка, м/ч (эта скорость зависит от вязкости жид­ кости и определяется опытным путем).

Для заполнения трещин при ГРП используют кварцевые этески с размерами зерен 0,5—0,8 мм.

К о л и ч е с т в о п е с к а Qn для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. При определении Qn учитывают

<>арда, загущенные растворы соляной кислоты и др.). Углеводо­

родные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы — в нагнетательных.

Жидкость разрыва выбирают в соответствии с геолого-экс­ плуатационной характеристикой скважины, т. е. с учетом вязко­ сти и фильтруемости, а жидкости-песконосители — с учетом ее способности удерживать песок во взвешенном состоянии.

На практике в качестве рабочей жидкости (жидкости разры­ ва, жидкости-песконосителя и продавочной) широко использу­ ют эмульсии (гидрофобную и гидрофильную водонефтяную, нефте-керосинокислотную и др.). Рабочая жидкость должна удовлетворять следующим требованиям: не снижать абсолют­ ную и фазовую проницаемости породы; не содержать механиче­ ских примесей, а при соприкосновении с пластовыми жидкостя­ ми и породой пласта не образовывать нерастворимых осадков; обладать стабильной вязкостью в условиях обрабатываемого пласта в процессе проведения ГРП.

В качестве жидкости-песконосителя в соответствии с харак­ теристикой пород пласта рекомендуется применять вязкие, слабофильтрующиеся жидкости, обладающие минимальной или быстро снижающейся фильтруемостью, а в качестве продавоч­ ной— сырые, маловязкие нефти или воду, обработанную ПАВ. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать ма­ лой вязкостью и способствовать отмыву пласта от жидкостипесконосителя.

Песок при ГРП применяют для закрепления трещин и сохра­ нения их высокой проницаемости после разрыва пласта и сни­ жения давления.

Чтобы удержать трещину в раскрытом состоянии, песок должен быть хорошо отсортирован, не содержать пылеватых, илистых, глинистых и карбонатных частиц, а также обладать достаточной прочностью и не разрушаться во время сжатия (смыкания) трещины. Поэтому твердость песка должна быть выше твердости пород пласта.

ВИБРООБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

Виброобработка — процесс воздействия на призабойную зо­ ну с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплиту­ ды. Процесс вибровоздействия отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор — генера­ тор колебаний давления.

Вибратор — гидравлический механизм золотникового типа состоит из двух соосных цилиндров с короткими косыми верти­ кальными прорезями. Наружный цилиндр — золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному коле­ су. Истечение жидкости из него происходит под некоторым уг­ лом к касательной, вследствие чего создается реактивный мо­ мент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При

Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнени­ ем посторонними водами. В таких случаях в результате виброюбработки удается восстановить первоначальный дебит сква­ жины.

До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.

До начала работ проводят следующее:

а) определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ; б) рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей

(нефти и воды) и ожидаемых давлений; в) определяют потребное число агрегатов, их типы, разраба­

тывают схему их расстановки (применительно к условиям кон- -кретной скважины);

г) намечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости при виброобработке скважин лрименяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси зтих жидкостей из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.

ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты н призабойную зону скважин применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышен­ ной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов (Кенкияк в Эмбенской области, Усинское в Коми АССР, Узень и Жетыбай на п-ове Мангышлак, Катанглы на о. Сахалин, о. Артема в Азербайд­ жанской ССР и др.).

Кроме того, на длительно разрабатываемых месторождениях но мере дегазации залежей также повышаются вязкость и плот­ ность нефти в пластовых условиях, нарушаются условия фазо­ вого равновесия в пласте, нефть становится малоподвижной, вяз­ кие пленки ее обволакивают песчаники породы, затрудняя про­ движение жидкости из отдаленных зон пласта к забоям добы­ вающих скважин. При неизменном снижении температуры пла­ ста и нарушении фазового равновесия выпадают частицы пара­ фина, смол и асфальтенов, закупоривающие поровое простран­ ство пласта. В результате снижаются дебиты скважин.

Последовательному уменьшению температуры пласта способ­ ствуют проводимые на промыслах процессы по поддержанию лластовых давлений закачкой холодной воды, промывок сква­ жин холодной водой и т. д. Холодная вода, большое количество которой попадает в призабойную зону скважин, снижает темпе­ ратуру этой зоны, ухудшая ее термодинамическое состояние и затрудняя условия притока нефти.

Рис. VI.9. Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении

ля (удлинения) колонны 2 НКТ, шарнирного устройства 4 и стволового шарнира 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колон­ ны и паропровода от парогенератора в скважине. Стволовой шарнир предназначен для компенсации температурных дефор­ маций, а также для компенсации действия возможного момента сил от подводимого паропровода.

пакер, если отсутствуют специальные устройства для компенса­ ции температурных удлинений колонны НКТ. По схеме (см. рис. VI.8, б) добавляют катушку 5. Эту схему применяют при закачке пара с пакером или без него со специальными устрой­ ствами для компенсации температурных удлинений.

Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске до­ полнительной изолирующей колонны.

Э л е к т р о т е п л о в а я о б р а б о т к а . Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Однако электропрогревом вследст­ вие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть более или менее значительную зону (в радиусе до 1 м).

При нагнетании теплоносителя радиус зоны прогрева состав­ ляет 10—20 м, но при этом в пласте вода, пар или конденсат могут взаимодействовать с глинистыми компонентами и ухуд­ шить проницаемость.

Для периодической электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (pHC.VI.9). Состоит она из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 КТГН-10, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП5 с лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ-157-Е,

итрех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе мон­ тируют станцию управления 1 и автотрансформатор 2. В комп­ лект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажима

идва транспортировочных барабана.

Э л е к т р о н а г р е в а т е л ь (рис. VI.10) представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. По­ требляемая мощность такой печи — 13 кВт, масса— 125 кг.

пуске скважины после обработки, к. п. д. циклических обрабо­ ток призабойной зоны оказывается, примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Сопоставление результатов электропрогре­ ва и циклической закачки пара по большому числу скважин по­ казало, что в процессе обработки паром на получение 1 т до­ полнительно добытой нефти расходуется в среднем 333 тыс. кДж, а во время электропрогрева— 120 тыс. кДж, т. е. при обработке паром расходуется в 2,8 раза больше теплоты, чем при электро­ прогреве.

В целом работы по прогреву призабойной зоны' носят мест­ ный характер и существенно не влияют на повышение средней температуры пласта.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ)— это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой по­ верхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жид­ костей, например, нефть — вода) вследствие адсорбции этих ве­ ществ.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает его концентрацию в объеме раствора. Благода­ ря этому процессами, происходящими на границе раздела фаз, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют преж­ де всего как деэмульгаторы-разрушители нефтяных эмульсий. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых 'скважин; пре­ дотвращения отрицательного влияния воды и других промывоч­ ных жидкостей на физико-химические свойства пород продук­ тивного пласта при ремонтных работах; повышения производи­ тельности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обрабо­ ток скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содер­ жатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие сниже­ ния поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) умень­ шается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесня­ ются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.