Глава VI

Глава VI.

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

И ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

И ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных .скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т. д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последую-_щен_ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т. д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т. д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия — соля но-кислотна я обрабогка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальте-

288

ны), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на ПЗС и т. д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин. Силами этих бригад проводятся следующие работы: 1) кислотные обработки скважин; 2) гидравлический разрыв пласта (ГРП); 3) вибровоздействие на призабойную зону скважин; 4) тепловое воздействие на ПЗС; 5) обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ) и др.

СОЛЯНО-НИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев (фильтров), призабойной зоны, НКТ от солевых, пара-финисто-смолистых отложений (термокислотные обработки) и продуктов коррозии при освоении скважин с целью их запуска, а также для увеличения проницаемости пород.

При взаимодействии соляной кислоты и карбонатных пород происходят следующие реакции:

для известняков

СаСО3 -f 2HC1 = СаС1„ + Н2О + СО2,

ДЛЯ ДОЛОМИТОВ

CaMg(C03)2 -f 4HC11= CaCI2 + MgCI2 + 2H2O + 2СОг.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами —дву-хлористый кальций (СаС12) и двухлористый магний (MgCb) — хорошо растворимые в воде, а также остаток непрореагировавшей кислоты при промывке скважины извлекаются на поверхность. Углекислый газ (ССЬ) в зависимости от давления либо растворяется в воде, либо выделяется в виде свободного газа и легко удаляется из скважины.

Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно, и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Концентрированную соляную кислоту разбавляют водой до заданного содержания НС1 (рабочий раствор) на месте ее хранения (базе) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию (т. е. различное содержание

289

Таблица VI.1

Плотность при 15 °С, кг/м3 Массовая доля HCI, % Содержание НС1 в 1 м3, кг Плотность при 15 °С, кг/м3 Массовая доля НС1, % Содержание НС! в 1 м3. кг

1030 5,15 0,063 1105 20,97 0,232

1035 7,15 0,074 1110 21,92 0,243

1040 8,16 0,084 1115 22,85 0,255

1045 9,16 0,096 1120 23,82 0,267

1050 10,17 0,107 1125 24,78 0,279

1Q55 11,18 0,118 ИЗО 25,75 0,291 ~

1060 12,19 0.129 1135 26,70 0,302

1065 13,19 0,140 1140 27,60 0,315

1070 14,17 0,153 1145 28,61 0,328

1075 15,16 0,163 1150 29,57 0,340

1080 16,15 0,174 1155 30,55 0,353

1085 17,13 0,186 1160 31,52 0,366

!090 18,11 0,197 1165 32,49 0,379

1095 19,06 0,209 1170 33,46 0,391

1100 20,01 0,220 1180 35,39 0,404

НС1 в воде), необходимо определить количество воды, потребное для ее разбавления до заданной концентрации.

Объем концентрированной товарной кислоты VT, необходимый для получения объема Ур рабочего раствора заданной концентрации (в м3), определяют по формуле

р — 100 зт— 1500

(VI.1)

где рт — плотность товарной кислоты, кг/м3; р — плотность готового рабочего раствора, кг/м3 (находят по табл. VI.1, исходя из заданного содержания (концентрации) НС1 в рабочем растворе).

Зная объем концентрированной товарной кислоты, нетрудно определить количество воды, необходимое при смешивании с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной концентрации:

x = Vn — V (VI.2}

Л. — v р v т,- \v i'*-j

где х—количество воды, необходимое для разбавления товарной кислоты до нужной концентрации, м3.

Раствор заданной концентрации приготавливают следующим образом.

Соответственно расчету в емкость наливают воду, добавляют ингибитор, стабилизатор и техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев этого реагента, что контролируют анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают и далее дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

290

Добавки ингибитора, стабилизатора, хлористого бария и ин-тенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.

К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, добавляют следующие реагенты.

1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавляют в количестве до ] %,

В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%);уни-кол (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижают коррозионную активность соляной кислоты от 7—8 (формалин) до 20 раз (катапин А).

2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на границе нефть — нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты.

В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, ОП-10, ОП-7 и др.

3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария;

H2S04 4- ВаС12 = BaSO4 -f 2HG1.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaS04) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

В качестве стабилизатора используют уксусную и плавиковую кислоты.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником-—гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоянии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют стабилизаторы — уксусную (СН3СООН) и плавиковую (фтористоводородную— HF) кислоты.

Различают следующие разновидности кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные •обработки; обработки под давлением; пенокислотные; серийные; лоинтервальные (ступенчатые); кислотоструйные (гидромониторные); термохимические и термокислотные.

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложения из лластовъгх вод, а также для очистки

19* 291

Рис. VI.1. Схема кислотой

отки скважины соляной

фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостовиком в интервале продуктивного объекта, освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.

Кислотная ванна отличается от других видов солянокислот-ных обработок тем, что объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом раствор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16—24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.

Скважины с открытым стволом обычно обрабатывают кислотным раствором с содержанием НС1 от 15 до 20%, а обсаженные скважины— раствором с содержанием НС1 от 10 до 12%. В качестве промывочной жидкости применяют воду.

Простые кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задав-ливанием кислоты в пласт.

Подготовка скважины заключается в удалении с ее забоя пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов коррозии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких часов (кислотная ванна). Затем кислоту вымывают обратной промывкой.

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в следующем {рис. VI.1). Вначале закачивают нефть или воду (см. рис. VI.1, а), затем при открытом кране на отводе за-трубного пространства — расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем

292

Таблица VI2

Порода

Объем раствора НС1, м'/ч

при первичных обработках

при вторичных обработках

Гранулярная малопроницаечая тонкопористая

Гранулярная высокопроницаемая Трещиноватая

0,4—0,6

0,6-1,0 0,6—0,8

0,6—1,0

1,0—1,5 1,0—1,5

первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта (см. рис. VI.1,6). После этого закрывают кран на отводе за-трубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. VI.1,0). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой (см. рис. VI.I, г).

Объем рабочего раствора соляной кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химического состава пород и числа предыдущих обработок. Рекомендуемые средние объемы кислотного раствора на 1 м обрабатываемого интервала пласта (кислота 8—15%-ной концентрации) для карбонатных пород, установленные на основании имеющегося опыта по обработкам, приведены в табл. VI 2.

Для последующих обработок объем кислотного раствора увеличивают на 20—40% или повышают концентрацию рабочего раствора.

Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки ее в пласт находился только в пределах интервала ствола, выбранного для обработки.

Важное условие успешности солянокислотных обработок — срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдержки: при оставлении последней порции кислоты в открытом стволе скважины —от 8—12 до 24 ч; при задавливании кислоты в пласт с температурой забоя 15—30 °С — до 2 ч, с температурой от 30 до 60 °С — 1 — 1,5 ч.

Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путем для каждого эксплуатационного объекта на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдержки его в пласте.

Кислотные обработки под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработ-

293

ках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными обработкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта Этот вид обработки проводят с применением пакера.

При открытом кране на отводе затр\бного пространства и непосаженном пакере в скважину закачивают кислоту в объеме тр\б и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущность этого вида обработок заключается в том, что в призабой-ную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо-распределительной будки ГВРБ) и аэратор Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. VI 2

Аэратор (рис. VI.3) предназначен для перемешивания раствора соляной кислоты с возд>хом (аэрации) и образования пены. Чтобы получить пен;,, к раствору кислоты добавляют ОД-— 0,5% ПАВ от объема раствора при средней степени аэрации, т е объема возд>ха в к\бических метрах на 1 м3 кислотного раствора в пределах 15—25 м3. В качестве ПАВ применяют сульфанол, ОП-7, ОП-10, катапин, дисолван и др. Пенокислот-

Рис. V1.2. Схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке скважины

/ — компрессор, 2 — кислотный агрегат, 3 — аэратор, 4 — крестовина, 5 —обратный клапан

294

/ 2

Рис. VI.3. Аэратор:

/ — гайка под трубы, 2 — переводник, 3 — корпус, 4 — труба для воздуха, 5 — центратор, 6 — фланец с прокладкой, 7 — труба для кислотного раствора

ная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:

1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что приводит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон пласта и их приобщению к дренированию;

2) кислотная пена обладает меньшей плотностью (400— 800 кг/м3) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине и низких пластовых давлениях;

3) содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что. призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5—10 сут с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки — последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки,

Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

295

Обработки, проводимые через гидромониторные насадки (сопла). В этом случае растворяющее действие активной кислоты и механическое разрушающее действие струи большого напора способствуют: очистке стенок скважины от цементной и глинистой корок; разрушению и удалению плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.

При таких обработках необходимо обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.

Термохимические обработки — обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счет теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.) в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработки применяют для очистки призабойной зоны скважин от ас-фальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термо кислотные обработки — комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической)—обычная (простая) солянокислотная обработка,

Термохимическую обработку наиболее целесообразно применять в скважинах при температуре забоя не более 40 °С.

При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется 18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется и выделившимся теплом (18,9 МДж) нагревается до температуры 308 °С. Оптимальным для обработки считают такое соотношение количества магния и соляной кислоты, при котором остаточная концентрация НС1 составляет 11 —12%, а температура кислотного раствора на выходе из наконечника 75—80 °С. Такое соотношение (при температуре на забое скважины 20—30 °С) достигается, если на 1 кг магния приходится

Таблица VI 3

Температура, "С Количество 15%-ного НС! (в л) на количество магняя (кг) Остаточная концентрация НС1, °„

1 40 № 80

100 60 2400 3600 4800 10.5

85 70 2800 4200 5600 11,0

75 80 3200 4800 6400 Л, 4

60 100 4000 6000 8000 12,2

296

от 70 до 100 л 15%-ной соляной кислоты. В табл. YI.3 приведены данные о необходимых количествах кислоты.

Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают против обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого перерыва 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

Обычно в наконечник загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивают от 4 до 10 м3 15%-ного раствора HCI.

Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как по мере прокачки кислоты через наконечник непрерывно изменяется масса магния в нем, поверхность контакта с кислотой, температура, концентрация кислоты и т. д.

Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения. Если давление на глубине установки реакционного наконечника превышает 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде стружки. Следует учитывать, что чем больше давление, тем мельче и тоньше должна быть магниевая стружка. Если давление ниже 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде брусков или круглого сечения. При этом чем ниже давление, тем больше может быть площадь поперечного сечения этих брусков. Так, при давлении до 1 МПа используют бруски с площадью 10— 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого из них была 1—5 см2.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. Когда давление превысит гидростатическое примерно в 1,5—2,5 раза, произойдет разрыв или расслоение пласта, т. е. расширятся естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается из призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины.

Создание в ПЗС одной или нескольких трещин, проникающих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению прони-

297

цаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению >словнй притока жидкости.

ГРП применяют для: а) увеличения продуктивности нефтяных (газовых) и приемистости нагнетательных скважин;

б) регулирования притоков и приемистости по продуктивной толщине пласта;

в) создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах

Различают три основных процесса ГРП а) однократный, б) многократный, в) направленный (по-интервальный).

При однократном разрыве предполагается образование одной трещины в продуктивной толщине пласта, многократном— нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной толщине пласта; направленном — образование трещин в заранее предусмотренных интервалах толщины пласта.

До начала работ по ГРП определяют глубину забоя скважины, при необходимости промывают ее для удаления забойной пробки Затеи скважину исследуют на приток. Иногда для снижения давления разрыва и повышения эффективности процесса применяют гидропескоструйную перфорацию, солянокислотную обработку или • перестрел интервала фильтра Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) давления пре-' вышают допустимые для обсадных колонн, то в скважину на НКТ спускают пакер, изолирующий кольцевое пространство и предохраняющий колонну от давления. Пакер спускают с якорем—устройством, предупреждающим смещение пакера по колонне (рис. VI 4), и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Устье оборудуют головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания рабочих жидкостей (рис. VI.5 ) Процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов (рис. VI.6)

1) закачки в скважину жигдкости разрыва для создания трещины в пласте; 2) закачки г*<идкости-песконосителя; 3) закачки продавочной жидкости для проталкивания песка в трещины и предохранения их от смыкания.

По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта При это** непрерывно наблюдают за дав-298

Рис. VI.4. Схема расположения подземного оборудования при ГРП-

/ — обсадная колонна; 2 — НКТ 3 — якорь, 4 — пакер 5 — продуктивный пласт, 6 — хвостовик

Рис. V1.5. Схема расположения оборудования при ГРП

/ — насосные агрегаты 4\Н-700, 2 — пескосмесительные агрегаты ЗПА 3 — автоцистерны ЦР 20 с технологическими жидкостями, 4 — пе-сковозы, 5 — блок манифоль-дов высокого давления, 6 — арматура устья 2АУ-700, 7 —станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры радиосвязь)

лением и расходом жидкости на устье Момент разрыва на поверхности отмечается резким увеличением расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при одном и том же давлении на устье или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе Обычно о моменте гидроразрыва судят по условному коэффициенту

где Q~ расход жидкости, м3/с; ру — давление на устье, МПа.

При резком увеличении Ху в процессе закачки жидкости разрыва происходит гидроразрыв пласта.

После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость- песконоситель — вязкую жидкость, смешанную с песком (180—400 кг песка на 1 м3 жидкости), которая

299

Рис. VI.6. Схема ГРП:

/ — нагнетание жидкости разрыва // — нагнетание жидкости-песконосителя; /// — нагнетание продавочной жидкости- / — глины; 2 — нефтяной пласт

под воздействием продавочной жидкости (маловязкой углеводородной жидкости) проталкивается в НКТ и в пласт.

Общую продолжительность процесса гидроразрыва (в часах) можно определить по формуле

".-r-V^n-fV'iip

(VIA)

где Ур — объем жидкости разрыва, м3; Ужп — объем жидкости-песконосителя; УПР — объем продавочной жидкости, м3; Q — средний расход жидкости, м3/ч.

Потребное число агрегатов устанавливают, исходя из подачи одного агрегата qSF и максимального расхода Qmax жидкости в процессе ГРП с учетом одного резервного агрегата:

В неглубоких скважинах для разрыва пласта жидкость обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.

При большой толщине продуктивного пласта проводят многократный разрыв, т. е. несколько разрывов в пласте за одну операцию.

Многократный ГРП с применением упругих пластмассовых шариков или закупоривающих материалов. Вначале проводят ГРП по обычной технологии, а затем в нагнетаемый поток жидкости вводят пластмассовые шарики диаметром 12—18 мм и плотностью, примерно равной плотности нагнетаемой жидкости. Один шарик может перекрыть одно перфорационное отверстие. Потоком жидкости шарики устремляются в те перфорационные отверстия, где скорость потока наибольшая (против интервала разрыва), упираются в них и перекрывают отверстия. Тем самым достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое воз-