17 МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ

ЗОНУ ПЛАСТА

Призабойная зона скважины – участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины. Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кальматантов.

Необходимость в проведении обработки призабойной зоны пласта возникает в следующих случаях:

- в нефтедобывающих скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

- в нефтедобывающих скважинах для повышения (интенсификации) их производительности;

- при очистке фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти;

- при очистке фильтра в призабойной зоне скважин от образований, вызванных процессами ремонта скважин;

- при удалении образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

- инициирование других методов воздействия на призабойную зону пласта.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. Обработку призабойной зоны проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями

Технологию и периодичность проведения обработок обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

17.1. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА (СКО)

Основным обьектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы – известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции:

- при воздействии на известняк:

2HCl+CaCO₃=CaCl₂+H₂O+CO₂

- при воздействии на доломит:

4HCl+CaMg(CO₃)₂=CaCl₂+MgCl₂+2H₂O+CO₂

Хлористый кальций (CaCL₂) и хлористый магний (MgCl₂) – хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO2) при пластовом давлении растворяется в воде.

Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м3/м, для скважин, обработанных неоднократно, удельный расход должен составлять до 1,5м3/м. Необходимый объем кислотного состава для каждой скважины расчитывается индивидуально.

Расчет объема кислотного состава производится по формуле:

V к.с. = π Н m (R²_об – r²_ск)

Где: V ²к.с. – потребный объем кислотного состава, м³;

Н - толщина обрабатываемого интервала, м;

m - пористость (эффективная) пород в долях единиц;

R_об - радиус (глубина) обработки,. м; определяется по радиусу загрязненной зоны, который в свою очередь определяется по кривым КВД;

r_ск - радиус скважины, .м.

Значение параметров, Н, m и R_об в формуле определяется для каждого конкретного случая, при этом:

Н принимается равной эффективной толщине продуктивных отложений вскрытых данной скважиной и определяется по данным каротажа;

m- принимается равной величине эффективной пористости для каждого из разрабатываемых объектов.

R_об. определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований и соответствует глубине поврежденной зоны пласта. В связи с отсутствием детальных исследований до кислотной обработки, величина R_об. задается по опыту.

С целью снижения реакционной способности кислоты по отношению к породе и увеличения таким образом глубины ее проникновения, концентрация кислоты выдерживается в пределах 12%. Этот прием позволяет также облегчить продвижение продуктов реакции в удаленные зоны пласта, за пределы ПЗП. Кроме того, кислота менее активна по отношению к металлу насосно-компрессорных труб. При концентрациях соляной кислоты более 15% нейтрализованный раствор соляной кислоты получается более вязким, что затрудняет его удаление из пор пласта.

В связи со сравнительно небольшим содержанием карбонатного материала в терригенных отложениях большинства продуктивных пластов ОАО «ЮНГ» (до 4%), солянокислотная обработка (СКО) редко применяется как самостоятельный вид обработки, чаще сочетается с другими видами работ. Более предпочтительной для условий пластов ОАО «ЮНГ» ввиду высокого содержания в них алюмосиликатного глинистого материала, низкой проницаемости и необходимости воздействовать именно на скелет породы является глинокислотная обработка (ГКО).

17.2.ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА (ГКО)

Глинокислотой называется смесь соляной и плавиковой кислот. Особенностью глинокислотной обработки является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом цемента породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактирующих материалов:

H₄Al₂Si2O₉+14HF=2AIF₃+2SiF4+9H₂O

Образовавшийся фтористый кремний, реагируя с водой образует по мереснижения кислотности раствора студнеобразный гель.

Реакция плавиковой кислоты с кварцем, из которого состоят зерна песчаника, протекает настолько медленно, что не представляет практического интереса:

SiO₂+4HF=2H₂O+SiF₄

Для предупреждения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной. При этом концентрация соляной кислоты выдерживается в интервале 8-10%, копает рация плавиковой- не выше 3%.

При взаимодействии плавиковой кислоты-с карбонатами происходит образование нерастворимого осадка фтористого кальция.

При глинокислотных обработках существуют требования к жидкости находящейся в скважине. Недопустимы глинокислотные обработки в скважинах, заглушенных хлористым кальцием. Плавиковая кислота вступает в реакцию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осадка, способного ухудшить проницаемость призабойной зоны. Обработка возможна только в водной среде, нефтяной среде или в растворе хлористого аммония.

При взаимодействии хлористого натрия с плавиковой кислотой образуется фтористый натрий, растворимость которого в воде составляет 4г/100 г воды. Учитывая, что концентрация плавиковой кислоты не превышает 3%, допускается применение перед глинокислотной обработкой в качестве жидкости глушения растворов хлористого натрия.

При приготовлении раствора глинокислоты следует учитывать, что товарная плавиковая кислота имеет начальную концентрацию 30-40%.

Приготовление глинокислоты возможно с использованием бифторид-фторал аммония. При этом концентрация соляной кислоты применяется более высокой, т.к. часть ее расходуется на разложение фторида аммония. Существенным моментом, ограничивающим применение глино-кислотной обработки, является опасность при транспортировке плавиковой кислоты, трудоемкость приготовления её и технологии применения в связи с высокой ее ядовитостью. Для замены фтористо-водородной кислоты предлагается бифторидфторид (БФФА) аммония.

Выпускается БФФА промышленностью в полиэтиленовых мешках, обёрнутых крафт-бумагой, что позволяет легко и безопасно его транспортировать на удалённые участки и хранить длительное время.

Обработка смесью соляной кислоты и БФФА терригенных пород коллекторов дает лучший результат, чем их обработка глинокислотным раствором, так как еще больше замедляется скорость реакции, и кислота в активном состоянии проникает глубже в пласт, расширяя радиус обработки пласта вокруг ствола скважины.

Опыты по растворению в смеси HCI и БФФА терригенных порол (песчаников и алевролитов) показали, что увеличение концентрации NH₄FHF в HCI так же как и увеличение концентрации самой HCI, приводит к увеличению скорости растворения терригенных пород. При этом концентрацию БФФА можно увеличивать до концентрации соляной кислоты, применяемой при обычных солянокислотных обработках, однако наиболее оптимальным соотношением является состав: 8-12%НС1+4% (не более) БФФА. Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8% НС1 следует взятьраствор соляной кислоты 13% и на каждый кубический метр такой кислоты необходимо истратить 71кг товарного бифторидфторид аммония с обычным содержанием фтора 56% и кислотностью 23%.

Порядок расчета ингредиентов

для приготовления глинокислоты

Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших обьсмов плавиковой кислоты в раствор соляной. Основной раствор соляной кислоты с заданной концентрацией рассчитывается на основании таблицы 17.1.

Плотность растворов соляной кислоты различных концентраций при 15⁰С.

Таблица 17.1.

Плотность, г/см³	Концентрация НС1, %	Содержание НС1 в 1 л, кг	Плотность г/см³	Концентрация НС1, %	Содержание НС1 в 1 л, кг
1,003	5,15	0,063	1,105	20,97	0,232
1,035	7,15	0,074	1,110	21,92	0,243
1,040	8,16	0,084	1,115	22,85	0,255
1,045	9,16	0,096	1,120	23,82	0,267
1,050	10,17	0,107	1,125	24,78	0,279
1,055	11,18	0,118	1,130	25,75	0,291
1,060	12,19	0,129	1,135	26,70	0,302
1,065	13,19	0,140	1,140	27,66	0,315
1,070	14,17	0,152	1,145	28,61	0,328
1,075	15,16	0,163	1,150	29,57	0,340
1,080	16,15	0,174	1,155	30,55	0,353
1,085	17,13	0,186	1,160	31,52	0,366
1,090	18,11	0,197	1,165	32,49	0,379
1,095	19,06	0,209	1,170	33,46	0,391
1,100	20,01	0,220	1,180	35,39	0,418

Примечание: обычная концентрация товарной кислоты составляет 24-28%.

Количество исходной (товарной) кислоты, необходимое для получения 1 м³ рабочего кислотного раствора с заданной концентрацией (указанной в плане работ), рассчитывается по формуле:

V = А / Ат

Где: V – объём исходной (товарной) соляной кислоты в м³ для приготовления1 м³ рабочего кислотного раствора с заданной концентрацией

А – содержание в килограммах 100% НС1 в 1 литре с заданной концентрацией;

Ат– содержание в килограммах 100% НС1 в 1 литре товарной соляной кислоты.

Основой для расчета добавки плавиковой кислоты являются данные таблицы 17.2.

Количество 100% HF (А в кг) необходимое для получения 1м^З глинокислоты с содержанием в % HF в солянокислотном растворе с заданной плотностью р (соответствующей по таблице 17.1. заданной концентрации соляной кислоты) находят из выражения:

А = 10*а*р;

Чтобы выразить в удобных для практических условий объемах, по таблице 17.2. для фтористоводородной кислоты по плотности или процентному содержанию находят содержание HF в имеющейся товарной плавиковой кислоте (Ат в кг/л).

Плотность раствора плавиковой кислоты различных концентраций при 15⁰С

Таблица 17.2.

Плотность, г/м^З	Концентрация НF, %	Содержание НF, в 1 л, кг	Плотность, г/м^З	Концентрация НF, %	Содержание НF, в 1 л, кг
1,0069	2,320	0,023	1,1239	32,78	0,368
1,0139	4,040	0,041	1,1326	35,15	0,398
1,0211	5,760	0,059	1,1415	37,53	0,428
1,0283	7,480	0,077	1,1506	39,91	0,459
1,0356	9,200	0,095	1,1598	42,29	0,490
1,0431	10,92	0,114	1,1691	44,67	0,522
1,0506	12,48	0,131	1,1786	47,04	0,554
1,0583	14,04	0,149	1,1883	49,42	0,587
1,0661	15,59	0,166	1,1981	51,57	0,618
1,0740	17,15	0; 184	1,2080	53,72	0,649
1,0820	18,86	, 0,204	1,2182	55,87	0,681
1,0901	21,64	0,236	1,2285	58,02	0,713
1,0983	24,42	0,268	1,2390	60,17	0,746
1,1067	27,20	0,301	1,2497	62,32	0,779
1,1152	29,98	0,334	1,2605	64,47	0,813

Необходимый объем товарной плавиковой кислоты для приготовления 1м³ раствора глинокислоты находят по формуле:

V = А / Ат

Пример расчета добавки плавиковой кислоты

Необходимая концентрация соляной кислоты в глинокислотной смеси - 10%. По таблице 17.1. определим плотность кислотного состава с такой концентрацией – р = 1,05. Концентрация плавиковой кислоты, выбранная исходя из изучения минералогического состава породы а = 3%, тогда:

А=10*3*1,05 = 31,5 кг.

31,5 килограмма чистой HF необходимо для приготовления 1м^З 3% раствор глинокислоты. Товарная плавиковая кислота, поступившая на предприятие, имеет концентрацию 40%. По таблице 17.2. найдем содержание чистой HF в 1 литре товарного продукта: - 0.45 кг/л.

Тогда необходимый объем товарной плавиковой кислоты для приготовления 1м³ раствора глинокислоты составит:

vt = 31,5 / 0,459 = 68,6 кг.

Порядок приготовления глинокислоты.

- в ёмкость залить воду, на 100-200 литров на каждый кубический метр результирующей кислоты меньше, чем расчетный объем воды;

- залить расчетное количество уксусной кислоты;

- залить расчетное количество ПАВ и ингибитора;

- залить расчетное количество соляной кислоты;

- только после этого залить расчетный объем плавиковой кислоты;

- долить оставшуюся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора.

Химические реагенты и оборудование,

применяемые при кислотных обработках.

Ингибированная соляная кислота

В соляной кислоте, используемой при воздействии на призабойную зону скважин, должны отсутствовать или содержаться в допустимых количествах примеси соединений железа, серной, фтористоводородной и фосфорной кислот, наличие которых при взаимодействии кислоты с породой приводит к образованию осадков в поровом пространстве коллектора.

Особенность действия вредных примесей заключается в том, что они хорошо растворимы в соляной кислоте и в её растворе, приготовленном для закачки в пласт, но после нейтрализации кислоты за счет взаимодействия с породами пласта они не могут удержаться в растворенном состоянии и выпадают в виде осадков.

Ингибированная соляная кислота должна выпускаться в соответствии с требованиями ТУ 6-01-714-87.В зависимости от технологии получения ингибированная соляная кислота выпускается двух марок:

Марка А - ингибированная соляная кислота из абгазов хлорорганических производств;

Марка Б - ингибированная соляная кислота из абгазов фторорганических производств.

Ингибированную соляную кислоту получают ингибированием ингибиторами ПБ-5, В-2, КИ-1 или другими ингибиторами. Массовая доля ингибитора в кислоте должна находиться в пределах (0,3 - 1,2)%. Марку и концентрацию ингибитора следует согласовать с потребителем.

Ингибированная соляная кислота по своим физико-химическим свойствам должна отвечать требованиям и нормам, указанным в таблице 17.3.

Физико-химические свойства ингибированной соляной кислоты

Таблица 17.1.

Наименование показателя	Норма для марок
Наименование показателя	Марка А ОКП 2121630200	Марка Б ОКП 2121630300
Внешний вид	жидкость от светло-жёлтого до коричневого цвета
Массовая доля хлористого водорода, % в пределах	20-30	20-23
Массовая доля железа, % не более	0,03	0,03
Массовая доля мышьяка, % не более	0,015	0,015
Скорость растворения стали 08КП по ГОСТ 1050-74, при 20°С, г/м*ч, не более	0,20	0,20
Массовая доля фтористого водорода, %, не более		0,5

Ингибированную соляную кислоту транспортируют:наливом в железнодорожных и автоцистернах в соответствии с Правилами перевозки опасных грузов автотранспортом; упакованную в бочки - в крытых железнодорожных вагонах повагонными оправками согласно Правил перевозки опасных грузов ч.2, раздел 42. Резервуары для длительного хранения ингибированной соляной кислоты у потребителя и изготовителя должны быть футерованы диабазовой плиткой на кислотостойкой силикатной замазке.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота применяется для растворения частиц силикатного материала цементирующего и скелетного вещества терригенных продуктивных коллекторов, поглощенных в процессе бурения или ремонтов глинистого или цементного растворов, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется
только в смеси с соляной, при этом раствор соляной кислоты обеспечивает повышение кислотности среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как соляная кислота с соединениями кремния практически не реагирует. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором оптимальных концентрацией НР в смеси и удельного расхода смеси.Удельный объем и состав глинокислоты подбирается опытным путем, при этом по совокупности исследований за оптимальное количество составных частей в глинокислоте считают: содержание НР - от 3 до 5 % и содержание НС1 - от 8 до 10 %, а удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3- 0,4 м на 1 м толщины (мощности) пласта.

Качество технической плавиковой кислоты регламентируется техническими условиями ТУ 608-236-77 по следующим основным показателям:

- с содержание фтористого водорода (НF ) -%, не менее – 30,0;

- содержание кремнефтористоводородной кислоты- %, не более - 8,0;

- содержание серной кислоты -%, не более - 2,5.

Предупреждение: При отборе проб плавиковой кислоты использовать только пластиковую посуду.

Уксусная кислота

Уксусная кислота (СН₃СООН) применяется как реагент замедляющий взаимодействие соляной кислоты с карбонатной составляющей породы, и как стабилизатор кислотных растворов, предупреждающий выпадение в поровом пространстве пласта объемистого осадка гидрата окиси железа.

Введение 4-5 % от общего количества кислотной смеси уксусной кислоты в 4-4,5 раза замедляет скорость нейтрализации основной части кислотного раствора карбонатной породы пласта. Дозировка уксусной кислоты для стабилизации кислотного раствора от выпадения железистых осадков определяется содержанием железа в рабочем кислотном растворе и составляет:

- при 0,01 - 0,1 % железа - 1,0% СН₃СООН;

- при 0,1 - 0,3% железа -1,5% СН₃СООН;

Уксусная кислота производится по ГОСТ 6968-76.

Сульфонол

Сульфонол - синтетическое поверхостно-активное вещество, представляющее собой гомогенный при 60°С водный раствор натриевых солей алкилбензолсульфокислот, полученных на основе линейного алкилбензола.

Применяется для процессов интенсификации нефтедобычи - нефтеотмывающий агент, компонент кислотных систем в технологиях обработки призабойной зоны пласта.. Сульфонол должен быть изготовлен в соответствии с требованиями ТУ 2481-004-48482528-99.

СИНОЛ-Кам

СИНОЛ-Кам - водный раствор смеси катионных и амфолитных поверхостно-активных веществ и добавок, понижающих температуру замерзания.

СИНОЛ-Кам - применяется для глушения скважин, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также работ по повышению нефтеотдачи пластов. В случае замерзания продукта перед использованием его выдерживают при температуре (20 - 50) °С до размораживания и перемешивают. После размораживания продукт не теряет потребительские свойства.

СИНОЛ-Кам изготавливается в соответствии с ТУ 2482-001-48482528-98.

Гидрофобизатор «НЕФТЕНОЛ ГФ»

Гидрофобизатор «НЕФТЕНОЛ ГФ» - водный раствор четвертичных аммониевых солей. Применяется в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой твердых поверхностей породы (водоотталкивание) при обработке призабойных зон и глушении скважин.

Гидрофобизатор «НЕФТЕНОЛ ГФ» должен быть изготовлен в соответствии с требованиями 2484-035-17197708-97.

17.3.ГИДРОРАЗРЫВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются прежде всего по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины.

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина

Удержание трещины в раскрытом состоянии.

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва.

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта.

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :

1)Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью" ридрораз-рыв - лучший способ повышения продуктивности.

2)Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЖИДКОСТИ

Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе.

По своему назначению жидкости различаются на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочную жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в тоже время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине.

По физико-химическим свойствам жидкости разрыва делятся на жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

Выбор той или иной жидкости разрыва зависит от температуры пласта, подвергаемого разрыву, поскольку вязкость жидкости, стойкость геля и эмульсии, а также другие физико-химические свойства зависят от температуры. Для увеличения вязкости и уменьшения фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, применяют соответствуюшие добавки. Такими загустителями для углеводородных жидкостей разрыва служат соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей, например (битум, асфальтит, нефтяной гудрон или отходы нефтепереработки). В качестве жидкостей разрыва нефтедобывающих скважин получили распространение эмульсии типа кислота или вода в углеводородах, которые можно причислить и к первому и ко второму типу, смотря по тому, что является дисперсной и дисперсионной средами эмульсий.

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино - кислотные, нефте - кислотные и водонефтяные эмульсии. Эти жидкости наиболее часто используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей - песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфитспиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза). При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании.

Жидкости-песконосители также изготавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей песконосителей используют те же жидкости, что и для разрыва пласта. Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов.

При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем.

В качестве жидкости - песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие ей свойства хорошего растворителя при введении различных облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее время около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость - песконоситель до забоя скважины.В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления.Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок размером от 0.5 до 1.2 мм. Обычно в первые порции жидкости - песконосителя замешивается более мелкая фракция (0.5 - 0.8мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.

В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м³), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последние время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха. Плотность стеклянных шариков примерно равна плотности кварца, т.е. 2650 кг/м³, но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м³.

В настоящее время современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/м³ жидкости. Однако применяются как большие, так и меньшие концентрации.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ГРП

Подготовительные работы к проведению ГРП включают в себя:

Обследование скважины, состоящее из проверки крепи в интервале ГРП методом АКЦ, а также наличии перетоков и технического состояния эксплуатационной колонны с помощью промыслово-геофизических исследований путем снижения уровня компрессором или специальным оборудованием (свабом). При проведении работ по обследованию обязательно собирается материал об искусственном и текущем забое и привязка материала перфорации по локатору муфт и гамма - каратажу. Материалы по обследованию скважин, выполняемые силами НГДУ, должны иметь срок давности не более трех месяцев. Силами УКРС обследование проводится только после проведенного сложного ремонта, связанного с фрезерованием и ударными нагрузками на инструмент.

Тестирование скважины. На первом этапе геологической службой НГДУ подбираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются:

- пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой;

- скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с окружающими;

- скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные, с неравномерной приемистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).

ГРП проводить не рекомендуется:

- в нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков, горизонтов ближе 20 м;

- в первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения;

- при интенсивной закачке;

- в скважинах, зонах, достигших проектной выработки;

- при наличии межпластовых перетоков.

Подготовка инструмента, труб и

подземного оборудования

Весь инструмент и оборудование, включая колонный скребок, пакер ГРП, устьевую головку ГРП, комплект НКТ - 89х5,5, паспортизируется. В паспорте отображается наработка комплекта или оборудования и проведенные ремонты.Комплект труб НКТ 89х5,5 после проведения 10 гидроразрывов переопрессовывается и отбраковывается. После восстановления резьб комплекты НКТ переукомплектовываются.

Подготовка скважины

Перед ГРП пакер должен устанавливаться в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ на скважину. Интервал установки пакера должен обрабатываться скребком. Доставка пакера на куст осуществляется группой подготовки ГРП в специальном контейнере. Пакер доставляется с навернутым опрессовочным седлом. Перед пуском пакер соединяют на мостках с патрубком, не вынимая пакер из контейнера. Специальный контейнер снимают с пакера после подъема НКТ в вертикальное положение. Спуск пакера должен осуществляться на НКТ-89 мм с допустимым внутренним давлением не менее 700 МПа. При спуске (подъеме) пакера в скважину скорость не должна превышать 0,25 м/сек.

Спуск пакера должен производиться с точным замером и отбраковкой труб, очисткой и смазкой резьб. Опрессовка НКТ должна производиться на давление, указанное в плане работ на ремонт скважины. Давление в НКТ при опрессовке наблюдается в течение 5 минут. Допускается снижение давления на 0,1 МПа. Посадка пакера как гидравлического, так и механического типа производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации пакеров. При оборудовании устья скважины специальной арматурой, планшайба крепится на все шпильки, проверяется работоспособность задвижек. Лицо, посадившее пакер, заполняет отчет о посадке пакера и делает в вахтовом журнале и паспорте на ГРП краткое описание проведенной работы.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Гидроразрыв пласта осуществляется следующим образом. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спускают НКТ, способные выдержать это давление. Выше кровли пласта или пропластка, в котором намечается произвести разрыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе. Более объективным показателем, характеризующим момент ГРП, является коэффициент поглотительной способности

k_п = Q / (P_з - P_п),

где: Q - расход нагнетаемой жидкости; Р_п - пластовое давление в районе данной скважины; Р_з - давление на забое скважины в процессе ГРП.

При ГРП происходит резкое увеличение k_п. Однако вследствие трудностей, связанных с непрерывным контролем за величиной Р_з, а вследствие того, что распределение давлений в пласте - процесс существенно не установившийся, о моменте ГРП судят по условному коэффициенту k.

k = Q / P_у

где Р_у - давление на устье скважины.

Резкое увеличение k в процессе закачки также интерпретируется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой величины.

После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте раскрытом состоянии. Жидкости-песконосители проталкивают в НКТ и в пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая жидкость.

Для проектирования процесса ГРП очень важно определить давление разрыва Р_р, которое необходимо создать на забое скважины.

Накопленный большой статистический материал по величине давления разрыва пласта Р_р по различным месторождениям мира и при различных глубинах скважин, который говорит об отсутствии четкой связи между глубиной залегания пласта и давлением разрыва. Однако все фактические значения Р_р лежат в пределах между величинами полного горного и гидростатического давлений. Причем при малых глубинах (менее 1000 м) Р_р ближе к горному давлению, а при больших - к гидростатическому.

План проведения ГРП

Заглушить скважину.

Провести ПГИ для определения состояния эксплуатационной колоны и профиля притока.

Произвести скребкование и промывку.

Установить устьевую головки для ГРП.

Спустить пакер на НКТ 89 и распакеровать его.

Опрессовать затрубное пространство на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Подготовить площадку и разместить оборудование для ГРП.

Произвести ГРП.

ГРП должно проводиться только в светлое время суток.

Руководителем ГРП проводится инструктаж по безопасному ведению работ, включающий:

порядок проведения опрессовки нагнетательной линии;

порядок работы при ГРП, проектные параметры ГРП;

вопросы пожарной безопасности;

порядок действий при аварийной ситуации или пожаре;

указания путей эвакуации людей и техники при чрезвычайной ситуации;

сообщения количества присутствующих на ГРП людей;

уточнение расположения рабочих мест и ответственность за объекты;

уточнение возникших вопросов.

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

Литература(Разное)

17 МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ

ЗОНУ ПЛАСТА