Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

14.1.2 ВИДЫ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.

Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы.

Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д.

Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,-- раствор более низкой концентрации НС1 (10--12%).

К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2--3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.

В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.

Рис. 14.1. Расположение оборудования при солянокислотной обработке:

1-насосный агрегат типа Азинмаш;

2-емкость для кислоты в агрегате;

3-емкость с кислотой, установленная на прицепе; 4-емкость для кислоты; 5-емкость для продавочной жидкости; 6- устье скважины.

Кислотные обработки. Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис, 14.1. Устье скважины обвязывают с агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин

сырую дегазированную нефть, для нагнетательных -- воду и для газовых -- воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования:

определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состодуктивности.

Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ -- цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др.

Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекоменяния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рис. 14.2.

Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой

1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную -- воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства (положение а).

2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и

забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты

при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).

3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.

По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.

Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8--10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.

При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.

При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (НSО₃НН₂), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97.10, плотностью 2,126 г/см³, температурой плавления 205°С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах.

Коррозионная активность НЗО₃НН₂ при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная.

Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, поставляется в мягкой упаковке и не требует специальных емкостей для хранения. В виде товарного порошка кислота безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попадании на кожу.

Как показали результаты обработок скважин 10--20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8--24 м³, в большинстве случаев с увеличением дебитов нефти в эксплуатационных скважинах увеличилась и поглотительная способность нагнетательных скважин.

Кислотные обработки под давлением. В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».

При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопрошщаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15--30 МПа.

Наилучшие результаты получают при закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70--80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования. Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ: например, в качестве основ эмульсии -- нефти мезозойских отложений Грозненского района, которые удовлетворяют указанным условиям. Вязкость таких нефтей при 20°С составляет 2,5--6,7 сСт, и они содержат незначительное количество асфальтенов (0,1--2,2%) и смол (1,9--4,2%). Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуют использовать термостойкие эмульгаторы:

Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат) -- паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.

Первичные амины -- вязкая жидкость коричневого цвета с характерным запахом, плотностью 0,802 г/см³.

Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхания паров.

3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК -- воскообразноевещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см³.

Диаминдиолеат хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке его в пределах 0,25--1,0% мае. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% мае., а концентрация НС1 в растворе до 20%.

Амины, также хорошо растворяясь в нефти и нефтепродуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60--70%.

Стойкость получаемых эмульсий зависит от концентрации как кислоты, так и добавок эмульгатора. С увеличением концентрации добавок аминов стабильность эмульсии не повышается. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной концентрацией является содержание в ней 15% НС1.

Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют в соответствующих средах: алкиламиды -- в соляной кислоте, а амины -- в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20--30 мин. растворяют в 20--25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13-- 15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м³ кислоты.

После растворения эмульгаторов приготавливают кислотную эмульсию.

На рис. 14.3 показана схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением. С помощью основного агрегата 1 в скважину нагнетается кислота. В одну половину бункера 3 вспомогательного цементировочного агрегата 2 закачивают нефть из емкости 4. Затем насосом 5 перекачивают ее в бункер 6. Как только восстановится циркуляция, в бункер 3 подают малыми порциями кислотный раствор из емкостей 7 и 8. Имея более высокую плотность по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.

Рис. 14.3. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением

После образования эмульсии включают насос цементировочного агрегата 9 и перекачивают эмульсию вновь в бункер 3, Одновременно туда поступает и кислота. Цикл перекачки повторяют несколько раз, пока не получится эмульсия требуемой вязкости, после чего ее закачивают насосом 10 в скважину 11. Вязкость эмульсии определяют вискозиметром. В схеме, приведенной на рис. 14.3, для нагнетания эмульсии в скважину использован один агрегат. Однако в зависимости от приемистости скважины их может быть несколько. Также может быть увеличено и число емкостей, используемых для приготовления эмульсии.

Рекомендуются следующие составы эмульсий:

60% -- 13%-ной НС1 (39% нефти и 1% алкиламидов);

70% -- 15%-ной НС1 (29,75% нефти и 0,25% аминов);

60% -- 15%-ной НС1 (39,5% нефти и 0,5% аминов).

Продолжительность остановки скважины после обработки

от 2 до 8 ч. Периоды стабильности эмульсии от 1 до 4 ч.

Кислотные обработки под давлением рекомендуется проводить следующим образом. Перед обработкой забой скважины тщательно промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15--1,20 г/см³. Если кислотная обработка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.

При закрытом затрубном пространстве в насосно-компрессорные трубы при максимальных расходах закачивают принятый объем эмульсии и продавливают ее водой. Открывают затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки (до поступления из скважины чистой воды) скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию. При обычных солянокислотных обработках скважину сразу же после обработки и промывки вводят в эксплуатацию.

Наряду с обычными солянокислотными обработками и обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10--20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.

При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2--3 м³ кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12--15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5--7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5--7 м³, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.

Применяют также серийную солянокислотную обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3-- 4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5--10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.

Термокислотная обработка скважин. Во многих случаях взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальтенов. Если забой скважины предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электродами. Однако эффективность электродов значительно ниже, чем чистого магния.

Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2--4 см и длиной до 60 см, а в некоторых случаях -- в виде стружки. Между соляной кислотой и магнием происходит следующая экзотермическая реакция с выделением теплоты:

Мg + 2НС1 + Н₂О = МgС1₂ +Н₂О + Н₂^ + 462,8 кДж.

При растворении в кислоте 1 кг магния выделяется 19 МДж теплоты. Для полного растворения 1 кг магния требуется 18,62 л 15%-ного раствора соляной кислоты, которая полностью нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для общей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80--100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.

14.1.3 ОБРАБОТКА СКВАЖИН ГРЯЗЕВОЙ КИСЛОТОЙ

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) НР кислот.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция СаF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокис-лотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной ванны в продуктивные пласты закачивают 10--15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту -- смесь растворов 3--5%-ной плавиковой кислоты с 10--12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:

6НF + SiO₂ = Н₂SiF₆ + 2Н₂О.

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4--8 м³ нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8--12 ч. скважину вводят в эксплуатацию.

На месторождениях Краснодарского края (Анастасиевско-Троицкое) для повышения эффективности глинокислотных обработок применяли газолино-кислотные и газолино-глинокислотные растворы, которые хорошо отмывают АСПО с поверхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат.

Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м³ специального раствора (16--20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16--24 ч. получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты -- от 0,5 до 1,5 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.

14.1.4 УГЛЕКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствуя повышению проницаемости продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обычно в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.

Теплоизоляция емкости позволяет хранить жидкую углекислоту в течение 10 суток при наружной температуре до + 35°С.

Перед закачкой углекислоты эксплуатационную скважину исследуют: определяют коэффициент продуктивности, процентное содержание воды, вязкость нефти и другие параметры. Если на забое образовалась песчаная пробка, скважину промывают и очищают, а затем в эксплуатационной колонне устанавливают пакер на 5--10 м выше верхних перфорационных отверстий. При подготовке нагнетательной скважины определяют ее приемистость, снимают профиль приемистости, если скважина находится под закачкой. Способами прямой и обратной промывки очищают забой и с помощью пакера изолируют продуктивный пласт от колонны.

На рис. 14.4 приведена схема обвязки устья скважины при обработке углекислотой.

После установки пакера определяют его герметичность и приемистость скважины прокачкой нефти цементировочным агрегатом и приступают к закачке углекислоты агрегатом гидроразрыва. Количество углекислоты обычно принимается от 1,2 до 5 т на 1 м эффективной мощности пласта (но не менее 10 т за одну обработку).

Для продавки углекислоты применяют нефть в объеме, равном двукратному объему насосно-компрессорных труб. По окончании продавки углекислоты скважину перекрывают и оставляют на реагирование в течение 12--24 ч.

Порядок проведения работ при обработке углекислотой призабойных зон нагнетательных скважин остается таким же, что и при обработке нефтяных скважин. Только в качестве продавочной жидкости применяют воду, а перед закачкой углекислоты и продавки ее обычно закачивают жидкость, замерзающую при низких температурах

Рис. 14.4. Схема проведения обработки скважин углекислотой:

1-изотермические емкости; 2-агрегат 4АН-700; 3-агрегат ЦА-320; 4-автоцистерна 4АР.

По окончании срока выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она эксплуатировалась до обработки.

Нагнетательные скважины после завершения реагирования через насосно-компрессорные трубы пускают на самоизлив до появления чистой воды, После прямой и обратной промывки от кустовой насосной станции скважину вводят под закачку воды.

Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины (приемистости ее) после обработки, или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины.

14.2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) -- это метод образования новых трещин или расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличиваются фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью.

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горного давления. Образование новых трещин характеризуется резким снижением давления на устье скважины на 3--7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться, как минимум, в 3--4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком. Трещины ГРП в неглубоких (до 900--1000 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких -- вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т. е. наименьшее горное давление.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5--10 т песка при концентрации 50--200 кг/м³) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах г загрязненной призабойпой зоной.

С увеличением количества песка до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100--150 м в длину при ширине 10--20 мм. Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями -- гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента -- керамического проппанта (до 1000 кг/м³), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300--800 кг/м³ в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне б--20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычно составляет 1,5--3 года.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм² применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП -- очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50%.

При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья).

Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и МГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50--100 м) трещины небольшой ширины (3--5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникает ситуации выпадения закрепляющего агента (tip screen out)) или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого («frac pack»). После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями.

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают арматурой, например, 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например, 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м³ либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м³) общей вместимостью 100--300 м³. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320 М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на вход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва (может быть кислота -- кислотный ГРП), которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м³/сут., вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000--3000 м³/сут). Далее нагнетают жидкость-песко-носитель, обычно с концентрацией С_п песка 50--200 кг/м³. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. Затем поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями. Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве Q_пс =10ч20 т,фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта (V_р= 10ч30 м³), жидкость-песконоситель (У_п = 100ч300 м³), жидкость для продавливания в пласт (V_пр) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместимой с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместимой с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и не дорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1--0,3% ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, применение 0,4%-ного водного раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепление трещин песком в количестве до 10 т при концентрации Сп= 100 кг/м³, объеме жидкости 100 м³ и расходе 2000--3000 м³/сут. с применением раствора 0,4%-ного ПАА. Возможно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней с закреплением трещин 24-- 72 т песка по технологии В. Г. Касянчук.

Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (С. В. Константинов) применяют неньютоновские жидкости с 650--1100 с¹ (д = 2100-3500 м³/сут.) и температуре 20°С не менее 8 ч., стабильные (2 ч,) при пластовой температуре. Также б. ВНИИКРнефть предложена рецептура на водной основе содержащая 1-- 2,5% КМЦ, 0,2--0,7% лигносульфата, 0,75--2,1% соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60--150°С. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой ОД--0,3% ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50--70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты. При проектировании и для интерпретации результатов обработки при-забойной зоны большой толщины на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в продуктивные пласты, для чего производят исследования изменения профилей приемистости скважин с изменением давления нагнетания.

Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кривые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кислотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2--4) часов, представляет интерес установление промежутка времени, достаточного для получения в рассматриваемых условиях квазиустановившегося режима поглощения. Многочисленные исследования приемистости показали, что при расходе 225 м³/сут. это время обычно не превышает 8--15 мин., а с увеличением расхода в 2--4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закачки жидкости в скважины. Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах невысок.

Многократное, в 6--10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19--21 МПа по сравнению с приемистостью при давлениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин.

В табл. 14.1 приведены сведения о давлениях начала раскрытия трещин и максимальных давлениях при закачке жидкостей, полученные на основе обобщения опыта гидравлических разрывов пласта и кислотных обработок в процессе проведения работ в Долинском нефтепромысловом районе. Эти давления составляют 0,6--0,85 от полного горного давления, как в Урало-Поволжье и на Северном Кавказе. Средние градиенты давления определены по 20--70 операциям каждого типа.

Градиент давления при кислотном воздействии, как видно из приведенных данных, изменяется в тех же пределах, что и градиент давления начала раскрытия трещин.

Обобщая изложенное, приходим к выводу, что при кислотном воздействии, осуществляемом даже при низких расходах, может происходить раскрытие трещин, обусловливающее проникновение кислоты в пласт не только через стенку скважины, но и через стенки трещин.



Таблица 14.1

Градиенты давления при закачке жидкости на месторождениях Прикарпатья.

Наименование операции	Число обработок	Условия при которых зафиксирован градиет давления нагнетания	Градиент давления нагнетания, 10-2 МПа/м	Градиент пластового давления, 10-2 МПа/м
			пределы изменения	среднее значение
Гидравлический разрыв пласта нефтяных и нагнатательных скважин	61	р=р0 р=р1 р=р2	1,21-2,19 1,42-2,25 1,62-2,26	1,59 1,83 1,91	0,90
То же, только по нефтяным скважинам	41	р=р0 р=р1	1,21-2,02 1,42-2,16	1,57 1,82	0,90
То же, только по нагнетательным скважинам	20	р=р0 р=р1	1,25-2,19 1,52-2,25	1,62 1,85	0,90
Кислотные обработки и разрывы пласта нефтяных скважин	76	р=р2	1,17-2,20	1,56	0,91
То же по нагнетательным скважинам	70	р=р2	1,42-2,00	1,73	0,92

Примечание: 1. Условные обозначения: р₀-давление, зафиксированное в начале раскрытия трещин при коэффициенте приёмистости К=К₀ и расходе около 250 м³/сут; р₁-давление при К=4К₀; р₂-наибольшее давление, зафиксированное при проведении операций. 2 Среднеквадратическое отклонение от среднего значения градиента давления нагнетания в указанных случаях составляет (0,6ч0,25)?10^-2 МПа/м



14.2.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ГИДРОРАЗРЫВА

Для проведения гидравлического разрыва пласта обычно применяют три технологические схемы:

однократный гидроразрыв пласта, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;

многократный гидроразрыв пласта, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной;

Рис. 14.5. График влияния числа эксплуатируемых пропластков на эффективность однократного гидроразрыва.

поинтервальный (направленный) гидроразрыв пласта, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один заранее определенный пласт или пропласток из вскрытых скважиной.

Образование двух или более трещин в пределах вскрытой толщины пласта может произойти и вследствие разрыва пласта по технологической схеме однократного гидроразрыва, если пласт представлен чередующимися пропластками, а давление разрыва приближается к геостатическому (полному горному). Однако методом многократного разрыва пласта принято называть метод преднамеренного образования нескольких трещин.

Практические результаты показывают, что применение технологии однократного

гидроразрыва малоэффективно, особенно в скважинах, вскрывших два и более пла-.

тов На рис. 14.5 приведены обобщенные данные по месторождениям Татарии, Башкирии, Узбекистана, Киргизии и Коми, свидетельствующие о существенном снижении эффективности однократного гидроразрыва с ростом числа пластов, эксплуатируемых скважиной. Как видно из рисунка, эффективность однократного ГРП при гидроразрыве скважин, вскрывших один пласт, составила 76%, двух пластов -- 57,5%, трех -- 50%, а пяти -- 43%. Следует заметить, что этот график получен при обобщении данных гидроразрыва нефтедобывающих скважин, эксплуатация которых велась фонтанным способом. В скважинах, эксплуатирующихся насосным способом, и в нагнетательных скважинах эта тенденция сохраняется, но менее заметна.

На многопластовых месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутриконтурного заводнений, однократный гидроразрыв применяют также для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин. Но поскольку при однократном гидроразрыве трещина развивается лишь в пределах одного напластования и образуется в менее упругонапряженном пласте, то последующая закачка воды может привести к обводнению добывающих скважин по пласту с трещиной к частичному или полному оставлению нефти в пластах, не охваченных закачкой. Это обстоятельство ограничивает применение технологии однократного гидроразрыва для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин.

Многократный гидроразрыв пласта можно проводить двумя способами:

зоны продуктивной толщи разобщаются внутри скважины (пакерами, специальными шариками или отсекателями), и осуществляется разрыв в каждой отдельной зоне;

образованную при однократном гидроразрыве пласта трещину закупоривают специальными веществами, после чего в скважине создают повышенное давление путем закачки жидкости разрыва.

Технология многократного разрыва пласта заключается в следующем. Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом, а затем операцию повторяют.

Применяли многрократный ГРП с временно перекрывающими отверстия перфорации шариками. Внедрение этого способа на отечественных промыслах сопровождалось разработкой технологических схем, обеспечивающих развитие трещин в заданных интервалах продуктивной толщи (рис. 14.6).

С целью управления развитием трещин при многократном ГРП с шариками во ВНИИ предложено контролировать местоположение образованных трещин и эффективность перекрытия по спаду интенсивности излучений, а закреплять трещины песком лишь в заранее выбранных интервалах (см. рис. 14.6). При этом гидроразрыв пластов осуществляется в следующей последовательности:

расходомером или дебитомером определяют приток или поглощение по пластам или пропласткам;

намечают пропластки или интервалы, подлежащие многократному гидроразрыву;

в скважину спускают подземное оборудование и в кровле всех интервалов перфорации устанавливают пакер;

после опрессовки пакера в скважину спускают гамма-спектрометр;

проводят гидравлический разрыв пласта и определяют местоположение трещин;

при образовании трещины в намеченном интервале ее закрепляют. Если трещина образовалась в нежелательном интервале, то ее песком не закрепляют, а интервал перфорации против этой трещины перекрывают эластичными шариками. Гидроразрывы повторяют до создания трещины в заданных интервалах. О степени перекрытия и местоположении трещин судят по характеру кривой гамма-излучений при проталкивании активированного материала.

Рис. 14.6. Схемы гидроразрыва пластов:

1-многократного с помощью перекрытия отверстий перфорации шариками; 2-управляемого в соответствии со спадом интенсивности излучения; 3-поинтервального с глубинными устройствами с шариками и песчаной пробкой; 4-поинтервального с глубинными устройствами с шариками разной плотности; 5-с пакером и с песчаной пробкой; 6-с двумя пакерами; 7-с предварительным инициированием гидроразрыва.

Позже для проведения направленного многократного ГРП с временно перекрывающими отверстия перфорации шариками в НГДУ «Лениногорскнефть» предложено скважинное устройство, представляющее собой цилиндр с перфорированным днищем, который заполняется шариками и спускается на НКТ. Устройство устанавливается в кровле пласта, подвергаемого ГРП. В том случае, когда трещина при ГРП образуется в вышележащих пластах, шарики из цилиндра транспортируются потоком жидкости к отверстиям перфорации против созданных трещин (см. рис. 14.6). Пласты, находящиеся ниже заданного интервала гидроразрыва, по этой технологической схеме перекрываются песчаной пробкой.

Там же предложено устройство для перекрытия нижележащих пластов (см. рис. 14.6), которое заполняется облегченными, временно перекрывающими отверстия перфорации шариками (плавающими).

Для создания трещин в заданных интервалах продуктивной толщи ВНИИ разработаны принципиальные схемы поинтервального гидроразрыва пласта (см. рис. 14.6, 5 и 6). Основным в этих технологических схемах является:

а) предварительное ослабление намеченных зон гидроразрыва перфорацией;

б) временное перекрытие намеченных участков гидроразрыва специальными пакерами или пакером с засыпкой нижележащих интервалов песком.

Эти схемы совершенствовались, главным образом, в направлении отработки технологических параметров ГРП и разработки пакеров и гидрозатворов, отсекающих интервалы гидроразрыва.

В дальнейшем на промыслах применялась схема поинтервального гидравлического разрыва пласта. По этой схеме для изоляции интервала гидроразрыва в кровле пласта устанавливается пакер, а нижележащие пласты или пропластки изолируются. Сущность применения поинтервального гидроразрыва с изоляцией интервалов указанным способом заключается в том, что вначале проводится гидроразрыв нижнего интервала, при этом пакер устанавливают между нижним и вышележащими пластами или пропластками. Затем в скважине создается песчаная пробка, перекрывающая нижний интервал, и при установленном пакере выше следующего интервала проводится гидроразрыв последующего (см. рис. 14.6). Последовательной сменой места установки пакера и засыпкой (изоляцией) участков, охваченных гидроразрывом, во всех продуктивных пластах или в заранее выбранном создаются и закрепляются трещины.

Совершенствование ГРП также связано и с применением технических средств и методов, обеспечивающих развитие трещин в заданных интервалах, чему способствует направленное инициирование трещин (см. рис. 14.6), т. е. создание в породе пласта перед гидроразрывом искусственного нарушения путем перфорации скважины. При последующем гидроразрыве жидкость в образованном нарушении действует подобно гидравлическому клину, и в результате концентрации напряжений создаются условия для направленного развития трещины.

14.3 ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) -- это метод, по которому образовывающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках.

Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие у_сж =10ч20МПа, имеют длину l = 10ч30 см и поверхность фильтрации S = 200ч500 см². Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном вскрытии трещинных коллекторов и после капитального ремонта.

Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемые при кумулятивной перфорации (КП), применяют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увеличивается на 30% при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30--50% -- при разгазировании жидкости азотом, на 40% -- при возрастании перепада давления в насадках ?Р от 20 до 40 МПа.

Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин., то его длина будет медленно возрастать на 20%, а поверхность фильтрации -- на 400% (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2--3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП -- технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.

Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение.

ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации.

Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 14.7) на НКТ спускают пескоструйный аппарат (АП), в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивно-стойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10--15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верх ний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижнии, меньшего диаметра,-- закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника

Рис. 14.7. Схема перфорации в скважине гидропескоструйным методом:

1-обсадная колонна; 2-НКТ; 3-АП; 4-насадка; 5-пласт; 6-каналы ГПП; 7-сальник.

Последовательность работы. Перед процессом ГПП спрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан и определяют гидравлические затраты давления Р_затр. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы направить АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок фракции размером 0,8-- 1,2, реже -- 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом 8--16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25--45 МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок составляет 160--240 м/с.

Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например, 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит в кинетическуюэнергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (трубы, породы) разрушает их.

Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму.

Рис. 14.8. Схема вытекания потока в канал

Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает осевое перемещение и канал принимает форму вертикальной выемки длиной 5--10 см. Движение аппарата обусловлено произвольным колебанием давления (± 2--3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся частицы породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рис. 14.8. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d₀ с начальной скоростью u₀ и образовывающего канал. Скорость u₀ сохраняется на расстоянии от насадки 7₀ < 5d₀, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды.

Вследствие увеличения массы осевая скорость потока снижается от u₀ до u_х. Например, на расстоянии х = 40 d₀ она уменьшается до u_х = 0,1u₀, а сталкиваясь с дном канала, -- u_х = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его. Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так как тогда процесс образования отверстия в колонне длится лишь 1 -- 2 мин. Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце и породе.

Схема образования канала в скважине изображена на рис. 14.9.

Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению:

l_пл=R_ап+l_a+l_t-r_c,

где R_ап -- радиус аппарата, м;

г_с-радиус скважины (по показателям каверномера в интервале формирования отвер стий ГПП), мм;

l_t- глубина канала, сформированного ГПП, мм;

1_а- расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм.

Рекомендуется выбирать R_ап, для которого l_а = 10ч20 мм.

Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной.

Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров.

Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать основные параметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса.

Рис. 14.9 Схема формирования канала ГПП в скважине:

1-гидропескоструйный аппарат; 2-насадка; 3-колонна; 4-цементное кольцо; 5-пласт.

ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру вскрытия пласта. Если такое несовершенство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации ц_с = ц_кн ), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь.

Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от загрязнения.

Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАВ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАВ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок.

Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом.

Абразивный материал -- это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5%), фракционный состав песка 0,5--1,2 мм

Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30-- 50 кг/м³ (3--5%). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине.

Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие. Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа -- 125 мм.

...