Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

в поверхность трещины, иметь небольшую плотность, шарооб­ разную форму и однородный фракционный состав.

Для проведения ГРП глубокозалегающих крепких пород с высокой температурой предложено применять стеклянные и пластмассовые шарики, зерна корунда и агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и др. Известны слу­ чаи осуществления ГРП без применения наполнителя. Их эф­ фективность объясняется тем, что вследствие растворения сте­ нок трещин кислотой (кислотный ГРП), остаточных деформа­ ций горных пород или промывки трещин от загрязнений, тре­ щины не смыкаются полностью.

По технологическим схемам проведения различают одно­

мой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном — лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную про­ дуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздей­ ствие последовательно на каждый в отдельности пласт или про­ пласток. Места образования трещин при направленном и мно­ гократном гидроразрывах регулируются вводом временно блокирующих материалов (эластичных шариков диаметром 12— 18 мм, зернистого нефтерастворимого нафталина и т. п.), при­ менением двух пакеров, засыпкой низа скважин песком, предва­ рительной гидропескоструйной перфорацией и др. Однако на­ дежность этих работ очень низкая.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к сле­ дующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и раскли­ нивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, при­ нимают 5—10 т песка. При массированной закачке его количе­ ство увеличивают до нескольких десятков тонн. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удержи­ вающей способности. При использовании воды она составляет 40—50 кг/м3. Тогда по количеству и концентрации песка рас­ считывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных используют обычно 5—10 м3 жидкости-раз­ рыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной ко­ лонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидко­ сти-песконосителя.

Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2 м3/мин и может быть оценен при образовании вер­ тикальной и горизонтальной трещин соответственно по фор­ мулам

где Р г р п — забойное давление разрыва пласта; pT=Hp„g— гор­ ное давление; ор— прочность породы пласта на разрыв в усло­ виях всестороннего сжатия (обычно <тр=1,5—3 МПа); Н — глу­ бина залегания пласта; рп — средняя плотность вышележащих горных пород, равная 2200—2600 кг/м3, в среднем 2300 кг/м3; g — ускорение свободного падения.

Статистический анализ данных по давлению гидроразрыва показал, что при большой глубине скважин (более 1000— 1200 м) РгРп= (0,75-5-0,8)рг. Это объясняют разгрузкой гор­ ного Давления за счет деформации (вытекания) пластических пород (глин) в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естест­ венных трещин в продуктивном пласте и образованием верти­ кальных трещин. Давление разрыва можно также определить

статическое давление столба жидкости в скважине.

Потери давления Дртр можно оценить по формуле Дарси — Вейсбаха (при необходимости с учетом увеличения потерь дав­ ления за счет наличия в жидкости песка) или по графикам. Гидростатическое давление рс определяется с учетом кривизны ствола скважины и при необходимости наличия песка в жидкости.

Если Давление нагнетания ру больше допустимого устьевого давления руД0п, то на НКТ над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер с якорем. Допустимое давление ру доп принимается как наибольшее из двух давлений, вычисленных по формуле Ламэ (на внутреннее давление разрыва обсадной трубы) и с использованием формулы Яковлева—Шумилова (на Страгивающую нагрузку для резьбы обсадной колонны).

Потребное число насосных агрегатов определяют по фор­ муле (5.4). Затем подбирают остальное оборудование и уточ­ няют возможность проведения процесса при полученных рас­ четных параметрах.

вместно с подземным оборудованием устанавливают электрона­ греватель, работающий непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.

Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекра­ щают, извлекают подземное оборудование (НКТ, насос и др.) и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в те­ чение 3—7 сут, поднимают электронагреватель, спускают сква­ жинное оборудование и возобновляют эксплуатацию скважины. Опытные данные показывают, что через 3—7 сут непрерывного прогрева температура на забое стабилизируется. По стволу скважины нагретая зона распространяется на 20—50 м вверх и 10—20 м вниз от источника нагрева. Вследствие малой тепло­ проводности пород удается прогреть пласт выше температуры плавления парафина и асфальтосмолистых отложений на не­ большую глубину (до 1 м). Забойная температура снижается после отключения нагревателя со скоростью 3—5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу следует без промедления.

Для электропрогрева используют установку 1УЭС-1500, смонтированную на шасси автомобиля и одноосном прицепе. Максимальная глубина спуска электронагревателя составляет 1500 м. Электронагреватель представляет собой трубчатую элек­ трическую печь сопротивления (ТЭН) с максимальной мощ­ ностью 25 кВт и наружным диаметром 112 мм, работает от промысловой электросети (380 В).

Сущность метода обработки теплоносителем заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до остывания) и доста­ точно полным извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и не вызывают отрица­ тельных побочных явлений (набухание глин, разрушение ске­ лета пород, снижение нефтепроницаемости).

На практике широко применяется циклическая паротепло­ вая обработка при глубине скважин до 1500 м. Для прогрева пласта вокруг скважины радиусом 30 м требуется закачать до 1000—3000 т насыщенного водяного пара. Такое количество пара можно закачать с помощью громоздких передвижных па­ рогенераторных установок типа УПГ, используемых с целью повышения нефтеотдачи (см. § 3.6). Поэтому для тепловой об­ работки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, смонтированные на шасси ав­ томобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линий. Произ­

водительность таких установок 1200 кг/ч пара при рабочем дав­ лении до 10 МПа и температуре до 310 °С. Вместимость ци­ стерны для воды составляет 4,2 м3. Можно также осуществлять закачку жидкости'в пласт и нагревать ее скважинным электро­ нагревателем. Для нагрева и нагнетания нефти в скважины и для депарафинизации трубопроводов используется агрегат 1АДП-4-150 (или 2АДП-12/150 VI), который обеспечивает по­ дачу 8,2 (12,0) м3/ч при температуре 150 °С и давлении 20 (16) МПа. Оборудование агрегата смонтировано на шасси авто­ мобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б.

§5.9. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ, ТЕРМОХИМИЧЕСКАЯ

ИТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКИ

Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия бла­ гоприятных условий для ее применения и высокой эффектив­ ности. Она используется для обработки карбонатных коллекто­ ров и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабой­ ной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т. д.

Солянокислотная обработка основана на способности соля­ ной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный це­ мент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый каль­ ций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жид­ кости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк и доломит следующие:

Солянокислотный раствор представляет собой смесь сле­ дующих реагентов и материалов:

соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех ви­ дах— синтетическая техническая, техническая и из абгазов ор­ ганических производств соответственно с концентрацией не ме­ нее 31; 27,5 и 24,5 %;

ингибитора коррозии — вещества, снижающего коррозион­ ное разрушение оборудования (катапин-А, катапин-К, ката- мин-А, марвелан-К(0), И-1-А, В-2, уротропин технический, фор­

СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и рас­ ширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марве-