Отложения парафина 4 страница

Рис. 4.1 в. Суфлер. 1-переходник; 2-штуцер; 3-корпус; 4-клапан; 5-седло; К,А-каналы

Рис. 4.17.

Приставка к

глубинному

манометру.

Д-пробоотборная

камера;

2-сильфон;

3-зодотник;

4-заглушка;

5-корпус; в

-нижняя часть

корпуса;

7-наконечник;

8-уплотнительное

кольцо;

А-отверстие; В и

С-каналы.

К этим замерам надо и стремиться. Однако, вследствие затруднений, связанных со спуском манометра на прием работающего УЭЦН, а также необходимостью дополнительных спуско-подъемных операций для подъема манометра,

прикрепленного к УЭЦН снизу и спущенного одновременно с установкой, получили применение на практике не прямые, а косвенные методы замеров с помощью манометров. Одним из таких методов является применение суфлирующих устройств, состоящих из суфлера (рис.4.16) и приставки к манометру(рис. 4.17).

Суфлер устанавливается в специальном переходнике
выше насоса и состоит из штуцера 2, корпуса 3, клапана 4 и седла 5. Приставка присоединяется

к манометру 2 (рис.4 17) и снабжается заглушкой 4 и седлом 5. Приставка присоединяется
к манометру 2 и снабжается заглушкой 4, отверстием А, каналом С, золотником 3, наконечником 7. При работе УЭЦН давление столба жидкости в НКТ через отверстия в штуцере
(рис.4.16) 2, каналу А передается на клапан 4 и прижимает его к седлу 5, разобщая НКТ и затрубное пространство (канал К закрыт).

При необходимости замерить давление в затрубном пространстве опускают манометр с приставкой, добиваются его посадки на штуцер 2. При этом отверстия на штуцере закрываются, золотник 3 перемещается вверх, открывая канал С. Воздействие столба жидкости из НКТ на клапан 4 суфлера прекращается, и жидкость из затрубного пространства через канал К перемещает клапан 4 вниз, открывая канал 1. Импульс давления передается через штуцер 2, канал С, камеру 1 на сильфон 2, который и фиксирует величину давления.

ГЛАВА 5. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Интенсификация добычи нефти - комплекс геологических, технологических и технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти из скважин. Сегодня этот комплекс обширен и включает в себя методы воздействия на призабойную зону пласта, способы воздействия на пласт и применение высокопроизводительного оборудования для увеличения отбора жидкости из скважин.

В этом разделе будут рассмотрены методы воздействия на призабойную зону и пласт.

5.1. Теоретические основы воздействия на призабойную зону пласта физическими и тепловыми методами

Призабойная зона пласта (ПЗП) является областью, в которой происходят процессы, связанные с интенсивным перемещением нефти из пласта в скважину с одной стороны и активным воздействием технологией и оборудованием с другой. Результаты такого комбинированного воздействия могут быть положительными и отрицательными, и их влияние начинается в момент вскрытия.

Чем квалифицированнее вскрыта скважина, т.е. чем большим количеством отверстий образован фильтр, чем меньше глинистого раствора и других примесей привнесены в пласт в процессе вскрытия, тем меньшее сопротивление будет испытывать жидкость при движении из пласта в скважину.

Чем больший перепад давления на ПЗП создан спущенным оборудованием, чем меньше осаждается на забое механических примесей, парафина, смол, тем интенсивнее проходят процессы фильтрации и поступления жидкости в скважину.

Приток жидкости из пласта в скважину описывается уравнением Дарси:

Q= (5.1.)

где к - проницаемость пласта; h- толщина (мощность) пласта; μ-вязкость фильтруемого флюида; Рк -давление на контуре питания (принимается в расчетах как пластовое давление); Рс - давление на стенки скважины в зоне фильтра (принимают как забойное давление); Rк - радиус питания (расстояние от оси скважины до области установившегося пластового давления); rс - радиус скважины (радиус окружности, определяемый по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны).

Указанная формула достаточно полно указывает те параметры, которые прямо или косвенно влияют на количество поступающей из пласта в скважину жидкости.

5.2. Применение способов снижения давления на забое

Несмотря на многообразие этих методов, суть их едина- уменьшить величину забойного давления до минимума и увеличить разность Рпл- Рзаб, за счет чего добиться увеличения скорости притока флюида из пласта в скважину.

Рассмотрим метод,

разработанный в ОФ УНИ Капланом Л.С. и Лукиным В.Н. [13].

Устройство для осуществления метода, получившее название "Импульсатор", предназначено для создания мгновенной депрессии на пласт за счет освобождения камеры, заполненной сжатым воздухом.

Импульсатор состоит (рис.5.1) из нескольких самостоятельных блоков 1, соединяемых между собой в гирлянду хомутами 2.

В каждом блоке монтируется поршень 3 и 4 с пружинами 5 и 6. Заполнение сжатым воздухом производится на поверхности через пробки 7, при перемещении поршней вниз до упора в клапаны 8 и 9.

Рис. 5.1. Импульсатор для создания мгновенной депрессии на пласт. 1-блок; 2-хомут; 3,4-поршни; 5,6-пружина; 7,15-кробки; 8,9-клапаны; 10-головка кабеля; 11-каротажный кабель; 12-дополнительный поршень; 13-штифт; 14-тяга; А-окно; С.Б.ЕД.F-камеры.

Верхний блок снабжен кабельной головкой 10 для присоединения импульсатора к каротажному кабелю 11 и дополнительным поршнем 12, перемещение которого

вызывает разрушение штифта 13. Тяга 14 перемещает поршень 4. Клапаны 8 и 9 перемещаются вверх, сообщая окна с камерой со сжатым воздухом и обеспечивая его мгновенный выброс в скважину, Через пробки 15 производится слив жидкости из камер.

Импульсатор работает следующим образом.

По мере увеличения глубины спуска давление жидкости через канал Б на поршень 12 увеличивается, и при достижении расчетной силы он перемещается вверх и срезает штифт 13. При этом связанный с ним поршень перемещается вверх. Так как давление в полостях С и Д одинаково, а площадь клапана 8 сверху меньше, чем снизу, последний перемещается вверх, открывая окно А, через которое и происходит выброс воздуха из камер С и Д.

Уменьшение давления в камере Д вызывает перемещение тяги 14 и связанного с ним поршня 4 вверх в следующем блоке и т. д.

Мгновенный выброс воздуха газирует находящуюся в колонне НКТ жидкость и выбрасывает ее на поверхность.

Наличие пакера обеспечивает отделение зоны воздействия от остальной зоны, исключает или ограничивает приток жидкости из надпакерной зоны и усиливает депрессионный эффект.

Объем воздуха, содержащегося в блоке, и выбрасываемый из него подчиняется закону:

Р1 • V1 = Р2 • V2 (5.2)

где Р1 и Р2 - соответственно давление в блоке и скважине; V1,V2 - соответственно объемы воздуха в блоке и скважине. Выделившийся объем воздуха замещает аналогичный объем жидкости, выбрасывая ее из скважины.

5.3. Воздействие на ПЗП ударными волнами

Метод преследует цель образования в ПЗП микротрещин различной протяженностью путем воздействия на нее серией последовательно посылаемых импульсов давления, меняющихся от максимума до нуля. При этом могут быть достигнуты ультразвуковые колебания жидкости(20·10³...1·10⁹ Гц), а с ней и частичек породы, ведущие к трещинообразованию и самоочищению пор.

Появилась целая гамма источников колебаний механического и электрического типа. Наиболее распространены гидравлические вибраторы, разновидностью которых является вибратор золотничкового типа, созданный С.М. Гадиевым (рис.5.2).

Вибратор состоит из ствола со щелями,
на котором укреплен вращающийся золотник.При прокачке жидкости через ствол золотнику сообщается крутящий момент, и он, вращаясь, кратковременно сообщает или перекрывает отверстия в стволе со своими
отверстиями. Возникает циклическое истечение жидкости из отверстий, вызывающее удары. Технология проведения вибровоздействия состоит в спуске на насосно- компрессорных трубах гидровибратора на заданную глубину и прокачке через него жидкости с расходом оптимальным для выбранного типа вибратора.

При этом могут быть получены гидроудары, частота которых составляет до 30000 в мин.

Ударные волны могут быть получены с помощью электрического разряда на электродах, погруженных в скважинную жидкость. Этот метод, получивший название "электрогидравлическое воздействие" (ЭГВ), разработан и опробован в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института И.Г.Ахметовым и В.А.Петровым.

Технология ЭГВ проста и заключается в спуске в зону обрабатываемого интервала генератора на геофизическом кабеле с помощью геофизической лебедки. Продолжительность обработки зависит от характеристики пласта, мощности разряда, пластового давления. Следует иметь ввиду, что выделившаяся энергия при электрическом разряде распределяется так: ударные волны-20%, электромагнитная и тепловая - 50%, потенциальная энергия газового пузыря - 30%.

Перемещение генератора на кабеле создает возможность поинтервальной многократной обработки отдельных пропластков.

Могут совмещаться операции ЭГВ с кислотной обработкой и другими методами интенсификации. Опыт применения ЭГВ накоплен в НГДУ "Туймазанефть", где впервые в 1973 г. он апробирован. По данным на 1981 г. методом охвачено 27 нефтяных объектов, успешность 69%, длительность эффекта 7 месяцев.

5.4. Тепловые методы воздействия

Тепловые методы основаны на известном факте: повышение температуры ведет к снижению вязкости нефти и расплавлению выделившихся из нее и отложившихся в

поровых каналах и на стенках скважины парафинистых и смолистых веществ.

Разработаны и применяются несколько тепловых методов обладающих наибольшей эффективностью. Их идея сводится к помещению источника тепла непосредственно на забой

скважины и нагрев последнего до определенной температуры. В этом случае удается избежать непроизводительных потерь, возникающих, например, при подаче тепла с поверхности.

Одним из наиболее доступных является электропрогрев. Электропрогрев забоя осуществляется спуском в скважину на заданную глубину электрического нагревателя (ТЭНН). Для этой цели применяется специальная установка 1ЭЕС-1500, включающая в себя каротажный подъемник типа ПК-2 смонтированный на втомобиле.
Время электронагрева пласта может продолжаться сутки и более (устанавливается практикой). В процессе обработки электронагреватель висит на кабель-тросе, укрепленном на устье в зажимном устройстве •подъемник может использоваться для спуска ТЭН в другие скважины.

5.5. Теоретические основы воздействия на призабойную зону пласта химическими методами

Применение кислот для увеличения проницаемости призабойной зоны основано на способности кислот вступать в химическую реакцию с породой, образующей продуктивный пласт, и за счет этого образовывать каверны различной протяженности и конфигурации.

Широко известна, например, способность соляной кислоты (НС1) воздействовать на доломиты и известняки, а плавиковой кислоты - на песчаники.

НС1+

HCI+CaCO₃-СaCl₂+H₂O+CO₂

НС1+СаМg(С0₃)₂ -СаС1_{2 +} Мg С1_{2 +} Н₂О +СО₂ (5.4)

НF + SiO₂ - Н₂SiF₆ +H₂O (5.5)

Выбор вида кислоты для воздействия должен обосновываться ее побочными эффектами - воздействием на оборудование скважины (в т.ч. и на эксплуатационную колонну), образованием различных соединений, усиливающих или ослабляющих действие кислоты.

Так, при воздействии соляной кислоты на известняки и доломиты образуются растворимые в воде соли СаСl₂ и Мg Сl_2, которые выносятся при промывке. И в то же время при наличии глинистых пропластков соляная кислота образует соли алюминия, выпадающие в осадок и могущие ухудшить проницаемость пласта.

НС1 + Н₄А1₂Si₂О₉ - А1С1₃ + НSiO₂ (5.6)

Для нейтрализации или снижения действия кислот на металл необходимо в кислоты вводить ингибиторы коррозии дормалин (до 0,6%), уникол (0,25...0,5%),И - 1 - А (0,4%) и другие.

Для повышения эффективности воздействия кислоты на породу в нефтяных скважинах, где непосредственный контакт затруднен наличием нефтяной пленки или асфальт-смолистых соединений применяют интенсификаторы. Их задача - снизить силу поверхностного натяжения на границе "нефть-кислота".

В качестве интенсификаторов применяют различные поверхностно-активные вещества (ПАВ): ОП-10, 44-11, 44-22 и другие. Отдельную группу добавок в кислоту составляют стабилизаторы - вещества, удерживающие в растворимом состоянии продукты реакции. К стабилизаторам относятся уксусная (СН₃СООН) и плавиковая (НF) кислоты. Уксусная кислота удерживает в растворе соли железа и алюминия и замедляет реакцию раствора НС1 с породой. Это позволяет закачать кислоту в более дальние участки пласта.

Плавиковая кислота предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры, и растворяет цементную корку.

Необходимость проведения кислотной обработки должна быть решена после анализа промысловых данных, изучения опыта применения кислотных обработок в условиях, аналогичных проектируемым, и состояния призабойных зон.

Для всех видов обработок характерен следующий порядок работ: а) получение необходимых растворов кислот; б)доставка растворов на скважину; в) подогрев и перемешивание перед закачкой; г) закачка растворов в пласт; д) промывка скважин с целью извлечения продуктов реакции.

В зависимости от этого выбирается соответствующее оборудование.

Надо учесть, что кислотные обработки относятся к опасному виду работ, так как могут активно воздействовать на людей и технику. Поэтому соблюдение правил техники безопасности – главнейшее условие проведения работ.

.

5.6. Применение термогазохимического воздействия (ТГХВ)

ТГХВ - метод, основанный на интенсивном сгорании порохового заряда в среде скважинкой жидкости. Процесс сопровождается высокой температурой (до 350'С), образованием зоны повышенного давления (до 100 МПа), выделением газов (преимущественно СО₂) и образованием кислот.

Таким образом, ТГХВ - комплексный метод воздействия на призабойную зону, включающий несколько отдельно действующих факторов - давление, тепло, обработку кислотой и газами.

По данным предприятий, эффективность ТГХВ оценивается дополнительной добычей нефти в количестве 9т на 1 кг заряда или закачанной воды в пласт в размере 418 куб.м.

Работы выполняются с помощью каротажного подъемника 1К4, который спускает в скважину аппарат скважин-105К на кабель-троссе. Подъемник смонтирован на автомобиле, имеет привод от тягового двигателя, осуществляемый через коробку отбора мощности.

Разновидностью ТГХВ является торпедирование пласта, отличающееся тем, что в скважину вместо аппарата АТС опускается торпеда, которая начинена зарядом, действующим при взрыве направленно (кумулятивно). Торпедирование применяется для обрыва, перерезания труб, зарезки второго ствола и т.д. В качестве взрывчатого вещества применяют гексоген, тротил, нитроглицерин.

5.7. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ)

Физические основы этого метода воздействия базируются на следующих положениях.

Известно, что нефть и вода являются несмешивающимися жидкостями, образующими в зависимости от содержания того или иного компонента (фазы) эмульсии. Эмульсии обладают свойствами, отличными от свойств нефти и воды, например, повышенной по сравнению с нефтью вязкостью. Это вызывает осложнения при их извлечении из пор пласта.

Кроме того, нефть, контактируя с породой продуктивного пласта, на границе этого контакта создает прочные пленки. Для их разрушения требуется значительная энергия.

Поверхностно-активные вещества обладают свойством накапливаться на границах раздела, ослабить силы, действующие здесь и разрушать эмульсии или адсорбционные пленки. Таким образом, применение ПАВ может привести к снижению вязкости жидкости, лучшему отмыву нефти от породы, разрушению эмульсий.

Эти свойства ПАВ в настоящее время широко используются на промыслах в целях очистки призабойной зоны и интенсификации процессов фильтрации.

Технология обработки ПАВ состоит в приготовлении раствора и закачке его в пласт с некоторой выдержкой во времени с последующим извлечением закачанного раствора. Возможны и другие варианты, например, создание циркуляции раствора ПАВ в течении некоторого времени, величина которого устанавливается опытом.

Применение комплексных методов воздействия. В настоящее время в целях большего эффекта получает применение воздействия на пласт, которое включает в себя два более отдельных метода.

Например, в целях усиления соляно-кислотного воздействия, на забое производят смешивание соляной кислоты с магнием, вызывая экзотермическую реакцию.

Мg+НС1+Н₂0 = МgС1₂+Н₂О=Н₂+461,38 кДж (5.7)

Так как уравнение баланса теплоты записывается в виде

Q=V· Cv·∆Т (5.8)

то повышение температуры раствора ∆Т в результате реакции составит

∆Т= (5.9)

где Q- количество выделившегося тепла, кДж; V - объем раствора, л; С - теплоемкость раствора, кДж/'С.

При взаимодействии 1 кг Мg с 15% НС1 объемом 18,61 л и теплоемкостью 4,1868 кДж/'С температура поднимается на 243'С.

Повышение температуры вызывает расплавление смолистых и парафиновых отложений и создает условия для лучшего контакта кислоты с породой в последующем.

Применяют кислоту при производстве гидравлического
разрыва пласта в качестве жидкости разрыва
преимущественно в коллекторах, представленных

известняками и доломитами. Это усиливает эффект от воздействия.

Последовательная закачка ПАВ и НС1 также ведет к повышению эффекта, так как в этом случае ПАВ воздействует на пограничные слои, разрушая их и облегчая доступ кислоты к породе.

К комплексному методу следует отнести и термогазохимическое воздействие, в результате которого образуется и кислота, создается высокое давление и температура.

5.8. Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону с целью увеличения ее проницаемости. ГРП основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться под действием давления, превышающего горное (горное

давление- давление всех вышележащих пластов, залегающих над продуктивным). Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, а также специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью и в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.

Величина горного давления определяется из соотношения:

Р_г =ρn · g·Н (5.10)

где ρn - средняя плотность горных осадочных пород, принимается равной 2300 кг/куб.м; Н - глубина залегания пласта, м.

Давление разрыва составит следующую величину

Рр = Рr +Оz (5.11.)

где Оz - временное сопротивление горных пород на

разрыв: Оz = 1.5...3 МПа. Из практики величина давления разрыва для неглубоких скважин (с глубиной до 1000 м) выбирается из соотношения:

Р_р = (1,74…2,57) Рст (5.12)

Для глубоких скважин (глубиной более 1000 м):

Р_р = (1,32…1,97) Рст (5.13)

где Р_ст- гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Технология проведения ГРП включает в себя следующие основные этапы: а) подготавливается скважина и в нее спускается на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура; б) рассчитываются

параметры ГРП объем жидкости разрыва, объем жидкости - носителя, объем наполнителя, объем подаваемой жидкости; в) в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП; г) процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2-3 раза; д) после разрыва пласта в скважину подается жидкость- песконоситель (вязкая жидкость).

В качестве жидкости разрыва используются жидкости, не отличающиеся от пластовых. Так, в нефтяных скважинах применяют нефть, в нагнетательных - воду. С целью снижения фильтрующих свойств и повышения расклинивающего эффекта вязкость жидкостей разрыва может быть увеличена добавкой различных загустителей.

В нефтяных скважинах применяют также нефтекислотные или кислотно-керосиновые эмульсии.

Жидкость-носитель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этой цели вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит-спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе-песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование плотных пробок.

Наполнитель - агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В РФ для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью до 2650 кг/куб.м.

В мировой практике применяют скорлупу грецкого ореха, стеклянные шарики или пластмассовые материалы.

Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-носителя в пласт, а также удаление ее избытка и выпавшего из раствора агента из скважины на поверхность.

Процесс проведения ГРП сопровождается созданием высокого давления, которое может разрушить эксплуатационную колонну или насосно-компрессорные трубы. Поэтому необходимо, чтобы устьевое давление не превышало прочность труб.

Ру =

где Р_стр - страгивающая нагрузка резьбового соединения, Н; Н - глубина скважины, м; q_т - вес 1 м труб, Н; F_т – площадь поперечного сечения труб, кв.м; К- коэффициент безопасности. Учитывая особую функцию эксплуатационной колонны, длительность эксплуатации скважины и сложность ремонта колонн, следует отказываться от ГРП через эксплуатационную колонну особенно на старых нефтяных месторождениях

Объем жидкости разрыва оценивается опытным путем и может составлять 20...50 куб.м при темпе нагнетания не менее 2 куб. м/мин.

Объем жидкости-носителя определяется количеством агента и его концентрацией, обеспечивающей нормальную подачу в трещину.

По данным практики количество песка на один ГРП может составлять 10...30 т. Концентрация его в нефти вязкостью 5·1-2 Па·с составит 150...300 кг/куб.м.

Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше объема колонны труб, по которой прокачивают жидкость-носитель.

Наиболее сложным в теории ГРП являются вопросы прогнозирования ширины трещины, ее протяженности и ориентации.

5.8.1. Оборудование для проведения ГРП

Оборудование, применяемое для ГРП должно отвечать следующим требованиям: а) получение больших давлений и расходов; б) подача в скважину абразивно-действующих агентов; в) подача в скважину вязких жидкостей (до 10-3 м /с); г) получение растворов закрепляющих агентов различной концентрации; д) транспортирование и подача жидкостей и смесей на прием насосным агрегатам; е) контроль за проведением процесса.

В комплекс оборудования, применяемого при ГРП (рис. 5.6), входят: насосные установки, пескосмесительные агрегаты,

Рис. 5.6. Схема

обвязка

оборудования и

скважины при

ГРП.

ЧАН-700-насосный

агрегат;

2ПА-пескосмеси-

тельный агрегат;

ЦА-320 -насосный

агрегат.

автоцистерны для транспортировки жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори быстромонтирующиеся трубопроводы.

Насосная установка УН1-630-700А предназначена для подачи жидкости разрыва или жидкости-носителя в скважину и задании ее в пласт под давлением до 70 МПа, а также смешивание рабочей жидкости с закрепляющим агентом. Она смонтирована на автомобиле КРАЗ-257 и состоит из силового блока 4УС-800, коробки передач ЗКПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, производительностью 22 л/с и давлением 70 МПа монифольда, системы управления.

На раме, непосредственно за кабиной, расположена силовая установка В2-800ТК мощностью 590 кВт, состоящая из дизельмотора с многодисковой муфтой и центробежным вентилятором, системы питания, смазки, охлаждения и воздухоочистителя.

Автоцистерны предназначены для перевозки жидкостей, используемых при ГРП и подачи их в пескосмесительный и насосный агрегаты. Смонтированы на шасси автомобилей и включают в себя цистерну, насос, арматуру, коробку отбора мощности, узел трансмиссии, узел жесткой буксировки, искрогаситель, пароподогреватель, поплавковый указатель уровня.

Пескосмесительный агрегат предназначен для транспортировки песка к скважине и механического приготовления песчано-жидкостной смеси. Смонтирован на шасси автомобиля и включает в себя бункер со шнековыми питателями, коробку отбора мощности, раздаточный коллектор, песковый насос.

Устьевая арматура 1АУ-700 предназначена для герметизации устья скважины при ГРП и подачи технологических жидкостей. Она включает в себя: а) устьевую головку, которая крепится к эксплуатационной колонне; б) крестовину для присоединения НКТ, и имеющую отводы, к которым через пробковые краны присоединяются напорные линии; в) буферный патрубок для присоединения манометра; г) отводы для присоединения напорных линий; д) предохранительный клапан гвоздевого типа.

Все пробковые краны соединяются с напорными линиями быстросборными соединениями.

5.8.2. Разновидности ГРП

Повысить эффективность ГРП можно путем квалифицированного управления процессом, направленным воздействием на отдельные пропластки.

Получили применение ГРП поинтервальные, многократные, глубоко проникающие.

Поинтервальный ГРП предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие.

Одним из способов является изоляция выбранного интервала двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком.

Есть технология, заключающаяся в предварительной закачке в скважину полиэтиленовых шариков, которые устремляясь в более проницаемые пласты, закупоривают их фильтры. В дальнейшем при ГРП открытым остается пласт с низкой проницаемостью.

Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путем поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости.

Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии. Приводим количественный состав компонентов со сроком 4 ч.: соляная кислота пятнадцатипроцентной концентрации - 60%, нефть - 39, 5%, амины - 0,5%.

5.9. Гидропескоструйное воздействие на пласт

Гидропескоструйное воздействие ГПВ основано на проникающей способности струи жидкости, содержащей в своем составе абразив, например, кварцевый песок. Направленное движение такой струи разрушает эксплуатационную колонну и образует каналы в породе пласта.

Рис. 5.7. Перфоратр АП-6М100. 1-хвостовик; 2-центратор; 3-корпус; 4-клапан перфоратора-5-узел насадки; 6-заглушка; 7-опрессовочный клапан.

Рис. 5.7. Перфоратр АП-6М100. 1-хвостовик; 2-Однако при этом скорость струи должна быть в пределах 150...200 м/с.

Для этой цели в скважину опускают перфоратор (снабженный специальными насадками, которые и формируют струю (рис.5.7).

Величина допустимого давления устанавливается, исходя из прочностной характеристики эксплуатационной колонны как и при ГРП. По данным экспериментальных исследований оно составляло 22 МПа, доведение в затрубном пространстве 1,7...2,7 МПа. Концентрация песка в воде принимается 30...32 кг/куб.м. При диаметре насадок 4 мм глубина канала через 15 мин составляла 76 мм.