Стадии разработки залежи 4 страница

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки применяют специаль­
ный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеход­
ного автомобиля КРЛЗ-257 или другого мощного автомобиля.
Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями
по 5,3 м³ каждая и дополнительной прицепной цистерной емко­
стью 6 м с гуммированной внутренней поверхностью ее двух от­
секов. Ат регат «Азинмаш-30» оснащен трех плунжерным насосом
типа 2НК-500, насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при
давлениях закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применя­
ют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-5О0. Если поршне­
вая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном ис­
полнении, то после окончания работ всю систему промывают
чистой пресной водой.:

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществ­ляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м или ЦР-20 вмести-

Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 435

мостыо 17,0 м³ и в мерниках, гуммированных или покрытых спе­циальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обрабо­ток: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термоки­слотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, ки­слотные обработки в динамическом режиме и так далее.

3. Технологии проведения кислотной обработки

р_-_-| Нефть (вода) КислоттшЙ раствор

Перед началом проведения кислотной обработки в сква­жину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промы­вают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на иолуторократное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рис. 122 пока­зана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведе­ния кислотной обработки.

Рис. 122. Схема размещения оборудования при кислотной обра­ботке скважины

436 В.И. Кудинов, Основы нефтегазопромысдового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 437

В схеме показан обратный клапан 10, который иредназначен (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной

для предотвращения излпва кислотного раствора из скважины обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно

при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками выбросить на поверхность самоизливом скважины или с приме-

в системе, отказом насосных агрегатов и т.д. пением метода аэрации. В нагнетательных скважинах промывку,

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществ-

и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве ляют той же водой, которую нагнетают в скважину.

(задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1 При обработке скважин соляной кислотой, кислота прони-

через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор кает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта

насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются

тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают

забоя. После этого закрывают задвижку межтрубпого простран- повторные кислотные обработки под повышенным давлением.

ства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотно- Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью

го раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высо-

насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 за- ковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого

давливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жид- делают кислотную обработку, и кислота под давлением постуиа-

костью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9. ет в менее проницаемые участки.

Объем продавочиого раствора берут из расчета емко- На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые

сти НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны екпа- отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет

жины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из

кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений

внутрь пласта. осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или де-

После завершения продавки заданного объема кислотного лают так называемую термокислотную обработку,
раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агре- Термокислотная обработка заключается в том, что на забой
гаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раство- скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкос-
ра с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора новении с соляной кислотой вступает с ней в химическую рсак-
с породой зависит от концентрации раствора, температуры и дав- цию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла.
ления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глин и- После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм,
стости и так далее). Скважину после кислотной обработки начи- длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при
нают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не обычной обработке. Можно применять и другие металлы. На-
прсвышает 40° С, а на скважинах высокотемпературных (100° С пример, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром
и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помо- выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким
щыо компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспорти- калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяет-
руют на скважину, и после демонтажа обиязки устья и насосных ся 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции
агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). соляной кислоты, предназначенной для термохимической обра-
Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубнос про- ботки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключитель-
странство. Скважины могут осваиваться и другими способами ной стадии отработки. После завершения реакции скважину ос-

438 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глапа XV. Методы увеличения проницаемости причабойной зоны 439

ваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуата- ботки карбонатных пород или сильно карбонизированных песча-
цию. Чтобы солянокислотпый раствор наиболее глубоко проник ников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фто-
в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки ристого кальция CaF₂₎ который способен закальматировать по-
применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотпых ровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с
обработок заключается в том, что в прнзабойную зону продук- песчаником или песчаио-глипистой породой приводит к раство-
тивиого пласта закачивается не обычный кислотный раствор, рению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При
а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соля- взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластич­
ной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обра- ность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет
боток замедляется растворение карбонатного материала в ки- свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязе-
слотной пене, что способствует более глубокому проникновению вой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктив-
кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ном пласте делают соля но-кислотную ванну. Если предполагают,
ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной кор-
кислотных пен (400-800 кг/м) и их повышенная вязкость позво- кой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор
ляют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15%
всей продуктивной толщины пласта. раствор соляной кислоты для растворения в иризабойиой зоне
При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления про-
призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие по- дуктов реакции из пласта.

верхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту —

как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с неф- смесь 3-5% плавиковой кислоты с 10-12% соляной кислотой.

тью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расши- Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10-12 часов

ряющегося во много раз при освоении скважины (компрессором и после этого освобождаю! скважину от продуктов реакции,

при снижении забойного давления), улучшает условия и качество Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии

освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от

состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора числа проведенных соляно-кислотных обработок (СКО), который

и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффектив-

раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэра- пая технология кислотной обработки не гарантирует успеха без

ции при объеме воздуха в м на I м кислотного раствора обычно хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реак-

принимастся в пределах 15-25. При пенокислотных обработках ции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же по-

применяются следующие ПАВ: сульфаиол, ОП-10, катапин Л, еле кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто

дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПЛВ к рас- бывает в промысловой практике по техническим или организаци-

твору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема рас- онным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени

твора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, ело- нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество

женных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление

плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кисло- к норовых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим

той. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глипо- к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гндроли-

кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обра- зацию трехвалентного железа и алюминия, присутствующих

440 В.И. Кулинов. Основы иефтегазопромыслового дела Глапа XV. Методы увеличения проницаемости призабойпой зоны 441

в растворе в результате растворения продуктов коррозии металла ницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной

обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения

с цементным камнем и др. давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пла-

При понижении концентрации кислоты это вызывает обра- _{ста и} пластового давления. Лучших результатов достигают при

зованис гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах, изменении давления в циклах в интервале 10-25%. При меньшем

Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислот- изменении давления экранирующий слой на поверхности породы

пых обработок, в виде примеси входит определенное количество _Не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт

серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25%

образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме также неэффективно из-за сокращения их числа,

этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соеди- Снижение забойного давления в циклах и соответственно

нения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрес-

результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя сором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН.

с одновременным улучшением условий реакции кислоты с поро- Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный

дой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата насос (Р.С. Яремейчук, Г.А. Лесовой). При осуществлении про-

пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обра- _иеСса с помощью струйного насоса можно создать практически

ботки в динамическом режиме, разработанной Б.М. Сучковым, любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения

В.И. Кудиповым и И.Н. Головиным. Сущность технологии за- кислотной обработки в динамическом режиме с применением

ключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого струйного насоса показана на рис. 123.

изменения давления на забое скважины и общей тенденцией В скважину на НКТ 1 опускают струйный насос 2 и пакер 3

к снижению во времени, что обеспечивает движение раствора _с хвостовиком 4, длина которого соответствует объему 1-1,5 м³.

и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе ки- Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пла-

слотной обработки. Это предотвращает закрепление нераствори- ста. Насосно-компрессорные трубы заполняют ингибированным

мых продуктов реакции в пласте и способствует более полной раствором соляной кислоты (рис. 123 а), при этом скважинная

очистке пласта от продуктов реакции., жидкость вытесняется в затрубное пространство.

С целью снижения доступа кислотного раствора в высоко- После этого с помощью пакера разобщают межтрубное про-

проницаемые проиластки, каналы растворения и трещины, страиство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 за-

а главное - для повышения охвата пласта обработкой, перед ки- качивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на

слотиым раствором закачивается порция эмульгатора тина ЭС-2, повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется

нсфтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводо- пресной или минерализованной водой (рис. 123 б). Затем в сква-

родным растворителем или в него входят углеводородные ком- _ЖИНу по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаро-

монентм, эмульгатор добавляют в первую порцию кислотного _Вон клапан 5. В конструкции струйного насоса используется ша-

растиора. Предварительная закачка эмульгатора или ввод его р„_К) который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается

в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его _в ИКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное

позпратпо-поступа-1слы1ого перемещения образует на фронте седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементи-

продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости, ропочиым агрегатом при заданном давлении через НКТ струй-

которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопро- _Ным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 443

Соляная кислота

о)

Рис. 123. Схема технологических операций кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насо­са: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - занакеровка межтрубного пространства, закачка кислотного раствора п пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - при-подъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - про-датючпая жидкость; 7 - раствор кислоты

При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Рас­твор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рис. 123 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное вре­мя (5-10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостови-

ка закачивают в пласт (рис. 123 г). Затрубнос пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По выше изложенной техноло­гии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продол­жается до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в динамическом режиме можно проводить с помощью пере­движного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального кла­пана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора показана на рис. 124.

Кислотная обработка пласта проводился практически в той же последовательности, что и при использовании струйного на­соса.

Способ кислотной обработки в динамическом режиме ши­роко применяется на сложнопостроенных месторождениях с кар­бонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обрабо­ток с высокими технологическими и экономическими показате­лями. Продолжительность эффекта от обработки до 1100 суток. Добыто дополнительно 405522 тонны нефти.

4. Гидравлический разрыл пласта

Для увеличения проницаемости призабойной зоны продук­тивного пласта, наряду с другими способами, применяется гид­равлический разрыв пласта (ГРП).

Гидравлический разрыв пласта - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в иризабонпую зону пла­ста закачивается жидкость под высоким давлением, превышаю­щим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью зака­чивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкну­лись трещины после снятия давления на пласт.

Гидравлический разрыв пласта происходит, как правило, при давлении ниже полного горного давления для глубоких сква-

В.И. Кудинов. Основы нсфтегсгзопромыслового дела

Глава XV. Методы увеличения проницаемости прнзабойной зоны 445

Пролавочпая НС1 жидкость Вочдух

Пролявочная жидкость

Рис. 124. Последовательность проведения кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного ком­прессора и клапана: а - расположение подземного оборудования в скважине, замещение скважинной жидкости на кислотный раствор; б -продапка кислотного раствора r пласт; в - спуск шарового отсекателя, вы­теснение воздухом скважинпоп жидкости в межтрубное пространство; г -отток кислотного раствора из пласта за счет создавшейся депрессии; д -закачка кислотного раствора в пласт продавочной жидкостью; 1 - НКТ; 2 -корпус клапана; 3 - иакер; 4 - шаровой отсекатсль

жин и рапным или несколько большим, чем полное горное давле­ние, для скважин небольшой глубины. Чаще всего давление раз­рыва на забое скважины превышает п 1,5-2 раза гидростатиче­ское давление.

Трещины, образовавшиеся в процессе гидравлического раз­рыва пласта шириной 2-4 мм, могут достигать в длину несколь­ких десятков метров и, соединяясь между собой и с другими трещинами, значительно увеличивают проницаемость нризабой-нон зоны продуктивного пласта. Гидравлический разрыв пласта является одним из эффективных способов повышения дебитов скважин. Дсбиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Однако в промысловой практике имеются случаи увеличе-

ния дебитов нефти по скважинам после ГРП в десятки и более раз. Гидравлический разрыв пласта не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и зачастую существенно расширяет эту зону, приобщая к вы­работке слабодренируемые пропластки, за счет чего увеличива­ется конечное нефтеизвлечепис.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

- для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно за­
грязненной призабойной зоной за счет создания трещин;

- с целью обеспечения гидродинамической связи скважины
с системой естественных трещин пласта и расширения зо­
ны дренирования;

- для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перс-
вода забалансовых запасов нефти в промышленные;

- при вводе в разработку сложнопостроенных и неоднород­
ных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти
и повышения конечного пефтсизвлечения;

- для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

- для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

- в скважинах с высоким пластовым давлением, по с низкой
проницаемостью пласта.

Не рекомендуется проводить гидравлический разрыв пла­ста в скважинах, расположенных вблизи водопефтяпых и газо-нефгяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразова-нис и прорыв ноды и газа в добывающие скважины; в истощен­ных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбо­натных коллекторах с хаотичной трещиноватостыо. Гидроразрыв пласта производят в следующем порядке. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы (НКТ), а выше кровли продуктив­ного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с це­лью очистки забоя от глины и механических примесей. При необ­ходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотпую обра­ботку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по насосно-комирессорным трубам нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, нсобхо-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

димого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создавае­мого насосами во время ГРП. Пакер устанавливается над пластом или иропластком, где проводится ГРП. Он полностью разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действу­ет только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера. В процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия от создаваемого давления, и если не принимать соответствующие меры, то пакер вместе с насосно-компрес-сорными трубами будет подниматься вверх. Чтобы не допустить этого, на НКТ устанавливается гидравлический якорь (устройст­во, не допускающее смещение пакера). Создаваемое в НКТ дав­ление при закачке жидкости в скважину передается на поршни гидравлического якоря, они выходят из своих гнезд и прижи­маются к обсадной колонне. При этом, чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к эксплуатационной ко­лонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в эксплуа­тационную колонну и препятствуют перемещению НКТ с паке-ром.

Жидкости для гидравлического разрыва пласта разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и нродавочная жидкость.

Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой свя­зи при гидравлическом разрыве пласта в нефтяных скважинах при­меняются жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных па основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллектора­ми в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.

Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разры­ва в основном применяются:

1) углеводород! иле;

2) водные растворы;

3) эмульсии.

Глава XV. Методы увеличения проницаемости прнзабойпой зоны 447 Указанные жидкости приведены в таблице 17. Таблица 17. Рабочие жидкости при ГРП

Углеводородные жидкости	Водные растворы	Эмульсии
1. Дегазированная нефть	I. Сульфат-спиртовая барда (ССВ)	1. Гидрофобная водо-пефтяпая эмульсия
2. Амбарная нефть	2. Раствор соляной ки­слоты	3. Гидрофильная водо-иефтяная эмульсия
3- Мазут или его смеси с нефтями	3. Загущенные раство­ры соляной кислоты	3. Нефтскислотные эмульсии
4. Дизельное топливо (или керосин), загу­щенное специальными реагентами	4. Загущенная различ­ными реагентами вода	4. Керосинокислотные эмульсии.

В нефтяных скважинах, которые переводятся в нагнетатель­ные, при ГРП могут быть использованы жидкости на водной ос­нове.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторон­них механических примесей, а при соприкосновении с породой и пластовой жидкостью не должны образовывать нерастворимых осадков.

Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях. Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной. Чаще всего жидкости на углеводородной осно­ве применяют при ГРП в нефтедобывающих скважинах. В нагне­тательных скважинах в качестве жидкости разрыва применяют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компо­ненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид (ПАА), сульфит - спиртовая барда (ССБ), карбоксилметилцеллюло-за (КМЦ). Применяя жидкости па водной основе, следует учиты­вать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые гли­нистые компоненты пластов при соприкосновении с водой набу­хают. В таких случаях в жидкости на водной основе добавляют химические реагенты, которые стабилизируют глины при смачи­вании. Эмульсии приготавливаются механическим перемешива-

448 В.И. Кудимов. Основы иефтегазопромыелового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 449

.3

нием компонентов насосами с добавкой в них химических рса- шеств, имеющих плотности 1100 кг/м песконосителя. В настоя-

гентоп. щее время на промыслах при ГРП для закрепления трещин

Жидкостъ-песконоситель применяется для подачи песка в пласте применяют вещество, называемое проппанат, которое

с поверхности в образуемые в пласте трещины. Жидкость- состоит из керамического материала, в составе которого

пссконоситсль должна быть не фильтрующейся или с быстро 71% А!₂О₃ и 29% Fe₂O₃. Размер зерен от 0,4 до 4 мм. Перед ГРП

снижающейся фильтруемостыо, а также должна обладать высо- необходимо устанавливать зависимость приемистости скважины

кой пескоудерживающей способностью. В качестве жидкостей- от давления нагнетания рабочей жидкости. Для этого включается

песко-носитслей применяются те же жидкости, что и для разрыва в работу на первой или второй скорости один из насосных агре-

нласта. • гатов, и закачивают жидкость разрыва в скважину до тех пор, по-

Наполпителъ служит для заполнения образовавшихся тре- ка не установится давление на устье. Измеряется давление и рас-
шин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для за- ход жидкости при этом давлении. После этого темп нагнетания
крепления трещин, образуемых во время гидравлического разрыва жидкости увеличивается, вновь замеряется давление и расход
пласта, применяется кварцевый песок с размером зерен 0,4-1,2 мм. жидкости. При увеличении темпа нагнетания жидкости опреде-
Песок должен быть чистым, не загрязненным пылевидными или ляется зависимость расхода жидкости от давления, по которой
глинистыми частицами. При первых ГРП следует вводить в каж- определяется момент разрыва пласта и ожидаемое давление на­
дую трещину не менее 1,5-2 т песка. гнетания пссчано-жидкостной смеси.

При закачке в пласт больших количеств песка (более 15-20 г) Если коэффициент приемистости, то есть отношение расхо-
с целью более глубокого проникновения его по трещинам, пер- да жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе
вые порции песка (30-40%) закачивают мелкозернистым песком жидкости возрастает в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом
мелкой (0,4-0,6 мм) фракции с последующим переходом на за- приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей
качку песка более крупной фракции. Применяемые на практике скорости, то в пласте образовались трещины и можно приступать
концентрации песка в жидкости-песконосителе меняются в пре- к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае когда раз­
делах от 200 до 1000 г/л и зависят от пескоудерживающей спо- рыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнета-
собности жидкости и технических возможностей применяемых на- ния жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют
сосов. Кварцевый песок имеет большую плотность (2650 кг/м³), ко- с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей
торая значительно отличается от плотности жидкости, вследствие минимальной фильтруемостыо.