5.3.1. Способ кислотного воздействия на прискважинную зону пласта

Способ повышения продуктивности скважин путем полной очистки прискважинной зоны от продуктов реакции и более полного прохождения реакции взаимодействия кислоты с горной породой [29].

Эффективность способа достигается тем, что в процессе повторной перфорации за счет ударного воздействия взрывной волны эмульсия, образующаяся в процессе реакции кислоты с горной породой в прискважинной зоне, разрушается и дробится на мельчайшие глобулы, которые при освоении скважины легко выносятся из пласта. Кроме механического воздействия горные породы, насыщенные кислотой, при перфорации испытывают мощный термодинамический удар, сопровождающийся созданием высоких температурных напряжений вследствие неравномерного распределения температуры в различных частях интервала перфорации и невозможности теплового расширения пласта по всей мощности.

Все твердые тела, в данном случае минералы, слагающие породы, имеют активные центры с избыточной свободной энергией, определяющей ход химической реакции. При создании термических напряжений во время повторной перфорации активные центры концентрируются на зернах минералов, и реакция кислоты с горной породой происходит полнее за счет увеличения избыточной свободной энергии минералов. Все описанные процессы, происходящие в прискважинной зоне пласта, способствуют очистке флюидопроводящих каналов от продуктов реакции кислоты с горной породой и выносу их в ствол скважины.

5.4 Гидравлический разрыв пласта

Для раскрытия глубокого расклинивания естественных и создания искусственных трещин различной протяжённости в нефтегазовых скважинах производят гидравлический разрыв пласта (ГРП). ГРП является высокоэффективным гидромеханическим методом воздействия на продуктивные пласты. Отечественными учеными Ю.П. Желтовым и С.А. Христиановичем были заложены теоретические основы ГРП (1957 г.).

В настоящее время гидравлический разрыв пласта применяется в различных модификациях: поинтервальный, гидрокислотный разрыв пласта, массированный и т.д.

Общим недостатком этого метода является то, что распространение трещины обусловлено напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины.

При проведении ГРП трещины могут распространяться как вертикально, так и в горизонтальном направлении. Лабораторные исследования свидетельствуют о том, что при градиентах разрыва до 0,0158 МПа/м трещины ориентированы вертикально, а более 0,0223 МПа/м - горизонтально (Кристиан С. и др., 1985 г.).

С глубиной скважин вероятность распространения трещин в горизонтальном направлении увеличивается.

Повышение эффективности ГРП можно достичь уменьшением прочности терригенных полимиктовых пород в процессе проведения работ, снижая его упругоёмкие параметры. За счёт этого можно увеличить радиус трещины, а следовательно, и дебиты скважин.

Поставленная цель достигается тем, что перед его проведением проводят глубокую кислотную обработку пласта. При этом за счет растворения минералов, слагающих цементирующий материал, происходит ослабление сил сцепления в коллекторе, что, в свою очередь, приводит к снижению прочностных параметров породы (таблица 5.4).

Качественное выполнение работ по гидравлическому разрыву пласта в значительной степени зависит от свойств применяемых рабочих жидкостей. Рабочие жидкости используются для создания и трещин, и транспортирования, и равномерного распределения по объему трещины расклинивающего агента. Технология проведения ГРП определяет ряд специфических требований, предъявляемых к рабочим жидкостям:

• малая фильтруемость в пласт необходима для создания протяженных трещин малыми объемами жидкостей при незначительных скоростях нагнетания;

• оптимальная вязкость – для эффективной транспортировки и равномерного распределения расклинивающего агента;

• высокая термостабильность – для исключения возможности резкого снижения пескоудерживающей способности при достижении жидкостью пластовой температуры;

• низкие потери на трение в трубах и трещине – для снижения энергетических затрат при создании и закреплении трещины;

• обеспечение сохранности как абсолютной, так и фазовой проницаемости пород;

• обеспечение сохранности проницаемости системы «пласт-трещина» за счет наиболее полного извлечения жидкости и продуктов деструкции из созданных трещин и порового пространства пород;

• максимальная скорость процесса проведения ГРП (приготовление жидкостей, их закачка, деструкция) и освоение скважины, низкая температура замерзания жидкости;

• экологическая безвредность и нетоксичность;

• минимальная стоимость;

Совершенствование рецептур рабочих жидкостей ведется по следующим направлениям: снижение затрат времени на приготовление жидкости, уменьшение потерь на трение в трубах и трещине, повышение песконесущей способности, уменьшение отрицательного влияния растворов на продуктивный пласт, повышение скорости и качества послеоперационного освоения скважины и т.п. Наиболее широкое распространение получили рабочие жидкости на водной основе. На начальном этапе развития гидравлического разрыва пласта применялись маловязкие жидкости на водной основе, загущаемые различными реагентами.

Таблица 5.4 - Результаты определения величины снижения давления разрыва различных пород

№№ обр.	Интервал, м	Описание породы	Коэффициент Пуассона		Ргорн, МПа	Рпл, МПа	Давление разрыва		[8], [9], МПа
			до обр.	после обр.			до обр.	после обр.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
53845	2192-2200	песчаник серый мелкозернистый алевроли.	0,378	0,315	50,6	22,0	58,1	44,8	13
53847	-"-	-"-	0,393	0,259	50,6	22,0	59,0	42,0	17
53850	-"-	-"-	0,399	0,324	50,6	22,0	60,0	49,4	10
55852	2200-2204	песчаник бурый мелкозернист.	0,405	0,315	50,7	22,0	61,0	44,9	16,1
55853	-"-	песчаник серый мелкозернистый алевроли.	0,386	0,315	50,7	22,0	58,1	44,9	13,2
53855	-"-	-"-	0,324	0,114	50,7	22,0	47,7	29,4	18,3
53862	2204-2208	-"-	0,333	0,093	50,8	22,1	50,7	28,0	18,3
53863	-"-	-"-	0,315	0,115	50,8	22,1	48,5	29,5	19,0
53864	-"-	-"-	0,352	0,188	50,8	22,1	53,3	35,4	17,9

Жидкости для гидроразрыва в нефтяных скважин могут быть приготовлены следующими способами:

Загущением нефти. Известные вязкостные присадки к маслам, такие, как полиизобутилен, полиметакрилат, которые вводятся в нефть в концентрациях, которые обеспечивают необходимую вязкость. Однако полиизобутилен (КП-5, КП-10, КП-20), и полиметакрилаты (ПМА «В-1», ПМА «В-2») дороги и дефицитны. Для обеспечения требуемой вязкости при загущении нефти необходимый расход их велик, что практически трудноосуществимо и экономически неоправданно. Более реалистично загущение нефти вязкими дорожными битумами с температурой размягчения 35^оС и выше (марок БНД). Стоимость жидкости в этом случае невысока, однако расход битума (порядка 50 % от объема жидкости) достаточно велик.

Химической обработкой исходного продукта в месте использования жидкости разрыва, обеспечивающей необходимое повышение вязкости продукта. Исходный продукт должен быть транспортабелен, т.е. иметь низкую температуру застывания и невысокую вязкость, дешев и недефицитен и легко подвергаться химическим превращениям при добавлении небольшого количества обрабатывающего агента .

В качестве исходного продукта для приготовления жидкости для гидроразрыва может служить тяжелая смола пиролиза (ТСП). Смолы и асфальтены, содержащиеся в ТСП, не являются аналогами нефтяных смол и асфальтенов, а представляют, по существу, полициклические ароматические углеводороды. В структурах ароматических углеводородов в значительном количестве содержатся алкеновые связи, что определяет высокую реакционную способность компонентов ТСП. Термическая обработка ТСП позволяет резко увеличить его вязкость, получая битумообразный продукт – пиропласт. Однако условия термообработки сравнительно жесткие: температура 250-260^оС, давление до 1 МПа, время на реакцию 16-12 ч.

Вместе с тем для высокотемпературных пластов может понадобиться жидкость, имеющая вязкость при 80^оС более высокую, чем достигаемая обработкой ТСП AICI₃.

Поэтому с участием авторов были проведены опыты с обработкой ТСП последовательно 1,5 % AlCl₃ при 80^оС в течение 2, 3 и 4 часов.

Такая последовательная обработка ТСП AlCl₃ и Na₂Cr₂O₇·2H₂O позволяет достичь высокой его вязкости. При этом необходимо иметь в виду, что окисление бихроматом повышает содержание ПАВ обработкой только AlCl₃.