2.4. Имплозионное воздействие

Под имплозией (от лат. im – внутрь, plodo – бить) понимают внутрискважинный метод обработки призабойной зоны продуктивного пласта для интенсификации добычи нефти или газа. Сущность метода заключается в создании мгновенного удара столба жидкости, заполняющего ствол скважины и поровое пространство, о породу призабойной зоны пласта. При этом возникает импульс гидравлического давления, кратковременная мощность которого существенно превышает силы горного взаимодействия в пласте и способствует эффективному дренированию призабойной зоны с образованием сети горизонтальных и вертикальных трещин. Эта искусственная трещиноватость повышает приток добываемых флюидов к забою скважины.

Инициатором гидравлического удара служит полая капсула, опускаемая в скважину.

До 1979 г. обработка скважин с использованием эффекта имплозии проводилась с помощью устройства Севостьянова (рис. 2.), конструкция которого включает заглушку-переходник 1 с имплозионной камерой 2, специальную муфту 3 с мембраной 5 поджимной ниппель 6, предназначенный для замены разрушенной мембраны. Имплозионное воздействие осуществляется по следующей технологии. На колонне насосно-компрессорных труб 7 устройство спускается в скважину 8 с таким расчетом, чтобы нижняя часть его 6 установилась напротив интервала обрабатываемого пласта 12. Затем через устьевую арматуру путем закачки в скважину продавочной жидкости 9 создается давление, разрушающее мембрану 5.

Рис. 2. Устройство для обработки скважин методом имплозии: 1 – заглушка-переходник; 2 – имплозионная камера; 3 – специальная муфта; 4 – прокладка; 5 – мембрана; 6 – ниппель; 7 – насосно-компрессорные трубы; 8 – эксплуатационная колонна (скважина); 9 – столб продавочной жидкости; 10 – восходящий депрессивный поток; 11 – пластовый флюид; 12 – обрабатываемый пласт

После разрыва мембраны жидкость 10, которой заполнена скважина, мгновенно устремляется внутрь пустотелого корпуса 2, в результате чего создается разрежение на забое. За счет этой депрессии пластовая жидкость 11 с большой скоростью начинает поступать в скважину. С другой стороны, столб жидкости, находящейся в скважине, падая после разрушения мембраны к забою, создает гидравлический удар с давлением, в 5-8 раз превышающим давление разрыва мембраны. После срабатывания устройства производится промывка скважины и вызов притока в эксплуатационных или определение приемистости в нагнетательных скважинах. Интенсивное движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке фильтровой части пласта от загрязнений (отложений парафина, смол и т.д.), а в отдельных случаях приводит к разрушению породы призабойной зоны пласта и образованию там трещин. По литературным данным приток нефти в нефтедобывающих скважинах после имплозии может возрасти в несколько раз. Иногда скважины, эксплуатируемые механизированным способом, переходят в ряд фонтанирующих.

Более высокая эффективность рассматриваемого метода в скважинах с малой проницаемостью пород коллекторов объясняется образованием вертикальных трещин, обеспечивающих больший приток жидкости из пласта к забою скважин. Случаи неудачных обработок при этом объясняются неправильным выбором объектов под имплозию, несовершенством технологии и устройства для воздействия на призабойную зону.

Наблюдался также преждевременный разрыв мембран, изготовленных из серого чугуна СЧ 15-32, вследствие чего обработка с применением устройства оказывалась безрезультатной.

Рис.3. Принцип действия гидрогенератора давления ГГД-ПНН:

1 – рабочий агент; 2 – трубы; 3 – эксплуатационная колонна; 4 – направляющий патрубок; 5 – мембрана; 6 – имплозионная камера; 7 – переходник; 8 – плунжер; 9 – рабочие окна; 10 – продуктивный пласт; 11 – ловушка

Гидрогенератор давления (ГГД-ПНН), состоящий из корпуса имплозионной камеры 6, мембраны 5 и плунжера 8 спускают в скважину 3 на НКТ 2 с таким расчетом, чтобы нижняя его часть – середина окон 9 ловушки 11 оказалась против интервала обрабатываемого пласта 10. После этого затрубные задвижки закрываются и путем повышения давления на устье до 10 МПа за счет закачки в скважину рабочего агента 1 осуществляют разрыв мембраны 5. Давление разрыва мембраны (на устье) не должно превышать 10 МПа для предотвращения нарушения целостности эксплуатационной колонны, так как трубное и затрубное пространства скважины сообщаются через окна направляющего патрубка генератора. Затем скважинная жидкость со скоростью 100-150 м/с заполняет имплозионную камеру и выталкивает плунжер в ловушку 11, создавая в обрабатываемой зоне пласта (на уровне окон 9 ловушки) гидравлический удар с давлением, превышающим горное. Это в свою очередь обеспечивает образование искусственных или расширение уже имеющихся остаточных трещин в призабойной зоне пласта, которые из-за необратимости процессов деформации горных пород полностью не смыкаются под действием горного давления.

Таким образом, сущность метода заключается в том, что улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта и, следовательно, повышение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин достигается за счет использования энергии гидравлического удара падающего столба скважинной жидкости. При резком повышении давления в обрабатываемой зоне пласта рабочая жидкость (кислотный раствор, ПАВ, или углеводородный растворитель) залавливаются в пласт, выполняя роль клина раздвигающего горную породу.

Существует еще такие методы воздействия на призабойную зону пласта как: волновое или вибрационное воздействие, декомпрессионная обработка, щелевая разгрузка, кавитационно-волновое воздействие.

Вопрос № 3: «Осложнения при добыче нефти».