Реферат: Закрытое акционерное общество

Закрытое акционерное общество

"Управляющая компания

"ЮНАЙТЕД НОРД"


ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ГЕНЕРАТОРАМИ ДАВЛЕНИЯ И ГОРЮЧЕ-ОКИСЛИТЕЛЬНЫМИ ЖИДКОСТЯМИ


Д.т.н. Гребенников В.Т


Москва 2008 г.

Содержание







Введение
В процессе строительства и эксплуатации нефтегазодобывающих скважин происходит загрязнение прискважинной зоны пласта (ПЗП) компонентами буровых и тампонажных растворов, солевыми отложениями, асфальтосмолистыми веществами и другими твердыми частицами, вызывающее ухудшение фильтрационных свойств горных пород и снижение текущих дебитов скважин. Указанные изменения свойств пласта в прискважинной зоне и сопровождающие их физико-химические процессы при определенных условиях могут приводить к полному прекращению притока флюидов к скважине, блокировать часть извлекаемых запасов и существенным образом влиять на конечную нефтеотдачу разрабатываемых залежей.

Одним из путей решения проблемы увеличения проницаемости прискважинной зоны является использование твердотопливных генераторов давлений и жидких термогазообразующих композиций для создания термогазохимического воздействия (ТГХВ) на породы и газодинамического разрыва пласта (ГДРП). Для реализации технологий используют генераторы давлений различных типов (ПГД; ПГД.БК; ПГРИ; АДС и т.п.), горюче-окислительные смеси (ГОС), другие жидкие термогазообразующие композиции (ЖТГК), а также твердое ракетное топливо (ТРТ). В работе использованы известные публикации и рекламные проспекты ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» и Пермского инженерно-технического центра «ГЕОФИЗИКА».


^ Характеристика технических средств 1.1. Генераторы давления типа АДС
Применение генераторов типа АДС эффективно для термогазохимического воздействия как на терригенные, так и на карбонатные коллектора. АДС служат для воспламенения пороха при подаче на них электрического напряжения. Результаты опытных работ позволили определить и рекомендовать к промышленному производству четыре модификации: АДС-5, АДС-6, АДС-7, АДС-8. В зависимости от назначения модификации АДС отличаются геометри­ческими размерами, величиной поверхности горения и термостойкостью пороха.


^ Техническая характеристика АДС-5 и АДС-6

Способ воспламенения

Электрический

Минимальный ток воспламенения, А

1,5

Габаритные размеры, мм:




Наружный диаметр

112

Максимальная длина

12000

Масса одного сгорающего элемента АДС-5с, кг

16

Масса одного сгорающего элемента АДС-6с, кг

14

Масса одного воспламенителя АДС-6в, кг

14

Максимальная масса элементов при одном спуске, кг

158

Длина одного АДС-5с, АДС-6с, АДС-6в, мм

1200

Диаметр АДС-5с, АДС-6с, АДС-6в, мм

102

Минимальное гидростатическое давление, МПа

3

Максимальная допустимая температура, С0

100

При Т=100 С0

3

При Т=70 С0

6


^ Техническая характеристика АДС-7

Способ воспламенения

Электрический

Минимальный ток воспламенения, А

1,5

Габаритные размеры, мм:




Наружный диаметр

36-42

Максимальная длина

12700

Масса одного сгорающего элемента АДС-7с, кг

1,1

Масса одного воспламенителя АДС-7в, кг

0,9

Максимальная масса элементов при одном спуске, кг

158

Длина одного АДС-5с, АДС-6с, АДС-6в, мм

1200

Диаметр АДС-5с, АДС-6с, АДС-6в, мм

102

Минимальное гидростатическое давление, МПа

3

Максимальная допустимая температура, С0

100

При Т=100 С0

3


^ Техническая характеристика АДС-8

Способ воспламенения

Электрический

Минимальный ток воспламенения, А

1,5

Габаритные размеры, мм:




Наружный диаметр

112

Максимальная длина

12000

Масса одного сгорающего элемента АДС-8с, кг

66

Длина одного АДС-8с, АДС-8с, АДС-8в, мм

600

Диаметр АДС-8с, АДС-8в, мм

102

Минимальное гидростатическое давление, МПа

3

Максимальная допустимая температура, С0

180-250

При Т=100 С0

3

АДС-5 (рис. 1) состоит из сгорающих элементов АДС-5с ^ 1, воспламе­нителя АДС-6в 3, нагревательного элемента 2, скобы 4, каната 5, узла крепления 6, крышки 7, втулки 8, поддона 9, обоймы 10 и предназначен преимущественно для прогрева нефтегазоносного пласта.

АДС-6 (рис. 2) состоит из сгорающих элементов АДС-6с ^ 1, воспламе­нителя АДС-6в 3, нагревательного элемента 2, скобы 4, каната 5, узла крепления 6 (такого же как и у АДС-5с, крышки 7, втулки 8, поддона 9, обоймы 10 и предназначен для разрыва нефтегазоносного пласта.

Конструкции воспламенителей АДС-5в и АДС-бв одинаковы.

АДС-8 имеет составные части, идентичные АДС-5 и АДС-6, и предназ­начен для производства ТГХВ на месторождениях, имеющих пластовую температуру более 100 °С.

АДС-7 (рис. 3) состоит из сгорающих элементов АДС-7с ^ 1, воспламе­нителя АДС-7в 2, нагревательного элемента 3, груза 4, проволоки 5, опро­кидывающегося поддона 6 и предназначен преимущественно для прогрева нефтегазоносного пласта. Спуск АДС-7 осуществляют по насосно-компрессорным трубам 7.

Все АДС надежно работают при давлении в зоне воздействия не ниже 3 МПа в среде воды, нефти или соляной кислоты.

Аккумуляторы давления для скважин представляют собой гирлянду, собранную с помощью специально изготовленных к ним устройств.

Сгорающие и воспламенительные элементы АДС-5, АДС-6, АДС-8 изготовлены в виде цилиндрических шашек с пазами для укладки каната устройства сборки АДС. Спираль накаливания, расположенная в теле воспламенительного элемента




Рис. 1. Аккумулятор давления для скважин АДС-5














Рис.2. Аккумулятор давления Рис.3. Аккумулятор давления

для скважин АДС-6 для скважин АДС-7

Кольцевой паз со спиралью накаливания в воспламенительных элементах АДС заполняется специальным герметиком и мастиками. Поддон, обоймы, втулки и крышка с зажимом предохраняют сгораю­щие и воспламенительные элементы от ударов и смещения при спускоподъемных операциях в скважине. При работе с АДС-7 приме­няют груз, который ускоряет спуск пороховых изделий на забой сква­жины.

Все работы на скважинах с АДС проводит геофизическая партия по планам, составленным и согласованным в установленном порядке.
^ 1.2. Пороховые генераторы давления (ПГД) и генераторы с регулируемым импульсом давления (ПГРИ)
Для реализации метода воздействия твердотопливными генераторами давления разработаны необходимая номенклатура технических средств и методология проведения технологических операций с ними в различных геолого-технических условиях нефтяных и газовых скважин. Генераторы предназначены для газодинамического разрыва продуктивного пласта в добывающих, нагнетательных и разведочных скважинах. Объектами обработок являются низко - и среднепроницаемые породы – коллекторы, фильтрационные свойства которых были снижены в процессе бурения, заканчивания и эксплуатации скважин. Применение генераторов эффективно для воздействия как на терригенные, так и на карбонатные коллектора.

Для реализации технологии газодинамического разрыва пласта используют пороховые генераторы давления следующих марок: ПГД-42Т, ПГД.БК-100М, ПГД.БК-150 ПГД-170МТ и др. Промысловые испытания пороховых генерато­ров давления с регулируемым импульсом давле­ния (ПГРИ-50К, ПГРИ-100) показали, что они также могут быть использованы для восстановления и увели­чения продуктивности скважин с низкопроницае­мыми коллекторами.

Генераторы представляют собой гирлянду из пороховых зарядов, собираемых на отрезке геофи­зического кабеля. Длина гирлянды составляет от 2,5 до 6,8 м, масса зарядов от 28 до 75 кг. Приме­няются в скважинах диаметром не менее 118 мм при температуре до 100 °С.

Технические характеристики пороховых генераторов давления приведены в таблице 1. Импульсные давления, создаваемые генератором давления в зоне горения, показаны на рисунке 4.

Таблица 1

^ Технические характеристики пороховых генераторов давления


^ Наименование параметра

ПГД-42Т

ПГРИ-50К

ПГД-170МТ

ПГРИ-100

ПГД.БК-100М

ПГД.БК-150

Наружный диаметр, мм

42

52

42

95

95

80

Минимальный диаметр колонны, мм

50

60

50

118

118

95

Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа

100

80

80

80

80

100

Максимально допустимая температура, оС

170

100

170

100

100

150

Время выдержки при максимальных параметрах, ч, не более

 

 

 

 

 

 

     в агрессивных средах (растворы хлорида Na и Ca, HCl)

1

1

1

1 

1

1

     в неагрессивных средах (нефть, вода)

6

6

6

6 

6

6

Масса генератора, кг, не более

35

42

80

60

120

60

Длина генератора, м, не более

18

10

11

8,4

12

6



^ ПГД – 42ТМ

ПГД – 170МТ

^ ПГД.БК – 100/50

ПГД.БК – 150

^ ПГД.БК – 100М

ПГРИ - 100




Рис. 4. Импульсные давления создаваемые генератором давления ПГД в зоне горения


^ Горюче-окислительные составы (ГОС)
Горюче-окислительные составы используются при проведении газодинамического разрыва пласта. ГОС состоят из минерально­го окислителя (50-60 %), органического водораст­воримого горючего (10-20 %) и воды (30-35 %) как общего растворителя двух первых компонентов.


^ Рецептуры марок ГОС


Компоненты ГОС

Марка ГОС

ВНАМ

ВНАГ

ВНАЭГ

Пресная вода

30-35

Нитрат аммония NH4NO3

56-52

56-60

57-61

Карбамид CH4ON2

13-14

-

--

Глицерин CH3H8O3

-

9-10

-

Этиленгликоль C2H6O2

-

-

8-9



Трехкомпонентный гомогенный состав «окислитель+горючее+вода» претерпевает химическое превращение по многостадийному механизму: термораспад окислителя + термораспад горючего + реакции взаимодействия продуктов термораспада с выделением энергии. Температуры начала интенсивного разложения составляют:

- для нитрата аммония 290-3000С;

- для глицерина, этиленгликоля – 220-2300С;

- для карбамида 270-2800С.

Это значит, что давление в реакционном объеме должно быть 12-14 МПа. Второе условие: энергетический баланс - энергия воспламенителя ТТГД должна быть достаточной для обеспечения прогрева воды до температуры кипения и для инициирования реакций термораспада.

По сравнению с твердыми топливами жидкие энергоносители (горюче-окислительные составы) обладают тремя важнейшими преимуществами, а именно, возможностью:

• сплошного и достаточно протяженного интервала обработки скважины и, как следствие, получения существенно более продолжительного по времени импульса давления;

• оперативного регулирования соотношений между компонентами ГОС перед закачкой в скважину, что позволяет регулировать величину максимального давления в зоне обработки скважины;

• получения непосредственно на месте применения реакционно-способных высокоэнергетических композиций из компонентов, которые в обычных условиях являются взрыво- и пожаробезопасными или малоопасными.

В зоне горения горюче-окислительного состава температура поднимается до 1000 0С и более, а избыточное давление составляет 40 - 60 МПа, если существует достаточная связь скважины с пластом (например, через перфорационные каналы). При отсутствии такой связи избыточное давление может достичь величин порядка 90 - 100 МПа, что приводит к необратимым деформациям и разрушению колонны и цементного камня.

^ Основные параметры ГОС:


Масса ГОС для одной обработки, кг

500-1500

Теплотворная способность ГОС, кДж/кг

1300-1600

Максимальная температура применения, ° С

180

Температура горения, ° С

1100-1300

Минимальное гидростатическое давление применения, МПа

10


Продолжительность положительной фазы импульса создаваемого давления для разработанных составов составляет 5 – 10 с, в зависимости от термобарических условий скважины и количества ГОС.

Перечисленные составные части ГОС экологи­чески безвредны, широко выпускаются отечест­венной промышленностью, взрыво- и пожаробе­зопасны в условиях работы на объекте. ГОС пред­ставляют собой маловязкие растворы плотностью 1250-1300 кг/м3, которые готовят непосредственно на месте проведения работ, закачивают в сква­жины через насосно-компрессорные трубы (НКТ) и поджигают специальным воспламенителем. Воспламене­ние ГОС происходит только при повышенных давлениях (не менее 10 МПа) в скважине от внеш­него источника энергии. Генерируемый импульс давления показан на рисунке 5. В качестве воспламенителя применяется генератор давления в специальной компоновке, спускаемый в зону расположения ГОС на геофизическом кабеле. Объемы закачиваемых в скважины ГОС определяются горно-геологическими пара­метрами пласта, техническим строением скважи­ны и обычно составляют 700-1000 л [6].





Рис.5. Импульс давления в зоне горения ГОС


Основные требования, предъявляемые к ГОС:

Способность воспламеняться от штатных твердотопливных генераторов давления;

Устойчивость горения в широком диапазоне начальных давлений и температур применения;

Малая вязкость, достаточная для проникновения ГОС в трещины и поры;

Энергетические характеристики: температура горения Тг ≥ 1300 К

Безопасность и доступность компонентов.



^ 2. Технологии воздействия 2.1. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)
Сущность технологии термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в использовании тепловой, химической энергии и механического воздей­ствия на пласт пороховыми газами, образующимися при сжигании беска­мерного порохового заряда, установленного в интервале продуктивных пластов.

Разработанный способ использования пороховых зарядов в бескамер­ном варианте позволяет изменять массу одновременно сжигаемого поро­хового заряда (от 20 до 500 кг и более), что дает возможность передать пласту при одной обработке до 2511,6 кДж тепла.

Эффективность данной технологии воздействия определяется не только количеством подведенного тепла, но и тем, что в качестве рабочего тела используются химически агрессивные, нагретые до высокой температуры пороховые газы, легко проникающие в поры и трещины продуктивного пласта, разрушающие и удаляющие из них твердые углеводородные отложения и эмульсии.

Достоинство разработанной технологии — возможность регулирования эффекта воздействия на призабойную зону пласта изменением газопри­хода (время сгорания порохового заряда может изменяться от долей секунды до десятков минут), что позволяет прогревать пороховыми га­зами призабойную зону пласта при малом газоприходе в случае близости водонефтяных контактов или при необходимости более интенсивного воздействия — разрывать пласт с трещинообразованием в породе.

Таким образом, ТГХВ — это комплекс механического (трещинообразование за счет давления пороховых газов), теплового и химичес­кого методов, он дает возможность регулирования интенсивности ука­занных факторов при использовании зарядов различной массы и конст­рукций из порохов разных марок.

Смесевые топлива представляют собой механическую смесь, состоя­щую в основном из тонко измельченного минерального окислителя, ор­ганического горючего-связки и металлических добавок: соотношением горючего и окислителя в топливе можно варьировать в широких пределах [1].

В качестве окислителей для смесевых топлив используют химические соединения с высоким содержанием свободного кислорода, совместимые с горючим-связкой, например перхлорат аммония, перхлорат калия и др.

Наибольшее распространение получил перхлорат аммония ввиду его доступности и дешевизны, а также потому, что при разложении его обра­зуются только газообразные соединения с небольшой молекулярной массой.

В качестве горючего связующего вещества для смесевых топлив используют углеводородные соединения типа каучуков, смол и пласт­масс. Применение в смесевых топливах металлических горючих приводит к повышению температуры горения топлива, что повышает мощность двигателей на твердом топливе и стабильность горения смесевого топлива.

Примером смесевой композиции может служить известный сос­тав, %: перхлорат аммония — 72; сополимер бутадиен каучука и акрило­вой кислоты (связка) — 18,8; алюминий —9; окись магния —0,2 [2].

Для повышения кислородного баланса смесевого топлива (у перхло­рата аммония массовое содержание свободного кислорода составляет 34 %) в качестве связующего компонента используют нитразол, основу которого составляет нитроцеллюлоза.

Горение твердого топлива представляет собой последовательность физико-химических процессов, начинающихся в твердой и завершающих­ся в газовой фазе на некотором расстоянии от поверхности с образова­нием равновесной смеси продуктов сгорания.

Схема горения смесевого топлива следующая. При нагреве поверхно­стных слоев смесевого топлива происходит термическое разложение не­органических окислителей и связующих веществ. Процесс разложения перхлората аммония начинается при температуре 200— 300 °С, и идет по реакции:




4NH4C1O4  2СО2 +2Cl2 + 302 + 8Н2О + 2N20

(1)


при температуре выше 350 °С:




2NH4ClO4  4Н20+ С12 + 02 + 2NO.

(2)

Горючее-связка, окружающая частицы окислителя, при нагреве обра­зует горючий газ, в котором находятся частицы углерода.

Скорость горения топлива определяется его физико-химическими характеристиками, давлением в камере, скоростью газового потока, омы­вающего поверхность горения, и начальной температурой. Состав топлива и технология его изготовления оказывают существенное влияние на ско­рость горения. Для смесевых топлив скорость горения зависит от вида окислителя и степени его измельчения.

Необходимо помнить, что скорость горения твердого топлива можно регулировать изменением его состава и конструктивными приемами.

Для повышения скорости горения смесевых топлив используют катализаторы, содержащие окислы меди, хрома, железа, магния, же­лезных, медных и магниевых солей хромовой и метахромистой кислот, металлоорганических соединений. Так, ферроцен увеличивает скорость горения топлива на основе перхлората аммония в 2 раза. Для снижения скорости горения в качестве ингибиторов горения применяют фтористые соединения (UF, CaF2, BaF2) и гетеромолибдаты. Так, добавка 2 % LiF к полиуретановому топливу снижает скорость горения в 2 раза.

Изменение скорости горения смесевых топлив может быть достигну­то за счет полной либо частичной замены перхлората аммония другими окислителями: увеличение скорости горения — заменой перхлората аммо­ния перхлоратом калия или монометилперхлоратом аммония; сниже­ние — нитратом аммония. Существенно влияет на скорость горения смесевых топлив размер частиц окислителя и металла. Так, в быстрогорящих топливах применяют фракции перхлората аммония с размером частиц 3—5 мкм [3].

Физические методы регулирования позволяют увеличить скорость горения топлива без изменения их химического состава, физико-химичес­ких и энергетических характеристик. Наиболее распространено введение в топливо тешюпроводимых металлических элементов, представляющих собой длинные нити и пластины, ориентированные вдоль оси с торцевым горением, либо короткие пластинки и иголки, распределенные равномер­но по массе топлива.

Эффективный метод повышения скорости горения — создание порис­той структуры топлива. Скорость распространения фронта горения по толще такого топлива определяется скоростью проникновения горячих газов в поры топлива, которая, в свою очередь, зависит от размеров пор и давления.

Скорость горения твердого топлива можно регулировать воздейст­вием электрического поля на зону горения, электроподогревом топлива заделанными в него проводниками, а также гидравлическим методом.

Данные химического состава газообразных продуктов (при сгорании перхлоратного топлива) показывают, что они состоят в основном из угле­кислого газа и хлористого водорода [4].

При разложении перхлората аммония образуется хлористый водород с теплотой разложения при постоянном объеме, равном 132,9 Дж. Моле­кулы хлора при нагревании диссоциируются на атомы, которые реагируют с молекулами водорода, образуя HCI и атом водорода. Последний реаги­рует с молекулой хлора, образуя НС1 и атом хлора. Таким образом, за счет цепной реакции образуется HCI.

Таким образом, основными факторами воздействия на продуктивный пласт являются механический, тепловой и химический факторы [1].

Механический фактор. Давление при сжигании порохового заряда в скважине определяется временем его горения и степенью замкнутости объема, в котором проис­ходит горение. На забое скважины давление может достигать 30—100 Мпа и более, так как столб жидкости, находящейся в скважине» играет роль своеобразного пакера.

При горении порохового заряда в интервале продуктивного пласта находящаяся там жидкость под давлением образующихся газов вытес­няется в пласт, расширяет естественные трещины, поровые каналы и соз­дает новые трещины с остаточными раскрытостью и протяженностью.

Расчеты, проведенные для естественных условий на основе уравнения фильтрации жидкости в порово-трещинной среде с учетом инерции, пока­зали, что максимальная протяженность остаточной вертикальной трещи­ны при сжигании 100 кг пороха в течение 5 с составляет 15—18 м при ее раскрытии у стенки скважины 5—7 мм.

Данные промысловых исследований показывают, что наличие в пласте подобных трещин ведет к многократному увеличению проводимости пласта, следовательно, производительности скважины.

Тепловой фактор. Важную роль в процессе горения пороха на забое скважины играет тепловой фактор. При сгорании 1 кг пороха выделяется 3344—5434 Дж тепловой энергии. Если принять массу заряда, сжигаемого в скважине, равной 200 кг, то тепловая энергия, передаваемая жидкости и окружаю­щей породе, составит 837,2 кДж. Максимальная температура на фронте горения заряда может достигать 3500°С, но за счет достаточно хорошей теплопроводности колонны, жидкости и породы температура среды на уровне стенки скважины не превышает 350°С.

Тепловое воздействие в процессе ТГХВ значительно отличается по характеру от обычного нагревания за счет чистой теплопроводности поро­ды пласта. При сжигании порохового заряда наблюдается импульсный характер выделения тепловой энергии. Перенос тепла совмещается с интенсивным движением нагретых жидкости и газообразных продуктов горения в глубь продуктивного пласта. При этом теплопередача скелету пласта за счет теплопроводности по сравнению с теплопередачей по фрон­ту движения горячего флюида незначительна, поэтому практически все тепло отдается только поверхности поровых и трещинных каналов, а вернее, твердым отложениям и сольватным (аномальным) слоям на по­верхности этих каналов.

Нагретые пороховые газы, проникая по поровым каналам в глубь пласта, расплавляют выпавшие в процессе эксплуатации скважины тяже­лые компоненты нефти (смолы, асфальтены, парафины). После сгорания заряда давление в скважине снижается и пороховые газы, находящиеся в пласте, вытесняются пластовым флюидом в ствол скважины, увлекая за собой расправленные отложения. Поэтому роль теплового фактора в процессе ТГХВ значительно усилена по сравнению с другими способами нагревания призабойной зоны скважин. Например, при электропрогреве передача тепла осуществляется через скелет продуктивного пласта и час­тично посредством конвекции в стволе скважины.

С помощью сеточной модели [5] были решены уравнения нестационарного парного теплового поля с учетом трехфазной среды. При обработке ре­зультатов моделирования получено распределение температуры в призабойной зоне пласта при различных количествах сжигаемого пороха, време­ни горения, скорости движения нагретой газожидкостной смеси в продук­тивном пласте. Прогрев по длине поровотрещинных каналов в направ­лении от стенки скважины в глубь пласта при ТГХВ оценивается в 10 м.

Получены различного вида зависимости, имеющие важное практичес­кое значение и позволяющие определить конструкцию пороховых изде­лий, их оптимальную массу для широкого диапазона геолого-физических характеристик продуктивных пластов, рациональное время горения по­рохового заряда.

Химический фактор. При сжигании порохов в скважине происходит химическое воздей­ствие агрессивной газовой фазы продуктов горения на скелет породы и пластовую жидкость. Лабораторными исследованиями и промысловыми работами дока­зано, что для усиления действия химического фактора в карбонатных коллекторах целесообразно и эффективно сжигать пороховой заряд в среде соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину. Это мероприятие приводит к многократному увеличению производи­тельности скважин.

В конструктивном отношении пороховые изделия отличаются просто­той изготовления, имеют цилиндрическую форму, удобную для транспор­тировки и сборки заряда на скважине. Конструкция пороховых изделий позволяет компоновать пороховой заряд для производства ТГХВ до 500 кг и более. Для воспламенения порохового заряда разработаны воспламенители, которые отличаются от обычных изделий только нали­чием спирали накаливания, расположенной в теле порохового изделия.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта осуществляют с помощью имеющегося нефтепромыслового и геофизического оборудования. В зависимости от геолого-технических условий скважин и поставленных задач при ТГХВ наиболее рациональны в настоящее время следующие схемы.

Технологическая схема производства ТГХВ с целью прогрева прово­дящих каналов продуктивного пласта пороховыми изделиями АДС-5 (рис. 6) заключается в следующем. В скважину на геофизическом кабе­ле 2 в интервал продуктивного пласта 3 опускают пороховой заряд 1 и устанавливают его на забое скважины (при глубине зумпфа не более 2—3 м). Пороховой заряд собирают на устье скважины в специальном устройстве для сборки из нескольких сгораемых элементов АДС-5с и воспламенителя АДС-6в, устанавливаемого в верхней части заряда. Воспламенение порохового заряда осуществляется подачей электрическо­го напряжения на спираль накаливания, расположенную в АДС-6в. Горе­ние начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распростра­нению горения на боковую (цилиндрическую) поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. Полное время горения АДС-5 при давлении 3 МПа может достигать 3—5 с, поэтому давление в скважине растет незначительно и не приводит к разрыву пласта. Данная технологи­ческая схема рекомендуется к применению в скважинах, в которых продуктивный пласт достаточно раздренирован и проницаемость призабойной зоны уменьшена в процессе эксплуатации за счет выпадения смол, пара­финов, механических примесей, эмульсии и пр.




^ Рис. 6. Схема спуска АДС-5 в скважину без применения пакера и воспламенительного устройства


Технологическая схема проведения ТГХВ для разрыва нефтегазоносного пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах пороховыми изде­лиями АДС-6 заключается в следующем. В скважину в необходимый для воздействия интервал продуктивного пласта, на геофизическом кабеле опускают собранный из АДС-6 пороховой заряд. В верхней и нижней час­тях порохового заряда устанавливают воспламенители АДС-бв. При необ­ходимости их устанавливают и в средней части порохового заряда. От воспламенителей зависит общее время сгорания всего порохового заря­да. При давлении 5 МПа АДС-6 сгорает за 1 с.

В результате сокращения общего времени горения порохового заря­да давление в зоне обработки резко возрастает, что приводит к расшире­нию естественных или образованию новых трещин в нефтегазоносном пласте. Относительно быстрое сжигание порохового заряда в скважине позволяет получить необходимое для разрыва пласта давление пороховых газов без использования пакерующего (герметизирующего) скважину устройства. Роль своеобразного пакера в данном случае выполняет столб жидкости, находящийся в скважине.

После обработки геофизический кабель извлекают, в скважину уста­навливают эксплуатационное оборудование и пускают ее в работу. В дан­ной схеме не исключается действие теплового и химического факторов.

Технологическая схема проведения ТГХВ с использованием АДС-8 аналогична схеме с АДС-5 и АДС-6. Применяют ее на месторождениях с пластовой температурой выше 100 °С.

Технологическая схема производства ТГХВ с использованием АДС-7 методом прогрева нефтегазоносного пласта применяется в скважинах со спущенными насосно-компрессорными трубами. Пороховой заряд опускают в скважину (при незначительном зумпфе) при помощи спе­циального устройства с опрокидывающимся поддоном (см. рис. 3).

На устье скважины в насосно-компрессорные трубы 7 устанавливают устройство с поддоном 6 и закладывают расчетное количество АДС-7с. Для предотвращения смещения АДС-7с и ускорения спуска в скважину сверху АДС-7 устанавливается груз 4. При выходе из нижнего конца ко­лонны НКТ поддон опрокидывается и пороховые изделия самопроизволь­но опускаются в зумпф и перфорированную часть скважины.

Изделия воспламеняются при повторном спуске кабеля с воспламе­нителем АДС-7в. Использование данной технологической схемы позволяет быстро пустить скважину в работу после обработки.

Начиная с 1976 г. началось широкое промышленное внедрение термогазохимического метода воздействия на прискважинную зону пласта во многих нефтегазодобывающих объединениях Министерства нефтяной промышленности, что объясняется невысокой стоимостью комплек­тов АДС, простотой обслуживания, значительным приростом дебитов и приемистости скважин, незначительным временем, затрачиваемым на операцию ТГХВ (таблица 2, 3) [1].

Таблица 2

^ Эффективность обработок добывающих скважин ТГХВ


Объединения

Количество обработанных скважин

Успешность обработок скважин, %

Суммарная дополнительная добыча нефти, тонн

Средняя дополнительная добыча нефти на скважину, тонн

Башнефгъ

1477

62,4

1389727

941

Пермнефть

694

71,9

374319

539

Татнефть

309

53,4

196738

637

Мангышлакнефть

858

50

549487

640

Краснодар-нефтегаз

52

71

1800

35

Куйбышевнефгь

28

50

1774

63

Союзтермнефгь

10

60

479

48

Томскнефть

15

47

4316

288

Сахалинмор-нефтегаз

23

35

475

21

Коминефгь

60

46,7

4556

76

Эмбанефть

33

82

748

23

Нижневолжск-нефть

77

49,4

4182

54

Удмуртнефть

22

45,4

2756

125

Саратовнефтегаз

16

81,2

9127

570

Азнефть

47

55,3

8973

191

Белоруснефть

4

-

0

0

Оренбургнефть

116

52,6

29056

250

Укрнефть

28

50

3346

119

Всего:

3669

57,9

2581859

704



Таблица 3

^ Эффективность обработок нагнетательных скважин ТГХВ


Объединения

Количество обработанных скважин

Успешность обработок скважин, %

Суммарная дополнительная закачка воды, м3

Средняя дополнительная закачка воды на скважину, м3

Башнефгъ

232

40,1

6795265

29290

Пермнефть

186

73,1

890247

4786

Татнефть

198

61,6

4898588

24740

Мангышлакнефть

1

-

0

0

Куйбышевнефгь

36

50

245283

6813

Томскнефть

4

75

989

247

Сахалинморнефтегаз

2

50

2700

1350

Коминефгь

15

40

70386

4692

Нижневолжскнефть

4

25

33972

8493

Саратовнефтегаз

19

94,7

1134180

59694

Азнефть

1

100

1220

1200

Белоруснефть

2

-

0

0

Оренбургнефть

3

-

0

0

Всего:

703

56,2

14023830

19948


По результатам представленных материалов можно сделать следующие выводы:

По данным обработок 3669 добывающих скважин в карбонатных и терригенных коллекторах на месторождениях России, Украины, Белоруссии и Казахстана успешность обработок составила 57,9 % при среднем значении дополнительно получаемой нефти одной скважиной 704 тонны. Наиболее вероятная продолжительность эффекта обработки находится в пределах 75 – 120 суток.

Применение ТГХВ для обработок обводненных скважин обеспечивает уменьшение обводненной продукции (на 15-25 %).

По данным обработок 703 нагнетательных скважин на тех же месторождениях успешность обработок составила 56,2 % при среднем значении дополнительно закачиваемой воды в пласт через одну скважину 19946 м3.

Эффективность обработок скважин методом ТГХВ может быть существенно увеличена с одновременным применением технологических растворов в особенности в карбонатных коллекторах.
^ 2.2. Газодинамический разрыв пласта (ГДРП)
Технология газодинамического разрыва пласта (ГДРП) разработана в 1992 г. сотрудниками ВНИПИвзрывгеофизика и Малаховским отделени­ем ВНИИППГ, доработана сотрудниками НИЦ НК «Лукойл», НПП «ИНТЕКС» и с 1997 г. апробиро­вана на месторождениях ОАО «Лукойл» в различ­ных инженерно-геологических условиях. Наряду со специалистами ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» работы в области газодинамического разрыва пласта с применением твердотопливных генераторов давления и жидких термогазообразующих композиций с целью повышения производительности нефтяных скважин проводились сотрудниками Пермского инженерно-технического центра «ГЕОФИЗИКА», где так же была создана теоретическая база и накоплен большой опыт применения технологии. Опираясь на данные Пермского инженерно-технического центра и ВНИПИвзрывгеофизика, ниже приводится описание и механизм воздействия продуктов горения твердотопливного генератора давления (ТТГД) и жидких термогазообразующих композиций (ЖТГК), а также результаты применения газодинамического разрыва пласта.

Технология ГДРП основана на использовании для очистки призабойной зоны пласта и создания «техногенных» трещин энергии высоко­температурных (1200-1600 К) газов, образующих­ся при сгорании ГОС и твердотопливных систем. Основные преимущества технологий ГДРП состоят в том, что они позволяют в широких пределах изменять динамику нагружения горных пород, в том числе, используя свойства горных пород необратимо деформироваться при высокоскоростных динамических нагрузках. Спад давления разрыва в скважине происходит в форме затухающей пульсации репрессионно-депрессионных воздействий в течение времени, значительно превышающего время горения топливных систем. Мощное механическое воздействие создает в ПЗП разветвленную систему остаточных трещин протяженностью от 1,5 до 15 м и более, производит разрушение водонефтяных барьеров, последовательно выполняя очистку прискважинной зоны пласта от про