ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

В скважинах, снижающих свою производительность из-за от­ложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолисгых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горя­чей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка—процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при которой этот раствор нагревается, за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо вещество во второй фазе термокислотной обработки, следующей без под­рыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Известно много веществ, которые вступают в экзотермически реакцию с соляной кислотой (каустическая сода, карбид кальция, алюминий и др.), однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.

При взаимодействии соляной кислоты с алюминием, хотя и выделяется тепла больше, чем при реакции с магнием, продут г ее в виде объемистой массы гидрата окиси алюминия выпада к'! в осадок. Даже небольшие примеси алюминия приводят к сильны осадкообразованиям и закупориванию пор пласта.

Количество тепла, выделяемого при растворении магния в соляной кислоте, определяется из уравнения (для одного моля Мg)

Мg + 2НС1 + 2Н₂О = МgС1₂ -+ Н₂О + Н₂ + 470 кДж. (236)

Из этого уравнения видно, что при растворении в кисло г 1 грамм-молекулы магния, равной 24 г по весу, выделяется 470 кДж тепла; при растворении 1 кг магния выделяется тепла в количестве 18,9 МДж.

Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом (18,9 МДж) был бы нагрет до температуры 308 °С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т. » к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния.

Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рациональным будет такое соотношение кислоты к магнию, чтобы конечная температура раствора после реакции была в пределах 75—80 °С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75—80 °С и в то же время была бы еще достаточно активной (10—12%-ной концентрации) для реакции с породами пласта.

Опытным путем найдены следующие качественные показатели получающиеся при полном растворении магния в 15%-ной кислоте.

Количество 15%-ной кислоты, л

увеличение температуры раствора, ⁰С

остаточная концентрация кислоты, %

9,6

10,5

11,0

11,4

12,2

12,7

Учитывая, что температура кислотного рас­тра перед реакцией равна 10—30 °С, можно мять как оптимальное соотношение от 70 до О л 15%-ной кислоты на 1 кг магния при расчетной температуре раствора после реакции от до 90 ⁰С и остаточной концентрации НС1, равный 11—12,2%.

При расчете режима закачки кислоты необходимо располагать данными о том, за какое время контакта кислоты с магнием произойдет снижение концентрации ее до заданной, например с 15%-ной концентрации до 11,0 или 12,2%-ной. Очевидно, что чем большее количество кислоты реагирует с одним и тем же количеством магния, тем больше времени потребуется для снижения ее концентрации и, наоборот, чем больше площадь контакта кислоты с магнием, тем быстрее идет реакция, быстрее снижается концентрация кислоты.

Опытным путем найдено, что 1 см³ 15%-ной кислоты при контакте с 1 см² поверхности магния снизит свою концентрацию до 11,5% за 10 с; 2 см³ кислоты при воздействии на такую же поверхность снизят концентрацию до 11,6% 15 с и, наконец, 4 см³ кислоты снизят концентрацию до заданной за 25 с.

Рис. 177. Реакци­онный наконечник

Для проведения термокислотной обработки магний в виде прутков или стружки загружа­йся в специальный реакционный наконечник (рис. 177), который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины.

Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответствующее количество соляной кислоты.

Верхняя труба 3 наконечника через переводник 2 крепится к муфте насосно-компрессорных труб. Эта труба (контактный ствол наконечника) заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раствором. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пласти­к-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.

Для дегазации горячего раствора, поступающего в нижнюю трубу, в муфтовом соединении между верхней и нижней трубами устанавливается воронка-газоотборник 5. Для удаления освобож денного газа (водорода) в верхней части нижней трубы под муф­той просверливают четыре—шесть отверстий диаметром 3 мм в один ряд по окружности трубы. В нижней части нижней трубы на шпильках устанавливается термометр-самописец 8 для записи тем­пературы во время процесса. Для защиты от действия горячего раствора термограф помещают в железный кожух.

Недостатком описанной конструкции реакционного наконечни­ка является то, что для доставки его к забою скважины и обрат­ного извлечения приходится производить трудоемкие и продолжительные операции по подъему и спуску колонны насосно-компрессорных труб.

Осуществление термокислотной обработки скважин без трудо­емкой операции по подъему и спуску насосно-компрессорных труб

возможно при использовании вставных реакционных наконечников, спускаемых в скважину на насосных штангах.

Термокислотная обработка скважин осуществляется в следую­щем порядке. Наконечник загружают стержнями магния и опуска­ют на подъемных трубах или штангах в скважину. После про­ведения всех подготовительных работ в трубы прокачивают нефть при максимальной подаче насоса. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают 15%-ный солянокислотный рас­твор, со скоростью в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой (термохимической) фазы обработки, нагнетают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

Скорость закачки кислотного раствора для первого этапа об­работки (термохимического) подбирают таким образом, чтобы при прохождении раствора через наконечник концентрация его снизи­лась бы до заданного значения, а температура повысилась бы до 75—98 °С. Это необходимое, хотя и трудно выполнимое условие.

Сложность заключается в том, что условия, определяющие про­цесс взаимодействия кислоты с магнием, при прокачке ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирую­щая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет рас­чет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим про­качки кислоты через наконечник со стружечным магнием во вре­мени определяется на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обра­ботках.

Термохимический процесс может совмещаться не только с про­стыми обработками и обработками под давлением, но и с кислотоструйными. Для этого применяют специальные наконечники с профилированными соплами.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупно-зернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать тре­щине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполнен­ные крупнозернистым песком, высокопроницаемы; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в не­сколько раз.

При разрыве фильтрующейся в пласт жидкостью механизм об­разования трещин можно представить в следующем виде.

В каждой сцементированной горной породе имеются естествен­ные микротрещины, которые под действием горного давления, т. е. давления, создаваемого залегающими выше породами, плотно сжаты. Проницаемость таких трещин незначительна. Под давле­нием, создаваемым в скважине при нагнетании жидкости, послед­няя фильтруется в первую очередь по зонам наибольшей проница­емости, в том числе в естественные трещины. При этом между пропластками по вертикали создается разность давления, так как в более проницаемых пропластках и трещинах давление будет боль­ше, чем в мало- или практически непроницаемых. В результате возникает усилие, действующее на кровлю и подошву проницаемо­го пласта; вышележащие породы подвергаются деформации, и на границах пропластков образуются трещины или же расширяются уже имеющиеся микротрещины.

При использовании нефильтрующейся жидкости механизм раз­рыва пласта становится сходным с разрывом толстостенных сосу­дов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрую­щейся жидкостью давление разрыва обычно бывает значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями.

Раньше считалось, что давление разрыва пластов должно пре­вышать горное давление, создаваемое массой пород. Практически оказалось, что чаще всего давление разрыва бывает меньше, чем горное давление, и равно 1,5—2,5 гидростатического давления в скважине, т. е.

(237)

где р_р—давление разрыва, Па; Н—глубина скважины, м.

Рис. 178. Схема гидравлического разрыва пласта

I—нагнетание жидкости разрыва; II—нагнетание жидкости-песконосителя; III — нагнетание продавочной жидкости. 1 — глины; 2 — нефтяной пласт

Причину образования трещин при давлении, меньшем горного давления, акад. С. А. Христианович объясняет пластическими де­формациями глин и глинистых пород в процессе бурения скважин залегающих в кровле или в самом продуктивном пласте. Предпо­лагается, что глины «вытекают» в скважину после их вскрытия под действием лежащих выше пород. Это приводит к возникновению «разгружающих сводов» в зоне пластов, охваченных пластической деформацией, и вследствие этого вертикальное горное давление оказывается уменьшенным вблизи скважины.

Операция гидравлического разрыва пласта состоит из следую­щих последовательных этапов (рис. 178): I) закачка в пласт жид­кости разрыва для образования трещин в пласте; II) закачка жидкости-песконосителя; III) закачка жидкости для продавливания песка в скважину.

Для проведения этих операций заранее устанавливают качест­во и объем рабочей и продавочной жидкостей, количество песка и его концентрацию в рабочей жидкости.

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии эти жидкости объединяют под одним названием— жидкость разрыва. Жидкости разрыва применяют в основ­ном двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные раство­ры. Иногда применяют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах; к ним относятся сырая нефть повышенной вязкости, мазут или его смесь с нефтями, дизельное топливо или сырая нефть, загущен­ные нафтеновыми мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах; к ним относятся вода, водный раствор сульфитспиртовой барды, рас­творы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Выбор жидкости разрыва определяется в основном такими ее параметрами, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

При слишком малой вязкости жидкости разрыва для достиже­ния давления разрыва требуется закачка в пласт значительного объема жидкости, поэтому необходимо большое число одновремен­но работающих насосных агрегатов. При слишком большой вязко­сти жидкости для образования трещин необходимы высокие давле­ния, так как с увеличением вязкости растут потери напора при прокачке жидкости по трубам.

Обычно вязкость жидкости разрыва в зависимости от прони­цаемости пород пласта выбирают в пределах от 50 до 500 сП (от 0,05 до 0,5 Па*с). В отдельных случаях, особенно при закачке жидкости через обсадную колонну, применяют жидкость вязкостью до 1000, а иногда до 2000 сП (до 2 Па*с).

Удерживающая способность жидкости, т. е. способность удер­живать песок во взвешенном состоянии, находится в прямой зави­симости от ее вязкости.

Жидкость разрыва должна обладать низкой фильтруемостью, чтобы она слабо поглощалась стенками трещины; это дает воз­можность поддерживать трещины в открытом состоянии и запол­нять их песком при малых объемах закачиваемой жидкости и не­высоких темпах ее нагнетания. Фильтруемость проверяют на при­боре по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см⁵ за 30 мин.

Более вязкие жидкости имеют меньшую фильтруемость. Удов­летворительную фильтруемость имеет большинство мазутов при температуре менее 20 °С, сырые же нефти в основном хорошо фильтруются, поэтому они не рекомендуются для применения при гидроразрыве.

Повышения вязкости и уменьшения фильтруемости жидкостей, применяемых для разрыва пластов, достигают введением в них со­ответствующих загустителей. Такими загустителями для углево­дородных жидкостей являются соли органических кислот, высоко­молекулярные и коллоидные соединения нефтей.

Очень низкой фильтруемостью обладают растворы сульфитспиртовой барды, широко применяемой при гидроразрывах в наг­нетательных водяных скважинах.

Песок для заполнения трещин при гидравлическом разрыве пласта должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах и не разрушаться под давлением пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по составу кварцевый песок. Нежелательно содержание в песке больших примесей полевого шпата, ракушечника, так как они об­ладают меньшей механической прочностью. Окатанность зерен песка способствует лучшему его проникновению в глубь трещин.

Наилучшими для гидравлического разрыва пласта являются пески с крупностью зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известня­ки и доломиты) закачивают больше пес­ка—до нескольких десятков тонн на сква­жину. Большие количества песка закачива­ют также и в рыхлые породы, обычно уже значительно дренированные предыдущей эксплуатацией и склонные к пробкообразованию.

В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, считается целесообразным закачивать в среднем 8— 10 т песка на скважину. В отдельных слу­чаях это количество уменьшают до 4—6 т или, наоборот, увеличивают до 20 т.

Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности и может коле­баться от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости. Повышать концентрацию выше 600 кг/м³ не рекомендуется вследствие затруднений при закачке и быстрого износа насосного оборудования.

Технология гидроразрыва пласта состо­ит -в следующем. Вначале скважину иссле­дуют на приток, определяют ее поглоти­тельную способность и давление поглоще­ния. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидко­сти и давления, необходимые для проведе­ния разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после раз­рыва.

Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев перед гидроразрывом целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наи­лучшим из этих мероприятий является гидропескоструйная пер­форация интервала, намеченного для разрыва. При этом все опе­рации по гидропескоструйной перфорации проводятся теми же средствами и оборудованием, что и сам гидравлический разрыв.

Рис. 179. Расположение подземного оборудова­ния при гидравлическом разрыве пласта:

1 — обсадная колонна; 2-— насосно-компрессорные тру­бы; 3 — гидравлический якорь; 4 — пакер; 5 — про­дуктивный пласт; 6 — хво­стовик

Примерная схема подземного оборудования скважины для гидравлического разрыва пласта приведена на рис. 179.

В промытую, очищенную и проверенную специальным шабло­ном скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм, по которым жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра 1 для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, ко­торый полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вы­шележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гид­равлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия.

Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При на­гнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на Дви­жение насосно-компрессорных труб.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Общая схема обвязки и расположения у скважины обо­рудования для гидроразрыва приведена на рис. 180.

Порядок работ при гидравлическом разрыве пласта следующий.

1. В подготовленной и оборудованной скважине производят гид­ропескоструйную перфорацию (если это предусмотрено планом работ); освобождают пакер, вымывают шариковый клапан гидро-пескоструйной насадки; производят вторичную посадку пакера.

2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.

3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва. О разрыве пласта су­дят по резкому увеличению приемистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существова­ние в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления.

Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.

4. Закачивают в пласт песок с жидкостью. Последняя порция песка в количестве 100—150 кг должна содержать радиоактивные вещества, чтобы в дальнейшем можно было при помощи гамма-каротажа проверить зоны поглощения песка.

Рис. 180. Обвязка оборудования при гидравлическом разрыве пласта:

1—насосный агрегат; 2—пескосмесительный агрегат; 3 — автоцистерна; 4—песковоз; 5—блок манифольда; 6—арматура устья; 7 — станция контроля и управления процессом

5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при макси­мальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введе­ние в них песка. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть макси­мальной скорости прокачки.

Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны насосно-компрессорных труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта: это приведет к тому, что после снятия давления тре­щина в непосредственной близости к скважине снова сомкнется и эффект от разрыва пласта будет сведен к нулю.

6. Снимают давление в скважине и извлекают остаток песка с забоя (если он там имеется) путем обычной промывки скважины.

На этом операции по гидравлическому разрыву пласта закан­чиваются: нефтяную скважину сдают в эксплуатацию, а из наг­нетательной скважины вымывают закачанную вязкую жидкость.

В неглубоких скважинах разрыв пласта обычно проводят без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсад­ным трубам, во втором—по трубам и затрубному пространству. Такая технология проведения процесса позволяет значительно со­кратить потери давления в скважине при нагнетании жидкости с высокой вязкостью.

В скважинах, имеющих фильтровую зону большой мощности или вскрывших несколько продуктивных пропластков, проводят многократные поинтервальные гидравлические разрывы.

Многократный разрыв нласта можно осуществлять следующими способами.

1. Проводить гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, вре­менно закупоривающие трещину или закрывающие перфорацион­ные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте. В ка­честве закупоривающего материала используются зернистый наф­талин, эластичные шарики из пластмассы и др. При освоении скважин нафталин растворяется в нефти и удаляется из трещины, а шарики выносятся потоком на поверхность.

2. Зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерами или гидравлическими за­творами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.

3. Осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележа­щих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.

В разрезах с большим числом прослоев глин, т. е. с низкой про­ницаемостью по вертикали, весьма желательно создавать верти­кальные трещины, соединяющие продуктивные пропластки. Для образования вертикальных трещин применяют нефильтрующиеся жидкости разрыва. Вертикальные трещины могут образоваться также при нагнетании фильтрующихся жидкостей разрыва с быст­рым повышением жидкости и давления на забое.

При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс спе­циального оборудования, в который входят насосные агрегаты, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, устьевая обвязка, пакеры, якоря и другое вспомогательное оборудование.

ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Основное оборудование: насосные агрегаты 4АН-700, модерни­зированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Агрегаты 4АН-700 и 5АН-700 монтируются на шасси высокопроходимого автомобиля КрАЗ-257. Максимальное давление этих агрегатов 700 кгс/см² (70 МПа) при подаче 6 л/с, при давлении 200 кгс/см² (20 МПа) подача составляет 22 л/с. Двигатель агрегата дизельный с но­минальной мощностью 800 л. с. (588 кВт).

Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные пара­метрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов: силовой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др.

Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа 3 Па или 4 Па, также смон­тированные на высокопроходимых автомобилях.

Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов полностью механизирован.

Пескосмесительный агрегат типа 4 Па имеет грузоподъемность '9 т и производительность 50 т/ч песка. Он оборудован загрузочным шнеком. Этими агрегатами готовится смесь песка с жидко­стью любой заданной концентрации.

Рис. 181. Арматура устья 2 АУ-700

Жидкости разрыва перевозятся большегрузными цистернами, смонтированными на автомобилях МАЗ-500А или КрАЗ-257. Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки 10 т жидкости, авто­цистерны АЦН-7,5 и АЦН-11—для перевозки соответственно 7,5 и 11 т. Эти цистерны снабжены насосами для перекачки жидкости в пескосмесительную установку и вспомогательным оборудова­нием.

При проведении гидроразрыва устье скважины оборудуется ар­матурой типа 1 АУ-700 или 2 АУ-700.

Арматура 2 АУ отличается от 1 АУ габаритными размерами и возможностью подключения ее к 73- и 89-мм подъемным трубам, а также гибкими соединениями отводов.

Арматура (рис. 181) состоит из трубной головки (крестовины) 1 с патрубком 2, устьевой головки 3 с сальником, пробковых кра­нов 4 и других элементов.

Трубная головка рассчитана на рабочее давление 700 кгс/см² (70 МПа) и служит для соединения насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину. Из трех горизонтальных отводов трубной головки к двум через пробковые краны присоединяются напорные линии. Устьевая головка имеет четыре отвода, три из них имеют пробковые краны. К четвертому отводу присоединен манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне.

Все краны арматуры имеют цилиндрические пробки и уплотня­ющие седла и легко управляются под давлением.

Арматура устья 1 АУ-700 и 2 АУ-700 универсальная, ее можно применять не только при гидроразрыве пластов и гидропескоструй­ной перфорации, но и при кислотных обработках, промывках пес­чаной пробки, цементировании и других операциях, проводимых с нагнетанием жидкостей по заливочным трубам и обсадной колонне.

В процессе гидравлического разрыва пласта обычно применяют несколько насосных агрегатов. Для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, который состоит из напорного и приемно-раздаточного коллектора, комп­лекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все это оборудование смонтировано на шасси трехосного автомобиля ЗИЛ-131 повышенной проходимости или на шасси автомобиля ЗИЛ-157К.

Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соедине­ний из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

ПАКЕРЫ

Пакеры-разобщители применяют для различных целей: при гидравлическом разрыве пласта для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от его верхней части, при раздельной эксплуатации нескольких пластов для их разобщения, для перекрытия де­фектов в эксплуатационной колонне, при ремонтпо-изоляционных работах и т. п.

По способу установки в скважине различают пакеры: с опорой на забой и без опоры на забой, или так называемые «висячие» па­керы. Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преи­муществом этого типа пакеров является простота и надежность конструкций, недостатком—необходимость в дополнительных тру­бах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой—возможность их установки в любом месте эксплуатацион­ной колонны (без хвостовика).

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравличе­ские. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Эти пакеры просты по конструкции и высоконадежны в работе. К недо­статку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например на небольших глубинах их установки.

К гидравлическим относят все пакеры, резиновые элементы ко­торых деформируются и герметизируют колонну за счет перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров— способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см²) и более; недостаток—сравнительная сложность кон­струкции.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внеш­ней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

Пакер механический шлипсовый ПНМШ (рис. 182), применяе­мый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляци­онных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На верх­ний конец штока навинчена головка 1, на нижний—короткий хво­стовик 10. На хвостовик надет фонарь 9, имеющий плашки 8, пру­жины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксирует­ся замком 13 при помощи штифта 12. Пакер опускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на 1—2 оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы опу­скают вниз. При этом фонарь 9 пружинами 11 удерживается в эксплуатационной колонне в верхнем положении.

Конус 7 распирает плашки 8, которые удерживают его в экс­плуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 10 тс, созда­ваемой весом колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение. Дополнительное гидравли­ческое уплотнение является основным преимуществом пакера это­го типа.

Пакер извлекают на поверхность обычным подъемом труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стен­кой колонны нарушается, уплотнительные манжеты разгружают­ся и принимают размеры, близкие к первоначальным.

Промежуточный пакер ППГМ-1 с гидромеханическим управле­нием (рис. 183) состоит из уплотняющего и закрепляющего уз­лов, устройства гидропривода и шарикового клапана.

Пакер без шарика спускают в скважину на необходимую глу­бину на колонне насосно-компрессорных труб. Затем колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода пере­мещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в стволе скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием веса труб уплотнительные элементы сжи­маются и герметично разобщают два пространства в стволе сква­жины. При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана, в результате чего клапан с шариком падает на забой скважины. Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны насосно-компрессорных труб без проведения дополнительных ра­бот. Пакер такого типа применяют в неглубоких нефтяных скважинах при раздельной эксплуатации двух пластов.

Рис. 182. Пакер ПНМШ

Рис. 183. Промежуточный пакер ППГМ-1 с гидромеханическим управлением:

1— уплотняющий узел; 2 — закрепляющий узел; 3 — шариковый клапан; 4 — устройство гидропривода

Рис. 184. Промежуточный пакер типа ППГ-2 с гидравлическим уплотнением:

1— посадочно-ловильный узел; 2—посадочный патрубок; 3 — ловильная гайка; 4—уплотни­тельный узел; 5 — узел гидроцилиндра; 6—закрепляющий узел; 7 — узел посадочного клапана

Пакер промежуточный с гидравлическим уплотнением типа ППГ-2 (рис. 184) применяют в глубоких нефтяных и нагнетатель­ных скважинах. Состоит он из узлов: посадочно-ловильного с по­садочным патрубком и ловильной гайкой, уплотнительного, гидро­цилиндра, заякоривающего и посадочного клапанов.

Пакер без шарика опускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. По достижении места установки производят монтаж наземной арматуры. После освоения скважины в колонну труб сбрасывают шарик и подают давление, под действием кото­рого срабатывает узел гидроцилиндра и происходит заякоривание пакера в стволе скважины. Затем уплотнительные элементы, уве­личиваясь в диаметре, создают герметичное разобщение двух пространств ствола скважины. С увеличением давления в колонне труб срезаются винты клапана, и шарик с седлом падает вниз. После посадки пакер может воспринимать перепад давлений, дей­ствующий на него сверху и снизу.

Конструкция пакера позволяет оставлять его в скважине, мно­гократно отсоединять от него колонну насосно-компрессорных труб и присоединять их к пакеру путем обычного подъема и спуска ко­лонны труб. Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны труб, к нижнему концу которой присоединен ловильный инстру­мент.

ГИДРОПЕСКОСТРУИНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Этот метод перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекаю­щей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жид­кости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня (рис. 185). Жид­кость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне на-сосно-ком1Прессорных труб насосами, установленными у скважины.

Рис. 185. Схема гидро­пескоструйной перфора­ции

Этот способ вскрытия пласта применяют как в новых скважи­нах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Кроме перфорации, гидропёскоструйный метод можно приме­нять для выполнения ряда других работ в скважинах:

создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегча­ющих образование трещин в заданном интервале пласта при осу­ществлении гидроразрывов; солянокислотных обработок или соз­дания водоизолирующего экрана в пласте;

срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;

разрушения металла, дементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине;

расширения призабойной зоны в необсаженной части сква­жины.

Рис. 186. Гидроперфора­тор:

1 — хвостовик-перо; 2 — кор­пус; 3 — шариковый клапан; 4 — держатель насадок; 5 — стопорное кольцо; 6 — на­садки; 7 — заглушки

Гидроперфоратор (рис. 186) имеет 10 гнезд для держателей насадок и заглушек. Держатель насадки имеет широкую наруж­ную гайку, которая предохраняет в процессе обработки участок корпуса перфоратора с резьбой от разрушения его отраженной струёй жидкости с песком. По мере износа гаек держатели и на­садки заменяются.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм изго­товляются из абразивостойких сплавов.

Диаметр перфоратора 100 мм. Его можно спускать <