СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ
WELL SEAM HYDRAULIC FRACTURING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями:
3
- первой - в объеме 3-8 м;
3
- второй - в объеме 10-12 м и с крепителем трещин разрыва;
3
3
- третьей - в объеме 2-3 м, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м/мин.
Недостатками данного способа являются:
3
- во-первых, небольшой радиус зоны дренирования скважин, так как в первой порции закачивается всего 3-8 м гелеобразной жидкости разрыва, поэтому при закачке дальнейших порций гелеобразной жидкости разрыва с проппантом невозможно продавить проппант глубже уже образованной трещины пласта (развить трещину), кроме того, применяется гелеобразная жидкость разрыва «Химеко» с одной динамической вязкостью и с крепителем трещин одной фракции;
3
- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, которое происходит из-за того, что крепитель трещин добавляют только при закачке второй порции гелеобразной жидкости разрыва в объеме 10-12 м, которую затем продавливают порцией гелеобразной жидкости в пласт, поэтому проппант концентрируется в основном только в определенной зоне трещины пласта, т.е. в той зоне, куда удалось осуществить продавку проппанта;
- в-третьих, низкая эффективность проведения ГРП вследствие неравномерной закрепленности трещины в пласте, т.е. трещина при последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в короткий промежуток времени смыкается, что приводит к снижению производительности добывающих и нагнетательных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.01.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, причем перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП - колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:
г
п
V=K·H,
г
3
где V - суммарный объем жидкости разрыва, м;
3
К - коэффициент перевода (К=11-12), м/м;
п
Н - высота интервала перфорации пласта, м,
г
г
г
3
3
3
3
3
3
3
3
общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 V - объем сшитого геля, а 1/3 V - объем линейного геля, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 V объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м до 1000 кг/м, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сП с добавлением проппанта фракции 20-40 меш. со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м до 1000 кг/м, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокие потери давления на трение в трубах при прохождении сшитого геля с высокой динамической вязкостью (150-200 сП) через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что приводит к необходимости создания высоких давлений на устье скважины, а отсюда следуют повышенные нагрузки на оборудование и специальную технику;
- во-вторых, длительность освоения скважины после проведении ГРП, связанная с выносом (удалением) остатков геля из призабойной зоны пласта;
- в-третьих, низкая эффективность ГРП, связанная со снижением фильтрационной способности призабойной зоны пласта вследствие набухания глин.
2
2
2
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважины после проведения ГРП, снижение устьевого давления в процессе проведения ГРП, которые достигаются за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (СН) и гидроксида кальция Са(ОН).
3
Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м в каждой порции гелированной жидкости-носителя, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Новым является то, что по колонне труб поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают гелированную жидкость-носитель с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют жидкость-носитель для проппанта на водной основе, а жидкость-носитель для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по колонне труб закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме колонны труб, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 часа, затем стравливают давление через штуцер, устанавленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляется следующим образом.
Производят перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.
Далее в скважину, в зону проведения ГРП, производят спуск колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с пакером так, чтобы пакер находился на расстоянии 5-10 м выше кровли пласта, в котором планируется проведение ГРП, а нижний конец колонны труб располагался на уровне кровли пласта.
Производят посадку пакера любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Перед проведением ГРП готовят гелированную жидкость разрыва и жидкости-носители. Для создания трещины используют любой известный линейный гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 г.
3
Объем гелированной жидкости разрыва зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным, объем гелированной жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м. Примем для нашей скважины:
p
3
V=7,5 м гелированной жидкости разрыва для создания трещины в пласте.
Также готовят жидкости-носители: гель на водной основе для доставки проппанта в трещину разрыва и сырую нефть для доставки карбида кальция.
Жидкость-носитель - гель на водной основе - готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (например, см. монографию С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин» ОАО НПО «Бурение», 2006. - с.118).
Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.
В качестве примера ниже приведены используемые материалы для гелированной жидкости - как на водной основе, так и на основе сырой нефти с использованием химических реагентов производства CCI (Canada), реализуемых официальным представителем ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера».
Гелированная жидкость на водной основе:
- гелеобразователь Frac HPG НС-14 гуар,
- стабилизаторглин Stabilizer 10,
- ПАВ Surfactant non-2,
- стабилизатор геля Frac GST-1,
- боратный сшиватель Crosslinker -10,
- окисляющий брейкер О-Breaker -10,
- капсулированный окисляющий брейкер Capsulated breaker PHS,
- ферментный (энезимный) брейкер Enz -10.
Гелированная жидкости на основе сырой нефти:
- гелеобразователь GT-82,
- активатор GT-85,
- брейкер GB-12.
Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.
3
Объем жидкости-носителя - геля на водной основе для доставки проппанта в трещину - определяют, исходя из свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт проппанта. Например, примем объем жидкости-носителя - геля на водной основе - из расчета 3 м на 1 м толщины пласта. Примем толщину пласта равной 4 м.
п
3
3
V=3 м/м×4 м=12 м - объем геля на водной основе - жидкости-носителя проппанта.
Определяют необходимое количество карбида кальция, исходя из условия 1000 кг карбида кальция на 1 м толщины пласта.
Применяют карбид кальция по ГОСТ 1460-81 - «Карбид кальция. Технические условия». Карбид кальция измельчают на базе производственного обслуживания или непосредственно на скважине до порошкообразного состояния.
Таким образом, при толщине пласта, равной 4 м, необходимо приготовить по массе: 1000 кг/м×4 м=4000 кг карбида кальция.
Тогда необходимый объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти будет равен:
к
3
3
V=m/ρ=4000 кг/800 кг/м=5 м,
где m - масса карбида кальция, кг;
3
ρ - плотность сырой нефти, кг/м.
Затем приступают к проведению ГРП, который начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля динамической вязкостью, например, 30 сП до образования трещин разрыва в пласте.
3
3
3
Закачку линейного геля производят через перфорационные каналы скважины с расходом не менее 4 м/мин, например 4,5 м/мин, до достижении разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта. Например, при закачке линейного геля достигли давления 33 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 23 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 15%, например с 4,5 до 5,2 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель, например, в объеме 5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3-5 циклов, например в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция производили на одну порцию меньше, чем проппанта.
В качестве проппанта использовали проппант фракций 20-40 меш., который изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).
п
3
3
3
3
3
3
Гель на водной основе (V=12 м) с проппантом закачивают равными порциями, как указано выше, в четыре цикла по 12 м/4=3 м с расходом не менее 4 м/мин, например 4,5 м/мин, и со ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали три порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м) - производили также в четыре цикла 5 м/4=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью произвели двумя равными порциями по 0,625 м.
Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.
3
Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачали с расходом 2,7 м/мин.
2
2
2
2
В трещине пласта карбид кальция (СаС) вступил в реакцию с водой и в результате образовались ацетилен (СН) и гидроксид кальция (Са(ОН)) (1).
Данная последовательность закачки проппанта и карбида кальция повторялась в соответствии с количеством порций закачки проппанта.
В процессе циклической закачки геля на водной основе с проппантом происходило заполнение и уплотнение проппантом трещины разрыва.
2
2
Выделявшийся газ ацетилен (СН), повышая давление непосредственно в трещине, компенсируя потери давления на трение в трубах при прохождении через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что позволяло снизить высокие устьевые давления в процессе ГРП.
2
2
Выделявшийся газ ацетилен (СН) проникал в пласт и при освоении скважины и снижении давления расширялся, что способствовало лучшему удалению жидкости разрыва, очищению трещины и вытеснению продуктов реакций, т.е. ускорил процесс освоения скважины.
2
3
3
Гидроксид кальция (Са(ОН)), также являющийся продуктом реакции (1), выполнял функцию дополнительного бактерицида для предохранения пласта от роста бактерий, образовывал корку фильтрации для снижения поглощения жидкости в пласт и контроля флюидоотдачи, исключал необходимость добавки коркообразующих агентов на устье скважины. После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой, плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, например 4 м.
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, например в объеме 6 м, и оставили скважину на химическую реакцию в течение 1 ч. Использовали соляную кислоту синтетическую техническую по ГОСТ 857-95.
2
Соляная кислота, реагируя с гидроксидом кальция (Са(ОН)), образует водный раствор хлорида кальция (2):
2
В результате данной химической реакции образующийся после продавки соляной кислоты (2) раствор хлорида кальция (СаСl) играет роль стабилизатора глин и предотвращает набухание глин. Водный раствор соляной кислоты также устраняет гидроксид кальция, в результате чего уменьшается образовавшаяся на стенках трещины фильтрационная корка, что способствует лучшему освоению скважины.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч. Произвели распакеровку, извлекли пакер с колонной труб из скважины.
2
2
2
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность ГРП и сократить длительность освоения скважины после проведения ГРП, а также снизить устьевые давления, возникающие в процессе проведения ГРП за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (СН) и гидроксида кальция Са(ОН).
Пример конкретного применения №1.
Толщина пласта равна 5 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×5=15 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×5=5000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=5000 кг/800 кг/м=6,25 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (15 м) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м/5=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м/5=0,6 м жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 650 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м) - производили также в пять циклов 6,25 м/5=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м в каждом цикле.
3
Произвели оставшиеся четыре циклических закачки геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №2.
Толщина пласта равна 5 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×5=15 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×5=5000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=5000 кг/800 кг/м=6,25 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (15 м) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м/5=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м/5=0,6 м жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 650 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м) - производили также в пять циклов 6,25 м/5=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м в каждом цикле.
Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.
3
Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №3.
Толщина пласта равна 5 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×5=15 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×5=5000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=5000 кг/800 кг/м=6,25 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (15 м) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м/5=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м/5=0,6 м жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 650 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,6 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м) - производили также в пять циклов 6,25 м/5=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м в каждом цикле.
Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.
3
Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №4.
Толщина пласта равна 3 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×3=9 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×3=3000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=3000 кг/800 кг/м=3,75 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (9 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м/3=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м) - производили также в три цикла 3,75 м/3=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 4 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №5.
Толщина пласта равна 3 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×3=9 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×3=3000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=3000 кг/800 кг/м=3,75 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (9 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м/3=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 1 м- концентрация проппанта 700 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м) - производили также в три цикла 3,75 м/3=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 4 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №6.
Толщина пласта равна 3 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×3=9 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×3=3000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=3000 кг/800 кг/м=3,75 м.
Затем приступили к проведению ГРП.
3
Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (9 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м/3=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 1 м- концентрация проппанта 700 кг/м, 1 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м) - производили также в три цикла 3,75 м/3=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 4 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №7.
Толщина пласта равна 4 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×4=12 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×4=4000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=4000 кг/800 кг/м=5,0 м.
3
Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (12 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м/4=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м) - производили также в три цикла 5 м/4=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №8.
Толщина пласта равна 4 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×4=12 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×4=4000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=4000 кг/800 кг/м=5,0 м.
3
Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (12 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м/4=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м) - производили также в три цикла 5 м/4=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №9.
Толщина пласта равна 4 м.
Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:
п
3
3
V=3 м×4=12 м;
необходимую массу карбида кальция:
m=1000 кг×4=4000 кг;
объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:
к
3
3
V=m/ρ=4000 кг/800 кг/м=5,0 м.
3
Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.
3
При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м/мин.
3
В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м.
Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.
3
3
3
3
3
Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (12 м) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м/4=3 м с расходом 4,6 м/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 700 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 750 кг/м, 0,75 м - концентрация проппанта 800 кг/м.
3
3
3
3
3
3
Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м) - производили также в три цикла 5 м/4=1,25 м. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м в каждом цикле.
3
Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м/мин.
3
3
После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м, в объеме колонны труб, равном 3 м.
3
3
После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный, раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.
По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.