Cтраница 3
Расстояние между пакерами выбирают таким образом, чтобы толщина герметизируемого интервала обеспечивала при имеющемся оборудовании дебит закачки 0 15 - 0 20 м3 на 1 м перфорации. При деформации обсадной колонны во время перфорации и невозможности установления пакеров в желаемом месте или при сообщении перфорированных интервалов по трещинам цементного камня за обсадной колонной разработана технология многократного гидроразрыва с использованием агентов временной блокировки. [31]
Способность гранулярного материала временно блокировать трещины, микротрещины и каналы малого диаметра может проявляться только в перфорир9ванном продуктивном интервале. Это чрезвычайно важно при обработке скважин с неудачным первичным цементированием или с нарушением во время перфорации цементным кольцом. Трещины в цементном камне или пустоты, образовавшиеся при отсутствии сцепления цементного раствора с колонной или грунтом, могут быть закрыты блокирующими агентами того же механизма действия, за счет которого герметизируются трещины во время многократного гидроразрыва. [32]
Выбор технологической схемы процесса - начальный этап проектирования технологии ГРП, он основан на данных промысловых гидродинамических и геофизических исследованиях пластов и скважин. По технологическим схемам проведения гидроразрыв подразделяется на однократный, многократный и поинтервальный. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все пласты, вскрытые перфорацией одновременно, тогда как при поинтервальном гидроразрыве обработке подвергаются лишь выбранный пласт или пропласток, ранее имевший заниженную производительность, а при многократном гидроразрыве пластов осуществляется последовательная обработка двух и более пластов и пропластков. [33]
Эффект Джоуля-Томсона может быть использован для активного воздействия на пласт холодом или теплом. Охлаждение или замораживание забоя скважины путем продавливания нефтяного газа через дроссельный элемент, опущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, не представляет технических трудностей. В связи с этим можно осуществить внутрипластовое замораживание путем создания в пласте холодного кольца вокруг скважины на заданном расстоянии от ее оси с температурой ниже нуля, причем забойная температура может оставаться начальной; такое кольцо не пропускает воды к застывшей нефти и может быть использовано как для разобщения пластов, так и для многократного гидроразрыва. [34]
После перфорации трубы с перфоратором вновь поднимают на поверхность, а в скважину спускают пакер, который устанавливают выше только что проперфорированного интервала. Затем производят ГРП второго обрабатываемого интервала. Указанные операции повторяют до тех пор, ока не будут обработаны все интервалы, намеченные для проведения ГРП. По окончании многократного гидроразрыва в скважину спускают ( с прямой промывкой) насосно-компрессорные трубы до забоя. После промывки башмак труб устанавливают против нижних отверстий фильтра, а скважину осваивают и продувают с отводом газа на факел. Затем проводят солянокислотную обработку с целью удаления из пласта мелового раствора. Через 6 - 8 ч скважину вновь осваивают и продувают с отводом газа на факел до получения сухого газа. На этом работы заканчивают и скважину передают в эксплуатацию. [35]
Сущность этой разновидности гидравлического разрыва пластов заключается в том, что в пределах вскрытого перфорацией продуктивного пласта создается не одна трещина, а поочередно несколько. Исходя из этого, многократный гидроразрыв в однородных нефтяных пластах сравнительно небольшой мощности ( 2 - 4 м) рекомендовать не следует. Таким образом, область применения многократного разрыва пласта ограничивается мощными, сильно расчлененными пропластками, между которыми нет взаимодействия. Безусловно в таких нефтяных пластах эффективность многократного гидроразрыва по сравнению с обычным будет намного выше, хотя производительность трещин будет различна. [36]