Жидкость-песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения ее песком (проппантом). Она должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Закупоривающий агент при ГРП

Для получения высокопроницаемой трещины к жидкости гидроразрыва должен быть добавлен гранулярный закупоривающий агент. Целью закупоривающего агента является удержание стенок трещины раздельно таким образом, чтобы после остановки насосов и снижения давления, ниже требуемого для удержания трещины в открытом состоянии, остаются проводимые пути к скважине. В практике закупоривающими агентами являются искусственные керамические пески с размером зерен 0,6-1,12 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количества песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться главным образом практическими данными (специальными расчетами). При ГРП используется искусственный песок - проппант, имеющий типоразмер: 16/30. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. Применение различных типов проппанта зависит от данной проницаемости нефтенасыщенных пород.

Борьба с выносом проппанта

Серьезную проблему представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения ГРП. Это явление может иметь место во время первичной очистки или иногда после полного освоения скважины. Результатом выноса проппанта может быть удорожание ремонтных операций, увеличение времени на их проведение, а также проблемы безопасности. В низко дебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Удаление вынесенного проппанта может быть связано со значительными затратами. Исследования в конце ХХ века помогли выявить механизм, лежащий в основе утраты прочности проппантной набивки, и найти не столько химическое, сколько физическое решение проблемы. Это нововведение, получившее название PropNET, использует волокна для удержания проппанта на места. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в составе рабочей жидкости, образует сетку, которая стабилизирует проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти и по газу. Эта технология основана на принципе волоконного, нашедшем широкое промышленно-комерческое применение как метода укрепления. Например, натуральные и синтетические волокна используются для предохранения плотин и других бетонных и земляных сооружений от эрозии. В основу этих разработок легла присущая волокнам способность стабилизировать высокопористые, содержащие микрочастицы материалы.

Лабораторные опыты показывают, что способность набивки к сопротивлению выноса проппанта зависит от концентрации волокна. Устойчивость растет с увеличением содержания волокна, пока кривая не выходит на плато. В то время как лабораторные опыты показывают, что 1,5% волокон по весу снизит проницаемость до 30% по сравнению набивки без волокна, промысловые результаты дают меньшее снижение.

Виброобработка призабойной зоны скважины

Виброобработка – процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор – генератор колебаний давления.

Вибратор – гидравлический механизм, состоит из двух цилиндров с короткими вертикальными прорезями. Наружный цилиндр может вращаться вокруг вертикальной оси. Истечение жидкости из него происходит под углом, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении – мгновенно останавливается. При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы и микротрещины.

Вибровоздействие наиболее эффективно проводить в скважинах:

Ø С проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта.

Ø С ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ.

Ø С низкой проницаемостью пород, но с высокими пластовым давлением.

Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10 – 22 мПа, затрубное 8,0 – 15 мПа, а приемистость оказывается 8 – 10 л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов.

Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.

До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.

До начала работ проводят следующее:

Ø Определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

Ø Рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;

Ø Определяют нужное количество агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки;

Ø Намечают последовательность операции и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2 – 3м3 на 1м толщины пласта.

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость; так же уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.

Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель – пар получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ). Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС. Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.