Кислотный ГРП – гидроразрыв, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота. Применяется в случае карбонатных пластов. Созданная с помощью кислоты и высокого давления сеть трещин и каверн не требует закрепления проппантом. От обычной кислотной обработки отличается гораздо большим объемом использованной кислоты и давлением закачки (выше давления разрыва горной породы).

В процессе КГРП при давлении, превышающем давление разрыва, в скважину последовательно закачивается высоковязкая жидкость и раствор соляной кислоты. Высоковязкая жидкость (жидкость разрыва), с одной стороны, образует магистральную трещину, а с другой, заполняет каверны и естественные трещины с высокой проницаемостью, не позволяя попадать в них кислоте, поступающей следом [1]. Закачиваемый раствор соляной кислоты разъедает породу вдоль направления трещины преимущественно в низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоях, так как высокопроницаемые заполнены гелем. Закачка следующих пачек жидкости разрыва и раствора соляной кислоты еще больше увеличивает протяженность трещины и, таким образом, поверхность фильтрации. Тем самым создаются условия для приобщения ранее неработающих пропластков и повышения производительности скважин. В данной технологии расклинивающие материалы, как правило, не применяются, так как после взаимодействия с соляной кислотой трещина имеет развитую поверхность и смыкается хаотичными выступами, создавая систему сообщающихся гидродинамических каналов, через которые идет фильтрация нефти [2].

Механизм взаимодействия терригенных и карбонатных пород с кислотами существенно различается [3]. В последнем случае соляная кислота растворяет карбонатные породы с образованием продуктов, которые растворяются в остаточной кислоте. После обработки без затруднений обеспечиваются приток этих продуктов в околоскважинную зону и их подъем на поверхность.

Расчет основных параметров кислотного ГРП

 Рассчитаем основные параметры КГРП в типовой  добывающей скважине. Для расчета используем исходные данные, приведенные в таблице 1.1.

Глубина скважины, м	2452
Величина интервала перфорации, м	15
Дебит скважины по жидкости, м3/сут	49,6
Дебит скважины по нефти, м3/сут	8,1
Дебит скважины по воде, м3/сут	41,5
Пластовое давление, МПа	20,4
Внешний диаметр НКТ, мм	89
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146

Известно так же, что в качестве жидкости разрыва применяется амбарная нефть с

 

плотностью 930 кг/м3 и вязкостью 0,275 Па . с. Принимаем темп закачки Q = 0,012 м3/с . Имея исходные выполним расчет основных параметров ГРП:

1. Рассчитаем вертикальную составляющие горного давления :

Список литературы

 

1.      Влияние деэмульгаторов на вязкость битуминозной нефти /Ахметова Л.Г.// Научная дискуссия: вопросы математики, физики, химии, биологии. М., Изд. «Интернаука», 2015. № 7 (26): – С. 46-51.

2.        Федоров Ю.В. Повышение эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта // Нефтепром. дело. – 2010. – №11. – С. 39

3.      Yanukyan A.P. Optimization of Gas Wells Performance indicators//International journl of Ocean and oceanography, volume 10 number 1, 2016, P 1-11