Гидравлический разрыв пласта на добывающих и нагнетательных скважинах на газовых и газоконденсатных месторождениях и нефтяных оторочках

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ФИЛИАЛ ГОУ ВПО УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА: РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ: СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА

НА ТЕМУ: ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА НА ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧКАХ

Октябрьский, 2012 год

Введение

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины.

Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно.

Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке.

От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных.

Также сюда относится доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газовой отдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.



1. Краткая геологическая характеристика Знаменского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Территория месторождений НГДУ «Аксаковнефть» обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью с линиями электропередач. Вблизи ряда месторождений проходят Куйбышевская железная дорога, шоссейные дороги с асфальтовым покрытием. В основном же дорожная сеть состоит из проселочных и улучшенных грунтовых дорог.

Климат района в значительной степени континентальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой и жарким летом. Господствующее направление ветров юго-восточное.

1.1.1 Орогидрография района

Дневная поверхность площади представляет собой холмистую равнину, изрезанную оврагами и речными долинами, с общим наклоном на северо-восток.

Наиболее крупными реками являются реки Дема, Ик с притоками Ря, Уршак. Из полезных ископаемых кроме нефти, важное значение в хозяйстве района имеют известняки, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериалы.

1.1.2 Стратиграфия и тектоника

В соответствии с классификацией, группа месторождений НГДУ «Аксаковнефть» располагается в пределах таких структур первого порядка, как Татарский свод и юго-восточный склон Русской платформы.

На юго-восточном склоне Русской платформы месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабена и зоне горстовидных поднятий (Аскарово-Бекетовская полоса). Знаменское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского Бижбулякского районов Башкортостана. На западе и на юго-западе площадь месторождения примыкает к Оренбургской области. С юго-востока к нему примыкает Шкаповское, а с северо-востока Белебеевское месторождение.

Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры длина 29-30 км., ширина 10-15 км.

Верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса - это основной продуктивный пласт месторождения, существующий в виде единой линзы с максимальными размерами 28 на 15 км., и ещё ряда изолированных линз меньших размеров.

По данным микроскопических исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть разреза турнейского яруса, представлена известняками сгустково - комковатыми и мелкодетритово - сгустковыми, с весьма незначительной глинистостью (1-5%) и ограниченным окремнением, в различной степени перекристализованными, участками сульфатизированными.

Тип залежи - пластовая оводовая с высотой 6-25 м. Принятый ВНК колеблется в пределах -1290,2-1304,5 м.

Верхняя кровельная часть кизеловского горизонта турнейского яруса общей толщиной до 12 м продуктивна. В большинстве скважин пласт представлен одним монолитным пропластком, в единичных тремя и в части скважин двумя пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями толщиной 0,4-1,2 м. Нефти насыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 2,7 м.

1.2 Характеристика пластовых флюидов

Пористость коллекторов турнейского яруса Знаменского месторождения в целом определена по 1050 нефти насыщенным образцам и составляет в среднем 11%. Проницаемость определена по 819 нефти насыщенным образцам и составляет в среднем 0,008 мкм².

Проведены гидродинамические исследования в 46 скважинах, средняя проницаемость по 56 определениям равна 0,107 мкм². Коэффициенты песчанистости и расчленённости, определенные по 630 скважинам, составляют соответственно 0,75 и 1,3 доли ед.

1.2.1 Свойства нефти

Свойства и состав нефти изучены по глубинным пробам и приведены в таблице 1.2.1.1

Таблица 1.2.1.1 - Параметры нефти Знаменского месторождения по пробам, отобранным в глубинных условиях (турнейский ярус):

№ п/п	Параметры	Значения
1.	Количество проб	26
2.	Количество скважин	18
3.	Пластовое давление, МПа	14
4.	Давление насыщения, МПа	4,8
5.	Плотность, кг/м3
	при пластовом давлении	855
	сепарированной нефти	873
6.	Вязкость, мПа*с
	при пластовом давлении	9,1
	сепарированной нефти	18,4
7.	Газовая насыщенность, м3 / т	19,0
8.	Объёмный коэффициент нефти	1,048
9.	Пластовая температура, оС	29

1.2.2 Свойства пластовой воды

Водоносные горизонты в отложениях турнейского яруса приурочены к пористо кавернозным и трещиноватым разностям известняков в средней и нижней пачках кизеловского горизонта.

Тип вод хлокальциевый. Состав пластовой воды приведен в таблице 1.2.2.1.

Таблица 1.2.2.1 - Состав пластовой воды по Знаменского месторождения (турнейский ярус):

№	Компонент	Содержание
		мг - экв на 100 г	% экв
	1	2	3
1.	Хлор (Cl -)	303,99	49,89
2.	Сульфат (SO4 2-)	0,16	0,02
3.	Гидрокарбонат (HCO3 -)	0,5	0,03
4.	Кальций (Ca 2 +)	22	3,5
5.	Магний (Mg 2 +)	13,5	2,13
6.	Кальций + Натрий (Ca 2 + + Na +)	272,15	44,65

По Сулину вода относится к хлоридно-кальциевому типу:

rNa / rCl = 0,76 - 0,94

Кальциевой группе:

rCl / rMg = 1,04 - 5,6

Хлоридной подгруппе:

rSO4 / rCl = 0,0001 - 0,003

Плотность воды - 1155,5 кг/м³.

1.2.3 Свойства газа

Все газы, растворенные в нефти имеют плотность больше единицы.

Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет - 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице 1.2.3.1.

Таблица 1.2.3.1 - свойства и состав попутного нефтяного газа по Знаменского месторождения (турнейский ярус):

№	Компонент	Доля в объёмных %
1.	Сероводород (H2S)	4,1
2.	Углекислый газ (CO2)	0,4
3.	Азот (N2) + редкие	7,4
	в т.ч. Гелий (He)	0,034
	Аргон (Ar)	0,013
4.	Метан (CH4)	27,3
5.	Этан (C2H6)	29,9
6.	Пропан (C3H8)	21,1
7.	Бутан (C4H10)	7,3
8.	Пентан (C5H12)	1,7
9.	Гексан (C6H14) + высшие	0,3

Плотность попутного газа примерно 1,1274 кг/м³.

1.3 Состояние разработки месторождения

На 01.01.2003 г., на балансе НГДУ «Аксаковнефть» находится 16 месторождений. В 2002 году осуществлялась разработка 15-ти месторождений, из которых четыре месторождения находятся в первой стадии разработки, пять - в третьей, шесть - в четвертой.

Газовая добыча по НГДУ составила 1285,5 тыс. тонн нефти, при плане - 1270 тыс. тонн. План выполнен на 101,2%. По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:

Первая, вторая стадии разработки.

Месторождение Исламгуловское, Згурицкое и Дмитриевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 0,9% от начальных запасов НГДУ. Доля добычи нефти - 0,6%. Извлечено 1,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям 0,36%.

Третья стадия разработки.

Пять месторождений - Знаменское, Белебеевское, Шафрановская, Каменское, Орловскакя с начальными извлекаемыми запасами 12,6% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 55,1%. Отобрано 64,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,26% и 6,4% от остаточных извлекаемых запасов.

Четвертая стадия разработки.

Шесть месторождений - Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 86,5% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составило 44,3%, отобрано 95,1% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,25% и 5,5% от остаточных.

Знаменское месторождение открыто в 1957 году, в карбонатах кизеловскго горизонта турнейского яруса. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961году. Эксплуатационное бурение начато в 1966 году.

Площадь находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти в объеме 486 тыс. т., достигнута в 1992 г.

Суммарная добыча нефти на 01.01.2003 г., составляет 7508,0 тыс. т., или 55,9% от начальных извлекаемых запасов нефти. Жидкости отобрано с начала разработки 11478,5 тыс. т., воды закачано 27272,4 тыс. м³. Отбор жидкости при этом компенсирован на 103,6%. Годовой темп отбора нефти равен 3,0% от начальных извлекаемых запасов.

Характер изменения по годам добычи нефти, жидкости, объёмов закачки воды, фонда скважин по пласту приведены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Основные показатели состояния разработки Знаменского месторождения (турнейский ярус) на 01.01.2003:

№	Показатели	Значение
1.	Накопленная добыча нефти, тыс.т	7508,0
2.	Добыча нефти, тыс.т	345,3
3.	Добыча жидкости, тыс.т	594,9
4.	Обводненность, (вес.),%	69,8
5.	Среднесуточный дебит скважины по жидкости, т/сут
	УЭЦН	123,3
	ШСНУ	4,2
	УЭДН	2,1
6.	Накопленная закачка, тыс.м3	27272,4
7.	Компенсация отбора закачкой, %
	Текущая	103,6
	Накопленная	118,5
8.	Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут	42,3

1.4 Характеристика фонда скважин

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

1. Электропогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости - 157,2 м³/сут.

2. Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости - 4,2 м³/сут.

В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском. В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс.тонн нефти. Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице 1.5.1, всего на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН - 44, ШГН - 461. Всего нагнетательных скважин 284, в т. ч., действующих - 203, в бездействии - 10.

Таблица 1.4.1 - Характеристика фонда скважин на 01.01.2003 Знаменского месторождения:

№	Наименование	Характеристика фонда скважин	К - во скважин
1.	Фонд добывающих	Всего	1079
		Действующих	493
		фонтанных	-
		УЭЦН	44
		ШСНУ	461
		УЭДН	5
		Бездействующих	10
		В освоении	-
		В консервации	36
2.	Фонд нагнетательных	Всего	284
		Действующих	203
		Бездействующих	17
		В освоении	-
		Внутриконтурные	64
3.	Специальные скважины	Контрольные и пьезометрические	44
		Водозаборные	86
4.	Ликвидированные и в ожидании ликвидации		126

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2 - Сравнение фактических и проектных показателей разработки Знаменского месторождения:

№	Показатели	Проект	Факт	+,-
1.	Годовая добыча нефти, т.т.	553,0	562,2	+ 9,2
2.	Темп падения добычи нефти, %	8,0	5,6	-2,4
3.	Темп отбора: от нач. извл. запасов, % от остаточных извлекаемых запасов, %	2,96	3,01	+ 0,05
		6,6	6,7	+ 0,1
4.	Годовой отбор жидкости, т.т.	1562,1	1862,9	+ 300,8
5.	Закачка воды, т.м3	1693,0	1882,0	+ 189
6.	Обводненность (вес.),%	64,6	69,8	+ 5,2
7.	Среднесуточный дебит по нефти, т/сут.	3,2	3,3	+ 0,1

2. Геологическое строение кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения

2.1 Общие сведения о месторождении

Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области.

Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры 30*15 км.

В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхнепермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Заселенность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена р. Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3-5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января -150С, июля + 190С.

Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются р. п. Приютово, д. д. Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, пос. им. 8-е Марта, д. Знаменка. Хорошо развита дорожная сеть.

Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая р.п. Приютово с г. Уфой и Белебеем. Небольшие ж.д. станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.

Р.п. Приютово, где расположена база НГДУ Аксаковнефть, ведущее разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, с районными центрами Ермекеево, Бижбуляк и д. Тарказы. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево.

Из местных строительных материалов имеются известняки, песчаники, гравий.

2.2 История открытия

В результате осуществления в регионе структурно-поискового и поисково-разведочного бурения, проведенного с 1953 по 1957 год.

В 1957 году поисково-разведочной скважиной 103 из карбонатных отложений каменноугольной системы турнейского яруса был получен промышленный приток нефти и открыто Знаменское нефтяное месторождение. В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарсовскую, Яновскую и Еременскую площади.

Все эти площади были первоначально открыты по результатам геологоразведочных работ, в 1983-1986 годах, как самостоятельные месторождения.

На этих месторождениях дополнительно в разрезе нижнего карбона были выявлены залежи нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта, заволжском горизонте, фаменском ярусе и терригенных пластах DI и DIV Девонской системы.

Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км².

2.3 Стратиграфия

На Знаменском месторождении глубоким бурением вскрыты пермские, каменноугольные, девонские и вендские (бавлинские) отложения. Стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится по унифицированной схеме стратиграфии 2000 г.

Вендские (Бавлинские) отложения.

Додевонские отложения вскрыты значительным количеством скважин, но лишь в единичных скважинах вскрытая часть разреза превышает 50 м. Самая глубокая скважина 740 с забоем на глубине 5000 м. углубилась в них на 2850 м. Додевонские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, слюдистыми, глинистыми, плотными, с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, плитчато-слоистых, местами с зеркалами скольжения, а так же песчаниками от светло-серых до кирпично-красных с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

2.4 Основные сведения о тектонике месторождения

Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену и представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания на 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал.

Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Исключением является лишь его юго-западная часть - Яновская площадь, где происходит весьма резкое погружение почти всех отложений на юго-запад, что обусловлено имеющимися здесь дизъюнктивными нарушениями. Тектоническое строение месторождения иллюстрируется структурными картами по кровле сакмарского яруса, картой по кровле коллекторов турнейского яруса (практически совпадающей с кровлей яруса) и геологическими профилями по нижней каменноугольным отложениям. Так как в работе рассматриваются залежи нефти в кизеловском горизонте турнейского яруса, то тектоническое строение Других горизонтов не приводится. По структурной карте отмечаются следующие особенности: наиболее высокое гипсометрическое положение занимает северная часть месторождения - Еременская площадь, оконтуренная изогипсой - 1275 м.

Отсюда начинается плавное, но неравномерное погружение кровли турнейского яруса в южном направлении, причем региональная изогипса - 1300 м - оконтуривающая структуру, прослеживается только в 18-20 км к югу от изогипсы 1275 м, т. е., на расстоянии 20 км происходит погружение кровли турнейского яруса всего на 25 м.

На фоне этого погружения прослеживается расширение изогипс, структурные выступы, террасы и носы, обусловленные наличием 10 локальных поднятий с амплитудой 5-10 м субширотной ориентировки. И только на юге месторождения, характер строения кровли турнейского яруса резко меняется в сторону относительно крутого погружения ее на юго-запад, осложненное наличием довольно контрастных структур и глубокого субмеридионального прогиба.

Абсолютные отметки водно-нефтяного контакта (ВНК) ступенчато погружаются в юго-западном направлении с -1268 м., на Еременской площади, до - 1274 м., На Городецкой, - 1291 м., и - 1304,5 м., на Знаменской, -1305,5 м., на Тарасовской и 1335,2 м., на самой крайней залежи - Яновской площади. Таким образом с северной части месторождения до южной ВНК погружается на 67 м. Такое формирование водонефтяных контактов обусловлено структурно-литологическим фактором и даже, в большей степени, литологическим.

Наряду с наличием между куполами неглубоких прогибов, имеются значительные зоны выклинивания и замещения коллекторов плотными разностями, что видно на карте изопахит. Характерной особенностью является приуроченность к повышенным абсолютным отметкам кровли кизеловского горизонта наибольших нефтяных насыщенных толщин продуктивного пласта. Контуры же нефтеносности, в основном, контролируются зонами замещения или выклинивания коллектора.

2.5 Нефтяная насыщенная толщина пласта

Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является насыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.

Насыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от 1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.

Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров - 44,8%.

2.6 Пористость пласта

Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу.

Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.

Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам.

Открытая пористость составила по изначально насыщенным 10,8% (1036 определения), по насыщенным водой 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%.

По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%.

С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.

По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%).

Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Статистическое распределение пористости:

Интервал пористости	Середина интервала, %	Количество	Частность, Z%
8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 >14	8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5	8 61 106 125 73 24 3	2,0 15,3 26,5 31,3 18,2 6 0,7
Всего		400	100

Таблица 2.2 - Зависимость пористости от нефтяная насыщенной толщины пласта:

Интервал изменения нефтяной насыщенной толщины, м	Средняя пористость, m%
0-2 2-4 4-6 6-8 8-10	10,75 11,10 11,73 12,78 13,94
Всего	11,0

2.7 Проницаемость пласта

Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть путем анализа образцов керна из 110 скважин.

Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм². Анализом установлено, что изначально нефтяное насыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водные насыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм².

По 133 насыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм².

Нефтяной насыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм², относящийся по отраслевой классификации к трудно извлекаемым, встречается в 95% скважин.

Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудно извлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.

При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5-8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.

Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.

Образцы керна, с такой пористостью имели насыщенность. Практически, в результате эксплуатационного бурения залежи, в скважинах, имеющих пористость 6-8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию.

Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6-8%, не вызывало технологических затруднений.

Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0-6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70-80 м³/сутки.

2.8 Нефтяная насыщенность пласта

По керну нефтяная насыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтяная насыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.

Остаточная нефтяная насыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д. е. (479 определений).

Остаточная нефтяная насыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтяная насыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице 2.3.

Остаточная нефтяная насыщенность начинает интенсивно увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм².

Таблица 2.3 - Зависимость остаточной нефтяной насыщенности от проницаемости:

Интервал проницаемости, мкм2	Количество образцов	Проницаемость мкм2	Остаточная нефтяная насыщенность н
0,001-0,0025 0,0025-0,005 0,005-0,010 0,010-0,020 0,020-0,030 0,030-0,040 0,040-0,050 0,050-0,060 0,060-0,080 0,080-0,100 0,100-0,120 0,140-0,160	31 40 31 31 25 15 9 3 4 6 3 2	0,0018 0,0041 0,0074 0,0151 0,0271 0,0351 0,0452 0,0571 0,0705 0,0918 0,1122 0,1502	28,02 29,46 27,6 27,5 28,3 26,2 25,4 24,0 25,0 25,5 26,0 25,0

2.9 Физико-химические характеристики пластовых жидкостей

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:

Плотность - 855 кг/м³;

Содержание серы - 2%;

Содержание парафина - 3,3-4,7%;

Содержание смол - 11,8%;

Газовый фактор - 19м³/т;

Вязкость - 9-12 м/Па;

Давление насыщения - 5,0 Мпа;

Температура - 18-300С;

Пластовое давление - 14,2 Мпа.

По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160-1118 кг/м³, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S1 S2 A2. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Физико-химические показатели пластовой воды:

Пласт	Содержание ионов мг / л
	Плотность	Fe	Cl	SO42	HCO3	Ca + 2	Mg + 2	Cl + Na	Na / Cl
ТКЗI	1,169	0,016	158723	684	206	8461	5396	7521	0,805

3. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

Давших при опробовании слабый приток;

С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

С загрязненной призабойной зоной;

С заниженной продуктивностью;

С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);

Нагнетательных с низкой приёмистостью;

Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины - изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при разрыве за счет образования системы трещин).

Допустим, что успех или неуспех разрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность разрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т. д.

4. Сущность метода ГРП

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при разрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1-2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после разрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.

Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд. Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление разрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия р_р должно быть меньше горного давления р_г, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство:

Что объясняется наличием в пласте глинистых пластов, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разоружение пласта, расположенного под глинистыми пластами, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах.

4.1 Проведение гидроразрыва

Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость с песком.

Обычно и жидкость разрыва, и жидкость при обработке добывающих скважин приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка в жидкости обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м³ и зависит от ее фильтрации и удерживающей способности.

Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е., механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва P_p на забое скважины ниже горного давления и составляет (15-25) кПа.

Здесь Н - глубина скважины, в м.

Для малопроницаемых пород это давление может быть достигнуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки.

Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости.

Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей.

Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций:

1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

2) закачка жидкости с песком, предназначенным для закрепления трещин;

3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

4.2 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием - жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтрации и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение в глубь пласта, иначе повышение давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вторых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктивных пластов необходимо обеспечить по возможности равномерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пласт будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пласты и, следовательно, эффект от проведения разрыва будет снижен. Для разрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пласте вязкость жидкости будет выше, чем в низко проницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным. Подобной фильтрационной характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для которой может быть записан в виде:

V = (kp) / (k L)

Где:

_k - кажущаяся вязкость.

Вязкость определяется по формуле:

_k / _o = 1 + A p / L

Где:

_o - предельная кажущаяся вязкость жидкости при v 0;

A - константа, зависящая от вязкоупругих свойств жидкости (при A = 0 получаем закон Дарси).

4.3 Необходимые параметры для проведения ГРП

При закачке жидкости в два слоя с проницаемостями k₁ и k₂ отношение подвижностей при одинаковых градиентах давления равно:

(k / _k)₁: (k / _k)₂ = k₁ / k₂ * (1 + A (p / L)*) / 1 + A(p / L)*) (3)

Пусть, например:

A(p / L) * ) = 2

Тогда при:

k₁ / k₂ = 25 A (p / L) * = 0,4

И отношение подвижностей равно примерно 11,7 вместо 25.

Для разрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним - гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.

При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, что связано с необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.

При высокой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50-500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабо фильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости. Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С, сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при разрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтрации жидкостей, применяемых при разрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефти (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой песка несущей способностью обладают некоторые нефти, кислотные, нефтекислотные, а также водно-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для густоты применяют сульфит спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтрацию.

В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов - жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500-1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтрации. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250-800 сП.

В последнее время в качестве жидкости применяют загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс разрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2-2,5 ч против 30-40 мин при использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при разрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.

При разрыве пласта в условиях высоких пластовых температур (130-150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повышением температуры до 90°С резко понижается до 8-0,6 сП.

При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к свойствам вязкости воды. Поэтому в качестве эффективной жидкости разрыва и песка носителя, обладающей хорошей песка удерживающей способностью и слабой степени фильтрации, применяют водные растворы КМЦ-500 в пределах 1,5-2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20-25%. Жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке.

Цель заполнения песком трещин - предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва.

Поэтому к песку предъявляются следующие требования:

1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый песок.

Применяется песок следующих фракций:

0,25-0,4 мм;

0,4-0,63 мм;

0,63-0,79 мм;

0,79-1,0 мм;

1,0-1,6 мм.

Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Степень эффективности гидравлического разрыва пласта определяется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 тонн песка. Концентрация песка в жидкости песочном носителе зависит от фильтрации и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости.

5. Технология и техника проведения ГРП

Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин.

До проведения разрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10-20 мин., замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2-3 МПа и вновь определяют расход.

Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.

Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его эффективности.

После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Применяют различные конструкции пакеров. Наиболее распространены клипсовые пакеры, выпускаемые под различные диаметры эксплуатационных колонн и рассчитанные на давление 50 МПа.

Герметизация обсадной колонны осуществляется при деформации резиновых уплотнительных манжет от веса колонны насосно-компрессорных труб при опоре конуса на клипсы пакера, центрирование которого осуществляется фонарем. Замковое устройство фонаря раскрывается при трении фонаря о стенки обсадных труб во время вращения пакера.

Осевая нагрузка при разрыве воспринимается головкой пакера с опорным кольцом и передается на якорь, удерживающий пакер и колонну насосно-компрессорных труб от перемещения вверх. Головка пакера имеет левую резьбу в месте соединения с якорем.

В случае заклинивания манжет в обсадной колонне якорь может быть отвинчен от пакера правым вращением и поднят на поверхность.

В процессе закачки рабочей жидкости для гидроразрыва создающийся перепад давления между внутренней частью якоря и кольцевым зазором в эксплуатационной колонне деформирует резиновую трубку, выдвигая плашки до упора в стенку колонны. Плашки, врезаясь своими острыми зубцами в стенки труб, удерживают якорь и соответственно пакер от выталкивания вверх по скважине.

Наряду со клипсовыми пакерами применяют пакеры самоуплотняющиеся ПС. В этой конструкции герметизация достигается за счет самоуплотнения резиновых манжет под воздействием жидкости гидроразрыва. В отличие от других типов пакеров в конструкции пакера ПС предусмотрен перепускной клапан, предназначенный для перепуска жидкости разрыва в затрубное пространство во время спуска пакера, за счет чего снимается давление на самоуплотняющиеся манжеты. Перепускной клапан присоединяется через переводник и устанавливается выше гидравлического якоря.

После спуска труб с пакером и якорем устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

5.1 Обвязка и оборудование при ГРП

На первом этапе закачивают жидкость разрыва насосными агрегатами, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного значения происходит разрыв пласта. О моменте разрыва судят по манометру на выкидной линии.

Этот момент характерен резким спадом давления и увеличенным расходом нагнетаемой жидкости.

После разрыва пласта переходят ко второму этапу - подаче в трещину жидкости с песком при большом расходе и высоком давлении нагнетания. Жидкость с песком задавливают в трещину жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью закачки. Достигается это путем подключения наибольшего числа агрегатов. В качестве жидкости для нефтяных скважин используют нефть и для нагнетательных - воду. Количество этой жидкости должно быть равно емкости колонны труб. Закачка жидкости является последним, третьим этапом непрерывного процесса разрыва пласта.

После, устье закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока устьевое давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.

Представляет интерес техника проведения разрыва в скважинах, продуктивные горизонты которых залегают на глубинах 2800-3400 м. Технология разрыва пласта в таких скважинах отличается от обычной тем, что процесс разрыва проходит при постоянном противодавлении на насосно-компрессорные трубы и на верхний торец резинового элемента пакера. Величина противодавления определяется как разность между расчетным значением давления разрыва и максимально допустимым давлением на пакер.

Для таких скважин рабочее давление в кольцевом пространстве определяют опытным путем. Для подкачки жидкости разрыва используют вспомогательный агрегат.

Работы по гидроразрыву на скважине рекомендуется осуществлять в следующей последовательности. Спрессовывают наземное оборудование на давление, равное 70 МПа, и заменяют в скважине воду на нефть, после чего спускают пакер.

Рис. - 5.1.1:

гидроразрыва пласта, прокачкой жидкости в насосно-компрессорных трубах и под пакером создают максимально возможное давление.

Подкачкой жидкости вспомогательным цементировочным агрегатом поднимают давление в кольцевом пространстве и оставляют скважину в покое на 30 мин.

Этим на первом этапе достигается возможность образования трещин в пласте.

Рис. 5.1.2:

На втором этапе проводят операцию по закреплению трещин песком. После испытания скважины на приемистость в пласт закачивают жидкость песочный носитель.

Рис. 5.1.3 - Схема обвязки оборудования при ГРП в глубоких скважинах:

Где:

1 - песка смеситель;

2 - агрегат ЦА-400;

3- агрегат ЧАН-700;

4 - вспомогательный агрегат;

5 - емкость для рабочих жидкостей.

Закачки и продавливания в пласт может увеличиваться до 60-80 МПа. Проведение разрыва по данной технологии позволяет значительно повысить производительность скважины.

При наличии в скважинах большой фильтровой зоны или несколько вскрытых продуктивных ...