Контроль проведения гидравлического разрыва пласта акустическими методами

Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыве пластов. Такая арматура позволяет спускать (поднимать) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины Арматура состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки.

К оборудованию, при помощи которого проводят спуско-подьемные операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля (А-50У)

В дополнение, в состав оборудования ГРП входит регулируемый предохранительный клапан, устанавливаемый на обсадную колонну и служащий для предотвращения ее порыва при приложении давления ГРП в случае обрыва подвески НКТ.

Для предотвращения обрыва НКТ, разрушения нагнетательных ли-ний и повреждения насосных установок в случае резкого роста давления ГРП при засыпке скважины проппантом используется электронное пре-дохранительное устройство.

На основную нагнетательную линию устанавливаются также гид-равлические датчики давления, которые соединяются с гидромеханиче-ским самописцем давления.

При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосн-компресорные трубы типа НКМ из стали группы прочности «к», «Е», «Л», «М», и «Р» по ГОСТ 633-80 с условным диаметром 73 и 89мм.

Для разобщения фильтровой зоны свола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплутационной колонны применяются пакеры - разобщители. Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса ГРП, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Кроме того, при производстве ГРП с применением огнеопасных жидкостей на кустовой площадке находятся пожарные автомобили в ко-личестве не менее двух. С целью оказания первой медицинской помощи в случае аварии или при несчастном случае на кустовой площадке нахо-дится также автомобиль "скорой помощи" с квалифицированным мед-персоналом.

1. Смесительный агрегат

Смесительный агрегат предназначен для приготовления жидкости ГРП. В зависимости от конструкции различают смесительные агрегаты, смонтированные на автомобилях, и смесительные агрегаты, смонтиро-ванные на автомобильных прицепах.

Смесительный агрегат оборудован двумя основными насосами -всасывающим - для забора жидкости из буллитов ГРП и нагнетательным - для возврата жидкости в буллиты ГРП в процессе ее циркуляции при приготовлении, а также для подачи жидкости на насосные установки в процессе ГРП.

Смесительный агрегат оборудован также двумя манифольдами : всасывающим и нагнетательным, первый из которых предназначен для забора жидкости из булитов, второй - для подачи жидкости на насосные установки..

Приготовление жидкости ГРП производится в смесительной емко-сти. Кроме приготовления жидкости ГРП, смесительная емкость предна-значена также для приготовления смеси жидкости ГРП с проппантом.

Для поддержания надлежащего уровня жидкости в смесительной емкости в процессе приготовления жидкости ГРП, во время ее подачи на насосные установки, а также во время приготовления смеси проп-панта используется так называемый мерной клапан. Этот клапан также управляется дистанционно из кабины оператора.

Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контроль-но-измерительные приборы:

1. манометр давления всасывания жидкости из булитов;

2. манометр давления подачи жидкости на насосные установки;

3. манометр давления в основной нагнетательной линии;

4. указатель подачи жидкости;

5. манометр давления в гидросистеме;

6. указатель оборотов шнека смесительной емкости.

Кроме того, для контроля за работой двигателей на панели управления установлены указатели оборотов, давления масла, а также регуляторы дросселей и переключатели скоростей.

Для обеспечения контроля за подачей жидкости на смесительном агрегате установлен расходомер турбинного типа,

2. Автомобиль для транспортировки и подачи проппаната в смеситель-ный агрегат (песковоз)

Данный автомобиль предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агре-гат со скоростью, определяемой программой ГРП.

Конструктивно песковоз представляет собой бункер, смонтирован-ный на автомобильном шасси. Емкость бункера может быть различной, однако наиболее широкое распространение получили бункера емкостью 18-22 тонны проппанта. Бункер оборудован подъемным гидроцилин-дром, служащим для подъема бункера в рабочее положение. Подача проппанта в смесительный агрегат осуществляется посредством транс-портера, приводимого гидромотором. Как уже упоминалось, подача проппанта в смесительный агрегат производится транспортером, приводимым в действие гидромотором. Поскольку соблюдение указанных в программе ГРП концентраций проп-панта является крайне важным, причем концентрация проппанта в жид-кости ГРП напрямую зависит от скорости подачи жидкости, скорость вращения транспортера и соответственно скорость подачи проппанта должны тщательно регулироваться. Это достигается тем, что скорость вращения гидромотора транспортера управляется импульсным микроге-нератором, который в свою очередь управляется предварительно на-страиваемым микрокомпьютером или контроллером.

Поскольку для обеспечения заданной концентрации проппанта ско-рость вращения транспортера должна соответствовать скорости подачи жидкости на насосные установки, микрокомпьютер подключается к рас-ходомеру, установленному на смесительном агрегате, за счет чего обес-печивается соответствие скорости вращения транспортера скорости по-дачи жидкости.

Управление транспортером песковоза производится обычно из ком-пьютерного центра управления, однако в качестве дополнительной меры безопасности к нему подключается дополнительный выносной пульт управления, аналогичный микрокомпьютеру, установленному в компью-терном центре.

4. Автомобиль для перевозки хим.реагентов

Этот автомобиль предназначен для транспортировки хим.реагентов и подачи их в смесительный агрегат в процес-се приготовления жидкости ГРП. Конструктивно он представляет собой закрытый кузов, смонтированный на автомобильном шас-си.

Поскольку хим.реагенты ГРП могут эффективно использо-ваться только при определенной температуре (обычно +15 -+18°С), кузов выполнен в термоизолированном исполнении и оборудован мощными автономными обогревателями, за счет че-го внутри кузова обеспечивается требуемая температура при температуре окружающего воздуха до -40°С.

Как правило, транспортировка жидких хим.реагентов произ-водится в бочках, соответственно кузов оборудован специаль-ными приспособлениями для их надежного крепления.

К специальному оборудованию автомобиля относятся на-сосы для подачи хим.реагентов в смесительный агрегат. В стан-дартное оборудование кузова входят обычно три таких насоса -для раздельной подачи гелланта, активатора и сурфактанта, од-нако при необходимости (в зависимости от используемой систе-мы жидкости ГРП)

могут устанавливаться дополнительные насосы. Примером может слу-жить специальный насос для подачи активатора системы ОС-10 - по-скольку при использовании этой системы активатор подается в процессе закачки жидкости, требуется насос более высокой производимости, чем производительность штатных насосов.

4 Насосные установки ГРП

Насосная установка ГРП представляет собой единый агрегат, включающий в себя собственно насос, двигательную установку и коробку передач. Насосные установки могут монтироваться на автомобильных шасси. Характерными особенностями насосных установок ГРП яв-ляются:

а) высокая мощность двигателя (до 1000 кВт);

б) высокая производительность насоса при высоких давле-ниях (до 1.5мЗ/мин при давлении 350 - 400 Атм);

в) способность развивать высокие давления при низких скоростях закачки (до 1000 Атм).

С целью обеспечения безопасности оператора управление на-сосной установкой ГРП производится с выносного пульта управле-ния, который обычно устанавливается на безопасном расстоянии от нагнетательных линий и устья скважины. Органы управления и кон-трольно-измерительные приборы выносного пульта включают в се-бя:

а) регулятор дросселя;

б) переключатель скоростей;

в) указатель оборотов двигателя;

г) указатель скорости закачки;

д) индикаторные лампы низкого давления масла и высокой тем-пературы двигателя;

е) аварийный выключатель двигателя.



Рис4.1.Схема расстановки емкостей и спецмашин для проведения операции гидроразрыва пласта

1 - емкости ( автоцистерны,булиты) для рабочей жидкости;

2 - пескосмеситель (блендер) фирмы "Стюарт и Стивенсон";

3 - песковоз фирмы "Стюарт и Стивенсон";

4 - насосный агрегат фирмы "Стюарт и Стивенсон";

5 - блок манифольдов фирмы "Стюарт и Стивенсон";

6 - станция управления и контроля фирмы "Стюарт и Стивенсон";

7 - насосный агрегат ЦА-320М;

8 - пожарная машина;

9 - емкость для продавочной жидкости;

10 - скважина;

11 - датчик давления;

12 - запорная арматура;

13 - предохранительный клапан.

Рис. 4.2. Пакер «Самсо»

гидравлический разрыв пласт пластовый

4.3 Основные требования к качеству рабочих жидкостей (жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости)

- не снижать проницаемости продуктивного пласта;

- не содержать механических примесей;

- не образовывать в пласте нерастворимых осадков.

Кроме того, жидкость песконоситель должна обладать заданными регулируемыми реологическими свойствами, обеспечивающими доставку расклинивающего реагента (песка пропланта) на расчетную длину трещины и закрепление его там после окончания операции.

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используют одну и ту же жидкость.

В качестве рабочих жидкостей для ГРП могут использоваться загущенные углеводородные жидкости (нефть, керосин, дизельное топливо) инвертные эмульсионные растворы, нефтекислотные эмульсии, а также загущенные жидкости на водной основе.

На основе накопленного опыта предприятия "Интрас" ре комендуются к использованию два типа рабочей жидкости:

а) на углеводородной основе: загущенная нефть или. загущенное дизтоплйво.

Для загущения углеводородной жидкости в качестве гелеобразователей используются им-портные химреагенты NGA-37, NGА-44. Для разложения геля используется деструктор "рН Вгеакег".

Вышеприведенная рабочая жидкость (гель) применяется управлением «Интрас» ОАО Юганскнефтегаз. Основа для приготовления (нефть, дизтоплйво) завозятся на скважину в готовом виде. Гелеобразователи и деструктор вводятся непосредственно перед проведением ГРП. Недостатком этой рабочей жидкости на углеводородной осно-ве является ее относительно высокая стоимость;

б) на водной основе: пластовая или сеноманская вода, загущенная гелями.

В качестве химреагентов, обеспечивающих загущение и технологические свойства жидкости на водной основе используются импортные композиции: WGА-1, NCL-100, NЕ-201, ВХL-10.ОС. Для разложения геля на водной основе применяется деструк-тор "Ар-Вгеак".

По данным [1] для плотных пород при вскрытой толщине не более 20 м объем ра-бочей жидкости рекомендуется определять из расчета 4-6 м³ на 1 м вскрытой части пла-ста. Исходя из анализа опыта работ по ГРП на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз", количество рабочей жидкости принимается из расчета 6 м³ на 1 м пласта. Из общего количества рабочей жидкости половина используется в качестве жидкости разрыва, вторая половина - в качестве песконосителя.

4.4 Основные требования к проппанту

Для закрепления трещин и сохранения их высокой проницаемости после осу-ществления разрыва пласта и последующего снижения давления на пласт обычно ис-пользуется кварцевый песок с размером зерен 0,6-1,2 мм.

Песок должен обладать высокой прочностью, быть хорошо отсортированным и не содержать пылевых, глинистых, илистых и карбонатных частиц.

Рекомендуется также в соответствии со стандартами АРI применение искусственного песка-проппанта, получаемого в результате термической обработки окислов крем-ния. Потребное количество песка (проппанта) Qп определяется в соответствии с расчетной оптимальной длиной трещины. Для расчетов в регламенте количество песка (проппанта) может быть определено из соотношения:

Qп=10іх Vжп хС, (т);

где Vжп-объем жидкости песконосителя, мЗ;

С-концентрация песка в жидкости песконосителе, кг/м³.

Относительная концентрация песка в жидкости-песконосителе определяется опытным путем. Определенная на основе опыта проведенных на месторожденяхт ОАО "Юганскнефтегаз" работ по ГРП концентрация песка рекомендуется в пределах от100 кг/м³ в начале операции до 800 кг/м³ в конце ГРП. В каждом конкретном случае коли-чество песка, его концентрация в жидкости определяются расчетным путем. Для расче-та потребности песка на всю операцию ГРП рекомендуется принимать среднее значение концентрации песка 450 кг/м³. Для приготовления пескожидкостной смеси и подачи ра-бочей жидкости в насосные агрегаты в процессе ГРП используются один пескосмеси-тельный агрегат (блендер) фирмы "Стюарт и Стивенсон" на шасси "Кенворт". Подвоз песка осуществляется песковозом фирмы "Стюарт и Стивенсон" на шасси "Кенворт" грузоподъемностью 20 т. Потребное количество песковозов определяется отношением, потребного количества песка на массу транспортируемого установкой.

4.5 Потребное количество материалов на проведение операции ГРП на месторождениях

Рабочая жидкоcть на основе дизтоплива

1 дизельное топливо мЗ расчетное (один объем НКТ

количество дизтоплива

из расчета 6 мЗ на I м

интервала перфорации)

2 Песок кварцевый (пропант) т расчетное - 450 кг на 1 мЗ

жидкости - песконосителя

3. НGA-37 л расчетное 10 л на 1 мЗ

рабочей жидкости

4.НGА-44 л расчетное 10л на 1 мЗ

рабочей жидкости

5.рН Breaker кг расчетное 2,4 кг на 1 мЗ

рабочей жидкости

6.Пакер “Camco “ шт. 0.1

Рабочая жидкость на основе нефти

1.Дегазированная нефть мЗ расчетное (один объем НКТ

и количество нефти

из расчета 6 мЗ на 1 м

интервала перфорации)

2.Песок кварцевый (пропант) т расчетное - 450 кг на 1 мЗ

жидкости - песконосителя

3.НGA-37 л расчетное 10 л на 1 мЗ

рабочей жидкости

4. NGA-44 л расчетное 10 л на 1 мЗ

рабочей жидкости

5.pH Breaker кг расчетное 2,4 кг на 1 мЗ

рабочей жидкости

6. Пакер « Самсо» шт. 0.

Рабочая жидкость на основе воды

1.Техническая вода мЗ расчетное (один объем НКТ

и количество воды

из расчета б мЗ на 1 м

интервала перфорации)

2.WGA-1 кг расчетное - 3 кг на 1 мЗ

рабочей жидкости

3.NGL-100 л расчетное - 1,28 л на 1 мЗ

рабочей жидкости

4.NE-201 л расчетное - 1,28 л на 1 мЗ

рабочей жидкости

5.BXL-10.0C л расчетное¹ 1,28 л на I мЗ

рабочей жидкости

6.Bioklear кг расчетное - 0,022 кг на 1 мЗ

рабочей жидкости

7.Ap-Break кг расчетное - 0,11 кг на 1 мЗ

рабочей жидкости

8.Пакер «Самсо» шт 0.1

9. Песок кварцевый (пропант) т расчетное - 450 кг на 1 мЗ

жидкости - песконосителя

5. Специальная часть

5.1 Описание физической сущности ГРП

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 гидроразрыве за счет образования системы трещин ).

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 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 гидроразрыве. 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 гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

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

1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны пласта с целью образования новых, расширения и углубления естественных трещин в породах призабойной зоны скважины для улучшения условий притока пластовой жид-кости в скважину. Цель достигается созданием высокого гидравлического давления на стенки скважины (в 1,5-2,5 раза превышающего гидростатическое) с последующим за-полнением трещин специальным крупнозернистым наполнителем для предотвращения их обратного смыкания [I].

2. До начала работ по ГРП в процессе строительства скважин проводится вто-ричное вскрытие продуктивного пласта. В случае выполнения операции ГРП субподрядным предприятием (например, "Интрас") и необходимости проведения работ по вторичному вскрытию продуктивного пласта в целях повышения эффективности

ГРП (оптимизации параметров процесса) работы по вторичному вскрытию выполняет субподрядное предприятие.

3. Гидроразрыву пласта могут предшествовать специальные работы по: исследо-ванию скважины на приток (приемистость); гидропескоструйной перфорации; солянокислотной обработке; перестрелу перфорационных отверстий фильтра в работающих скважинах.

Решение о проведении в скважине ГРП и, предшествующих ГРП, специальных ра-бот принимает геологическая служба нефтедобывающего предприятия, которое указы-ваются в задании на проектирование строительства или проведение капитального ре-монта скважин.

4. В скважинах с близким расположением продуктивного пласта к водогазона-порным пластам (менее 5 м) проведение ГРП не рекомендуется.

5. Работы по гидроразрыву пласта в процессе строительства скважин могут про-водиться непосредственно после вторичного вскрытия продуктивного пласта (при на-личии достаточной информации для принятия решения), а, также, после освоения сква-жины с вызовом притока и последующего проведения гидродинамических исследова-ний.

5.2 Порядок проведения и объем работ по гидравлическому разрыву пласта(ГРП)

1. При определении объема работ по ГРП в процессе строительства скважин принимается, что до начала работ по ГРП в скважине проведены геофизические исследования в колонне, вторичное вкрытие продуктивного пласта в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины, скважина заполнена водным раствором хлористого натрия, плотность которого определена в соответствии с требованиями правил [6], в скважину спущен лифт НКТ с воронкой на глубину спуска внутрискважинного оборудования. На скважину завезены специальный комплект 89 мм насосно-компрессорных труб (НКТ) и специальная устьевая арматура.

Работы по интенсификации притока методом ГРП в скважине проводятся в следующем порядке.

1.1 Монтаж подъемного оборудования (А-50, Кремко и др.) и проведение подготовительных работ к освоению скважины.

1.2 Подъем НКТ с воронкой из скважины.

1.3 Разгрузка со стеллажей рабочего комплекта НКТ и его ревизия с отбраковкой.

1.4 Подвоз и погрузка на стеллажи технологического комплекта НКТ диаметром 73 мм, длина которого обеспечивает его спуск до искусственного забоя скважины.

1.5 Спуск гндроскрепера и шаблона на НКТ 73 мм до интервала установки пакера.

1.6 Проработка эксплуатационной колонны в интервале установки пакера.

1.7 Допуск НКТ до искусственного забоя и промывка скважины.

1.8 Подъем НКТ со скрепером и шаблоном из скважины.

1.9 Разгрузка со стеллажей технологического комплекта НКТ 73 мм и его ревизия с отбраковки.

1.10 Укладка на стеллажи технологического комплекта НКТ 89 мм, длина которого обеспечивает их спуск до искусственного забоя скважины.

1.11 Смена фонтанной арматуры типа АФК на специальную арматуру с рабочим давлением 70 Мпа.

1.12 Спуск НКТ 89 мм с пакером, опрессовочным клапаном.

1.13 Опрессовка НКТ и устьевой арматуры солевым раствором.

1.14 Вымыв шара опрессовочного клапана обратной промывкой.

1.15 Определение и уточнение глубины спуска пакера относительно интервала перфорации геофизическими измерениями при помощи локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК).

1.16 Замена в НКТ солевого раствора на нефть (дизельное топливо, техническую воду).

1.17 Установка и опрессовка пакера.

1.18 Демонтаж подъемного агрегата (А-50; Кремко и др.) и наземного оборудо-вания с устья скважины.

1.19 Подвоз рабочей жидкости на куст.

1.20 Подготовка к выполнению операции ГРП: обвязка техники со скважиной, опрессовка линий высокого и низкого давления.

1.21 Проведение операции гидроразрыва пласта с последующим ожиданием пе-рераспределения давления в призабойной зоне и отработкой скважины в коллектор.

1.22 Монтаж подъемного агрегата (А-50; Кремко и др.), установка рабочих пло-щадок, стеллажей, мостков, и проведение других подготовительных работ к освоению скважины.

1.23 Снятие пакера, обратная промывка скважины солевым раствором.

1.24 Подъем НКТ и пакера.

1.25 Смена спецарматуры на фонтанную арматуру АФК (или на другую армату-ру, предусмотренную рабочим проектом на строительство скважины).

1.26 Разгрузка труб НКТ 89 мм со стеллажей.

1.27 Загрузка на стеллажи технологического комплекта НКТ 73 мм.

1.28 Спуск НКТ 73 мм до искусственного забоя, и обратная промывка скважины с очисткой солевого раствора от остатков песка с контролем плотности раствора.

1.29 Подъем НКТ из скважины.

1.30 Проведение геофизических исследований с целью отбивки забоя.

1.31 Разгрузка со стеллажей технологического комплекта НКТ 73 мм.

1.32 Загрузка на стеллажи комплекта НКТ, предусмотренного рабочим проектом.

1.33 Спуск подземного оборудования (ЭЦН, ШГН, воронка), демонтаж подъемного оборудования (А-50, Кремко и др.), и вывод скважины на режим эксплуатации.

2 При определении объема работ по ГРП в эксплуатируемых скважинах (при капитальном ремонте) принимается, что до начала работ по ГРП скважина заполнена' жидкостью, плотность которой не обеспечивает необходимого противодавления на пласт (нефть, эмульсия нефти, техническая вода и др.); в скважине находится эксплуатационное оборудование. Работы по интенсификации притока методом ГРП в эксплуатируемых скважинах проводятся в следующем порядке.

2.1 Глушение скважины солевым раствором с плотностью, соответствующей требованиям [6].

2.2 Пропарка рабочего комплекта НКТ с целью их депарафинизации.

5.3 Технология проведения работ по гидроразрыву пласта

1. В качестве специальной арматуры для проведения ГРП может быть использована устьевая арматура 2АУ-700 (ТУ 26-16-47-77) или импортная арматура (типа фирмы "Стюарт и Стивенсон") с рабочим давлением более 70 МПа.

2. Для проведения операции ГРП на скважину завозится, а после выполнения операции вывозится специальный комплект НКТ диаметром 89 мм. Диаметр НКТ 89мм определен из, условия обеспечения интенсивности закачки рабочей жидкости 4-6м3/мин. Толщина стенки труб и марка стали определяются из условия создания запаса прочности на внутреннее давление (коэффициент 1,32) при максимально возможном значении рабочего давления и обеспечения прочности на растяжение (коэффициент запаса прочности 1,42) в наклонно-направленных скважинах с интенсивностью искривления до 2° на 10 м.

Расчет комплекта колонны НКТ осуществляется согласно "Инструкции по расчету колонн насосно-компрессорных труб" [7].

3. Колонна НКТ в нижней части комплектуется пакером, опрессовочным клапаном и реперным патрубком, устанавливаемым через 2-3 трубы от пакера. Резьбовые соединения НКТ герметизируются смазкой Р-402 или лентой ФУМ.

4. После спуска до намеченной по плану работ глубины колонна НКТ и устьевой оборудование подвергается гидравлическому испытанию (предварительно бросив в НКТ шар опрессовочного клапана). Величина давления опрессовки на 10% выше максимального рабочего давления на устье, но не более допустимого внутреннего давления на трубы и устьевую арматуру. Время выдержки давления 30 мин, допустимое снижение давления - 1 МПа [8].

5. После опрессовки шар опрессовочного клапана вымывается обратной про-мывкой (в количестве двух объемов НКТ).

6. Тип пакера для ГРП выбирается по действующим ТУ или используется им-портный пакер типа "Самсо" в зависимости от ожидаемого рабочего давления. Ско-рость спуска НКТ с пакером не более 1м/сек. Установка пакера осуществляется в соот-ветствии с инструкцией по эксплуатации принятого типа пакера. Эксплуатационная колонна в месте посадки пакера предварительно прорабатывается гидромеханическим устройством (скрепером).

7. Пакер устанавливается на 10-20м выше интервала перфорации колонны. Глубина установки пакера уточняется привязкой реперного патрубка к интервалу перфорации геофизическими измерениями (ЛМ, ГК).

8. Перед посадкой пакера в НКТ закачивается нефть (дизельное топливо, техничская вода). Потребный объем нефти определяется внутренним объемом НКТ в зависимости от глубины их спуска. Нефть подвозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется, исходя из потребного объема нефти.

9. После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается).

10. После герметизации устья и опрессовки пакера демонтируются подъемный агрегат, рабочая площадка, мостки и стеллажи для труб.

11. Рабочая жидкость для проведения операции ГРП завозится на скважину к началу операции в автоцистернах АЦН-10 или других передвижных емкостях. Вся спец. техника для проведения ГРП устанавливается на площадке в соответствии с утвержденной схемой ее расстановки. Необходимое количество автоцистерн определяется и условия подвоза всего необходимого объема рабочей жидкости до начал подготовительных работ к ГРП и подачи жидкости по мере необходимости

12. Одним из основных параметров операции ГРП являются давление разрыва пласта Рр, которое определяется, исходя из геолого-физических характеристик пласта, и рабочее давление на устье Ру.

На основании анализа имеющегося опыта в регламенте принимается, что образо-вание трещин в пласте происходит при значении забойного давления, превышающего гидростатическое Рг в 2,5 раза.

Исходя из этого условия, величина рабочего устьевого давления Ру при операции ГРП определяется из выражения:

Ру = 2,5 Рг + Рнкт - Рж,

где Рнкт - потери давления в НКТ в процессе ГРП;

Рж - давление столба рабочей жидкости на забой (до ввода песка). Потери давления в НКТ определяются в зависимости от глубины пласта и темпа закачки жидкости согласно расчета гидравлических сопротивлений.

13 Закачка жидкости разрыва пласта и пескожидкостной смеси производится с максимально возможной скоростью при забойном давлении близким к давлению раз-рыва пласта (максимальном значении Ру).

Обратная промывка скважины перед подъемом пакера и с целью очистки забоя от остатков песка производится не менее одного цикла с контролем плотности солевого раствора.

14 Глушение скважины производится солевым раствором одним агрегатом ЦА-320М. Потребный объем солевого раствора принимается равным 1,5 объемам скважины. Солевой раствор на скважину завозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется из условия завоза расчетного количества раствора за один рейс и слива его в ЦА-320М без остановки процесса глушения. Глушение скважин, экс-плуатируемых насосным способом, производится в 2 этапа. На первом этапе в скважину закачивается солевой раствор, объем которого равен объему скважины до глубины ус-тановки насоса. Во втором этапе закачивается такой же объем раствора после простаивания скважины на период ожидания замещения нефти раствором.

Опрессовка НКТ 89 мм и промывка скважины с вымывом опрессовочного шара производится одним насосным агрегатом фирмы "Стюарт и Стивенсон".

Проработка скважины скрепером, промывки скважины, замена солевого раствора на нефть (дизельное топливо, техническую воду), опрессовка пакера производятся одним агрегатом ЦА-320 М.

После спуска глубиннонасосного оборудования в скважину производится опрес-совка:

- при ЭЦН-НКТ на бМПа, кабельного ввода - на 4 МПа;

- при ШГН - НКТ и СУСГ на 4 МПа.

Работа выполняется одним ЦА-320М.

5.4 Расчет параметров процесса ГРП в скважине

№6545,СТРОЯЩЕЙСЯ ПО РАБОЧЕМУ ПРОЕКТУ, ГЛУБИНОЙ 2771 м.

1. Исходные данные для расчета:

- толщина перфорированного участка h-14,4м;

- гидростатическое давление в пласте Рг-250 атм,

- в качестве рабочей жидкости используется загущенная сеноманская вода плотностью p -1,03 г/см³.

2. Расчетные величины

2.1. Количество потребной рабочей жидкости

V р.ж. = h x 6 = 14,4 х 6 = 86.4 (м³).

Где 6 - Количество потребной рабочей жидкости на 1 м вскрытой части пласта

2.2. Количество жидкости песконосителя

V пн = Vр.ж / 2 = 86,4 / 2 = 43,2 (м³).

Где V р.ж -количество потребной рабочей жидкости

2.3. Количество потребного песка

Qп = С х Vпн = 450 х 43,2 /1000 = 19,44 (тонн).

Где С-концентрация песка в жидкости песконосителя ,кг/ м³

V пн-количество жидкости песконосителя

2.4. Давление разрыва пласта

Р заб ГРП = Рг х 2,5 = 250 х 2,5 = 675 (атм).

На основании анализа имеющегося опыта в регламенте принимается, что образо-вание трещин в пласте происходит при значении забойного давления, превышающего гидростатическое Рг в 2,5 раза.

2.5. Давление столба рабочей жидкости плотностью 1,03 г/см³

Рж = p x 0.1 x H = 1,03 х 0,1 х 2771= 285,4 (атм).

Где Н-глубина скважины , м

0,1-переводный коэффициент

2.6. Рабочее давление на устье

Ру = Р заб ГРП + РНКТ - Рж = 625 + 100 - 285,4 = 439,6 (атм).

Где РНКТ- Потери давления в НКТ равны 100 атм.

Р заб ГРП -давление разрыва пласта

Рж -давление столба рабочей жидкости

2.7. Потребно Давление разрыва пласта е количество насосных агрегатов фирмы "Стюарт и Стивенсон" (при работе на 4-ой скорости с максимальным рабочим давлением в 630 атм и производительностью 1,25 м³ /мин)

n = 4 / 1,25 = 3,2 (шт).

Принимается n = 4 шт.

2.8. Объем продавочной жидкости

Vпрод = Sнкт х Н = 0,0042 х 2771 = 11,6 (м³).

Где Sнкт-площадь сечения НКТ.

Sнкт = р х (dнкт /2)І (мІ)

2.9. Потребное количество автоцистерн для рабочей жидкости

n авт = Vр.ж : 10 = 86,4: 10 = 8,6=9 (шт).

где V р.ж -количество потребной рабочей жидкости

10-грузоподьемность автоцистерны, тонн

2.10. Потребное количество песковозов

nпеск =Qп :20 = 19,4 : 20 = 0,97=1 ( шт).

где Qп -Количество потребного песка

20 - грузоподьемность песковозов ,тонн

2.11. Давление опрессовки устьевой арматуры и НКТ перед операцией ГРП

1,10 х Ру = 1,10 х 439,6 = 483,6 (атм).

Где Ру -рабочее давление на устье

2.12. Потребное количество материалов для загущения и обработки рабочей жид-кости на водной основе

WGA 3 х 86,4= 270 (кг);

NCL-100 1,28х86,4 =115 (л);

NЕ-201 1,28х86,4 =115 (л);

ВХL-10.ОС 1,28х86,4 =115 (л);

Bioklеаг 0,022 х 86,4 = 2,0 (кг);

Ар-Вгеак 0,11 х 86,4 = 10 (кг).

2.13. Потребный объем солевого раствора плотностью 1,07 г/см³ для глушения для скважины, работающей механизированным способом (ЭЦН)

Vс.р.= (1500 х Sэ.к )х 2= 1500 х 0,016 х 2 = 50,199 ( мі)

1500-глубина спуска ЭЦН, м

Sэ.к=р х ( d э.к/2)І=р х (0,146/2)І=0,016 (мІ)

2.14 Потребный объем сеноманской воды для заполнения НКТ до начала операции ГРП

Vсен.в = Sнкт х Н = 0.0042 х 2771=11,6 (м³). Sнкт-площадь сечения НКТ.

H-глубина скважины , м

5.5 Анализ проведения ГРП

Низкая продуктивность пласта БС4-5 на Приразломном месторждении в сочетании с его огромными запасами остро ставит вопрос о необходимости применения здесь методов интенсификации добычи нефти. Ряд благоприятных особенностей геологического строения залежи (практическое отсутствие водонефтяной зоны, изоляция залежи от выше и нижележащих водоносных пластовмощными толщами аргиллитов) позволяют в качестве основного метода интенсификации притоков нефти к забоям добывающих скважин применять ГРП.

ГРП на Приразломном месторождении начали применять с 1990г..Основной объем работ по ГРП выполнялся СП Юганскфракмастер(ЮФМ). С 1994г. работы по ГРП выполнял также АО Интрас . Работы проводились постоянно и с нарастающей динамикой. С 1998г. работы выполняет американская компания «Шлюмберже».

В ниже следующей таблице 5.1 дается динамика проведения ГРП на Приразломном месторождении по годам.

Таблица 5.5.1

Динамика проведения ГРП на Приразломном месторождении по годам.

Предприятип	Количество ГРП по годам	Всего
	1994	1995	1996	1997
Интрас	13	62	64	94	233

Анализ степени охвата эксплуатационного фонда Приразломного месторождения технологией ГРП

Объем применения гидравлического разрыва пластов управления «Интрас», выраженный в процентном отношении к добывающему фонду по пласту БС4-5 Приразломного месторождения характеризует степень влияния ГРП на разработку пласта. Чем выше показатель, тем меньше выбор скважин для дальнейшего применения технологии по пласту.

Для пласта БС4-5 Приразломного месторождения вклад фонда обработок ГРП характеризуется 32,4% долей обработанных скважин (Накопленный объем ГРП на 1.01.1998гсоставляет 233 операции), что отражено в таблице 5.2.

Таблица 5.5.2

Характеристика состояния фонда скважин после проведения ГРП по пласту БС4-5 Приразломного месторождения

Показатели	1994	1995	1996	1997
Доб. Фонд всего	688	720	729	720
Количество операций ГРП	13	62	64	94
Накопленное количество ГРП	13	75	139	233
В % к доб. Фонду	1,9	10,4	19,1	32,4

6. Контроль ГРП

6.1 Котроль ГРП нефтегазоносного пласта геофизическими методами

В геофизике существует такие методы контроля за гидравлическим разрывом пласта, как акустический, микросейсмический, радиоактивный и все из них преследуют одну и ту же цель: оценить изменения в пластах, затронутых гидроразрывом.

Сущность(Преимущества и недостатки методов):

Микросейсмимческий:

· Имеет большую глубинности

· Направленный

· Отсутсвует радиоактивный элемент

· Экономически не выгоден

Радиоактивный:

· Меченый пропант

· Дает только интервал

· Не дает направления

· Точность хуже чем у акустики

Акустический:

· Информативен

· Экономически выгоден

· Маленькая глубинность

В данной работе рассмотрим акустический метод.

Одним из критически важных параметров, необходимых для отбора скважин для ГРП является умение прогнозировать направление трещины (или трещин), формирующихся в пласте при проведении работ.

Прежде всего, это относится к отбору скважин в зонах потенциально повышенного технологического риска, а именно в первых рядах добывающих скважин, а также в зонах, примыкающих к зонам высокой выработки пластов, или краевых зонах. Решение проблемы прогнозирования азимутального направления образующихся при ГРП трещин в этой связи обеспечит значительное расширение потенциального фронта работ для данного метода при соответствующем снижении технологических рисков.

Поэтому значение надёжной методики прогнозирования азимутального направления развития трещин трудно переоценить.

Рассмотренные результаты опытно-промышленного применения аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа, по ряду факторов (отсутствие радиоактивных источников, относительная небольшие эксплуатационные затраты, хорошая информативность о состоянии скважины в исследуемом интервале) дают основания рекомендовать применение данного метода исследований скважин в качестве основного метода контроля проведения ГРП. Включение аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа в стандартный комплекс исследований скважин будут способствовать расширению области эффективного применения метода ГРП и улучшению его технико-экономических показателей.

Метод кросс-дипольного акустического каротажа позволяет решать следующие задачи:

· прогнозирование направления трещин ГРП на основе зафиксированной азимутальной скоростной анизотропии поперечных волн обусловленной наличием горизонтальных напряжений.

· практически однозначная фиксация интервала околоскважинного пространства, в котором получила развитие трещина ГРП;

· оценка характера искусственно созданной трещиноватости - (узконаправленная или разноориентированная). При условии наблюдения в интервале планируемого ГРП анизотропии стабильной по азимуту и значению коэффициента наиболее вероятно образование узкоориентированных трещин. В условиях фиксации анизотропии, переменной по азимуту и величине коэффициента вероятно образование системы разноориентированных трещин ;

· выделение (в сочетании с другими геофизическими методами) в разрезе интервалы пласта с большими углами падения, что приводит и к наклонному развитию трещин и в результате возможно нежелательное вскрытие выше или нижележащих водоносных пластов;

· анализ результатов исследований волн Лэмба-Стоунли позволяет оценить поинтервальную сообщаемость скважины с пластом;

· оценка состояния контакта цементного камня с обсадной колонной и горными породами, оценка герметичности затрубного пространства.

Физические основы интерпретации данных акустического каротажа

Рис.6.1.а Схема распространения волн (излучение на 0…время прихода волны Р волна амплитуда ниже и S по породе )Стоунли распространяется по границе.

Скважинные акустические волновые картины можно разделить на продольные, поперечные волны и волны Стоунли. На рис. 6.1.а показана типичная волновая картина, измеренная монопольным акустическим прибором. Продольные и поперечные волны, сокращенно обозначаемые как P-волны и S-волны, являются объемными волнами, распространяющимися в пределах пласта. В противоположность им, волны Стоунли являются поверхностными волнами, распространяющимися по волноводу, образуемому скважинным флюидом у стенки скважины (рис. 6.1.б). Они возбуждаются на низких частотах, как правило, от 200 до 2500 Гц. На всех частотах скорости волн Стоунли ниже, чем скорость в скважинном флюиде. Движение частиц в эти волнах является радиально симметричным, и эти волны можно рассматривать как волны расширения-сжатия.

При контроле результатов ГРП по данным акустического каротажа существенную помощь в получении однозначной интерпретации оказывает наличие фонового замера (до проведения ГРП). Это позволяет выделять интервалы развития трещины по изменению зарегистрированных при каротаже данных с учетом геологических и технологических особенностей конкретной скважины. Наличие фоновых данных позволяет оценить результат проведенных работ с использованием большего числа параметров (амплитуды поперечной волны и параметры волны Стоунли), а анализ фонового замера на наличие за колонной каналов в цементном камне позволяет минимизировать вероятность разрыва незапланированных объектов.

При определении результатов ГРП по одному замеру, проведенному после его проведения, количество контролируемых параметров уменьшается. В этом случае корректно говорить только о текущей анизотропии горных пород и её направлении. В качестве интервала развития трещины ГРП выделяются только участки её максимального раскрытия.

Порядок контроля процесса ГРП акустическим методом:

1. Проведение акустического каротажа с целью определения характеристик изотропной среды (до проведения ГРП).

2. Расчет и построение дизайна ГРП.

3. Ориентированная перфорация на основании расчета направления естественной анизотропии пласта, полученному по данным акустического каротажа.

4. Проведение ГРП.

5. Повторное исследование скважины методом кросс-дипольной акустикой с целью фиксации интервала трещины ГРП, определения типа трещиноватости, оценки сообщаемости скважина-пласт, изучения качества цементирования.

6. Мониторинг добычи и оптимизация разработки и дизайна ГРП

Рис.6.2 Ориентированная перфорация относительно направления естественной анизотропии горных пород



Рис.6.3. Выделение искусственной трещеноватости по измерениям методом кросс-дипольного акустического каротажа до и после работ ГРП

Рисунок свидетельствует о надежности фиксации трещины ГРП с фиксацией ее магнитного азимута распространения на основе сравнения двух независимых исследований.

Рис. 6.4. Изучение поляризации поперечных волн на фиксированных азимутах наблюдения

Приведенный на Рис. 6.4. анализ времен первых вступлений поперечных волн, выполненный на принудительно фиксированных азимутах исследования, служит дополнительным методом контроля. В левой части рисунка представлено сопоставление зарегистрированных времен в фиксированных азимутах ориентации (0, 45, 90) до и после ГРП, характеризующие интервал образования трещин. В правой части рисунка представлено сопоставление времен после ГРП времен в фиксированных азимутах ориентации (0, 45, 90) с их ортогональными аналогами. Исходя из представленного материала следует:

· определение интервала образования трещины после ГРП целесообразно проводить ортогонально плоскости образования трещиноватости (по азимуту медленной волны).

· При образовании линейной (ориентированной) трещины малого размера быстрые волны (параллельно азимуту трещины) подвергаться скоростным изменениям не должны.

· В случае образования разноориентированных трещин выделить их азимут не представляется возможным, однако вертикальный интервал развития трещин фиксируется однозначно.

Рис.6.5. Изучение типа и интервала развития искусственной трещеноватости после ГРП

На рисунке 6.5 изображено изучение типа (ориентированная или множественная) созданной искусственной трещенноватости определенной по замеру до и после проведения работ ГРП. Интервал образования трещины после ГРП вблизи ствола скважины (1 - 1.5 м) выявляется на основе анализа времен первых вступлений поперечных волн до и после ГРП. На Рис.6.5 розовым цветом изображена разница времен первых вступлений замера после ГРП в сопоставлении с замерами до ГРП. Из приведенных шести каналов первые три относятся к быстрой поперечной волне (1,3,7 каналы), а последующие - к медленной (1,3,7 каналы).. Приводимые данные свидетельствуют о вовлечении в процесс ГРП всего интервала пород, причем максимальный эффект (от создания дополнительной пористости) наблюдается в выделенных интервалах, которые характеризуются либо низким значением анизотропии, либо практическим ее отсутствием. Такой результат дает основание полагать, что в данном интервале образовалась система разноориентированных трещин. При этом в верхнем и нижнем интервалах пласта вероятнее всего, как упоминалось выше, имеет место развитие ориентированной системы трещин.

Рис.6.6. Пример продуктивной скважины,с обводнением нефтеносного пласта после ГРП

На рисунке 6.6 приведена продуктивная скважина после проведения ГРП.

По результатам ПГИ, проведенным до ГРП, эксплуатационная колонна была герметична, работал весь интервал перфорации, заколонные перетоки не наблюдались, характер притока - нефть. После проведения ГРП скважина работает с характером притока - вода с нефтью;

На возникшую (после ГРП) сообщаемость между нефте- и водоносными пластами указывает увеличенное пластовое давление по результатам. Наиболее объективное понимание следует из анализа геофизического материала по этой скважине. Изображен выполненный комплекс исследований ГИС до и после ГРП совмещенный с каротажем открытого ствола. Как видно из приведенного сопоставления результатов исследований до и после ГРП, качество цементной перемычки между пластами БС10-2-3 и БС10-1 после работ ГРП не пострадало. Также не фиксируется явных перетоков и по результатам термометрии. По результатам интерпретации в интервале развития трещины ГРП в продуктивном пласте зафиксировано наличие двух ортогональных азимутов анизотропии скоростей (80 градусов и 170 градусов). Учитывая строение продуктивных пластов месторождения, второй азимут, наиболее вероятно, вызван наклонным залеганием слоев в интервале 2597-2610м. Подобное строение пласта могло обусловить несимметричное (по отношению к горизонтали) формирование создаваемой трещины, которая в итоге могла распространиться вверх по пласту и на расстоянии 30 -35 метров от скважины достигнуть водоносного пласта БС10_1, располагающегося на 10 метров выше, что и обеспечило гидродинамическую связь между нефте- и водоносными пластами.



Рис.6.7. Оценка сообщаемости системы скважина-пласт по волнам Лемба-Стоунли при работах ГРП

На рисунке 6.7 изображены волновые поля волн Лемба-Стоунли(показывает проницаемость) в сочетании с амплитудами 8 каналов и интервальным времен до и после ГРП. В интервале глубин 2576-2588м на записях волны Лемба-Стоунли видна сильная амплитудная и кинематическая аномалия, свидетельствующая о создании после процесса ГРП хорошей сообщаемости пласта со скважиной. Создание хорошей сообщаемости скважина-пласт подтверждено результатами проведенных на скважине ПГИ (скважина вышла на фонтан).

В работе рассмотрена одна из скважин Приразломного месторождения. Проведены исследования прибором кросс-дипольного акустического каротажа АВАК-11 по определению направления анизотропии горных пород до и после проведения ГРП.

Прибор предназначен для измерения параметров распространения продольной, поперечной и Стоунли волн, в том числе в низкоскоростных разрезах и через обсадную колонну. Применяется в скважинах с открытым стволом и обсаженных, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе.

Решаемые задачи:

литологическое расчленение разреза;

определение коэффициента и типа пористости пород;

расчёт модулей упругости горных пород;

Рис.6.8.Схематическое изображение прибора АВАК оценка акустической анизотропии и фильтрационных свойств прискважинной зоны.

Измерительный зонд включает в себя: блок излучателей и два блока приёмников, разделённые акустическими изоляторами. Блок излучателей содержит три монопольных излучателя ИМ1, ИМ2, ИМ3 и два дипольных в одном поперечном сечении ИД1, ИД2 (кросс-диполь). ИМ1 - кольцевой магнитострикционный, основная частота излучения 20 кГц; ИМ2 - поршневой магнитострикционный, основная частота 8 кГц, телесный угол диаграммы направленности на уровне 0.5ч 60°; ИМ3 - поршневой магнитострикционный, основная частота 2.5 кГц, ИД1, ИД2 - пьезокерамические, основная частота излучения 4кГц. Блоки приёмников выполнены идентично и каждый содержит по одному монопольному приёмнику ПМ1 и ПМ2 и по два дипольных приёмника ПД1 и ПД2 (кросс-диполи).

Формулы зондов:

для монопольного излучателя частотой 20 кГц: ПМ20.5ПМ11.5ИМ1;

для монопольного излучателя частотой 8 кГц: ПМ20.5ПМ12.0ИМ2;

для монопольного излучателя частотой 2.5 кГц: ПМ20.5ПМ12.0ИМ3;

для дипольного излучателя: ПД20.5ПД11.7ИД.

Таблица 6.1.

Выполненная обработка данных, зарегистрированных прибором АВАК-11 до проведения ГРП, позволил выделить интервалы с повышением естественной анизотропии выше граничного значения, составляющего 3%, и определить направление анизотропии в этих интервалах.

Рис. 6.9 Результат обработки данных зарегистрированных прибором АВАК до проведения ГРП

Анализ изменения полученных данных (?tS, AS, анизотропии, ?tSt, ASt) относительно фонового замера, позволил определить интервал распространения трещины ГРП. Результат выделения интервала развития трещины ГРП отображен на рисунках 6.9

Наиболее чувствительным к данному параметру является уменьшение значений амплитуд поперечной и волны Стоунли, интервалы максимального раскрытия трещины ГРП выделяются по максимальному увеличению значений ?tS.

Интервалы глубин с уменьшением ASt свидетельствуют об увеличении проницаемости.

В интервале перфорации по данным ?tSt отмечается небольшое уменьшение эффективной пористости в прискважинной зоне (до 0,5м), связанное, с заполнением части пустотного пространства проппантом;

Видимое ухудшение контакта цементного камня с колонной связано с образованием микрозазоров между колонной и цементом, вызванным воздействием на колонну давления возникшего при проведении ГРП и со временем восстановится к прежним значениям.

По данным кросс-дипольных зондов рассчитан азимут направления развития трещины ГРП.

Рис.6.10 Выделение интервала ГРП на основании сопоставления данных акустического каротажа, полученных до и после ГРП

Вывод о методике

Рассмотренная методика контроля результатов гидроразрыва пласта, позволяет достаточно достоверно фиксировать изменения, произошедшие после проведения ГРП и следить за изменением состояния заколонного пространства.

7. Расчет эффективности проекта ГРП

7.1 Аннотация

В настоящее время ГРП применяют практически как самый эффективный метод для стимуляции скважин. В результате ГРП в породах образуются новые или расширяются существующие трещины за счет создания на забое скважины высокого давления, превышающего вес вышележащих пород. При этом скорость закачивания жидкости для разрыва пласта должна превышать скорость ее поглощения пластом. Для предотвращения полного смыкания трещин после снятия давления вслед за жидкостью разрыва в трещины закачивают наполнители.

За счет этого создается новый проточный канал большого сечения, что создает в пласте дополнительные дренажные зоны. Эффективностью от внедрения ГРП на месторождении является увеличение добычи нефти и, как следствие, увеличение прибыли.

ГРП на Приразломном месторождении с 1994г. по 1997г. проводил «Интрас». Затраты на один ремонт складываются из:

-подготовительных работ к ГРП;

-стоимости ГРП;

-заключительных работ;

Фактическая стоимость этих работ приводится в таблице 7.1.

Эффект от проведения мероприятия заключается в дополнительной добыче нефти после ГРП (Табл. 7.1.).

7.2 Методика обоснования экономической эффективности проведения ГРП

Гидроразрыв пласта (ГРП) в настоящее время является наиболее экономически эффективным методом резкой интенсификации добычи нефти по фонду малодебитных скважин. В связи с этим масштабы применения метода быстро возрастают. В тоже время возрастание масштабов применения ГРП увеличивают риски получения отрицательных технологических результатов из-за неправильного подбора скважин.

Обобщающими показателями эффективности являются:

поток денежной наличности (ПДН);

чистая текущая стоимость (ЧТС);

срок окупаемости затрат (Ток);

внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР);

чувствительность проекта к риску.

Методика расчета:

1.Определение прироста выручки от реализации:

...