Расчет параметров гидравлического разрыва пласта на примере Мало-Балыкского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное бюджетное образовательное учреждение

Высшего образования

«РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ»

ИНЖЕНЕРНЫЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра нефтепромысловой геологии, горного и нефтегазового дела

Курсовая работа

Дисциплина: «Геомеханика нефтяных и газовых пластов»

Тема: «Расчет параметров гидравлического разрыва пласта на примере Мало-Балыкского месторождения»

Москва 2015



Введение

Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС16-22). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции.

Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения гидравлического разрыва пласта (ГРП). За период 1988 - 2005 г. на месторождении проведено более 700 гидроразрывов. Его применение привело к значительному превышению проектных уровней отбора нефти, несмотря на более медленные темпы разбуривания залежи, чем заложено по проекту. В данном проекте произведен анализ эффективности ГРП и разработаны рекомендаций по ее повышению на Мало-Балыкском месторождении применительно к основному объекту разработки - пластам ачимовской толщи (БС16-22).

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

Общие сведения о месторождении. Мало-Балыкское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты - Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово.

Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород.

На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница).

Месторождение открыто в 1966 г. и введено в промышленную эксплуатацию в 1984 г. Работы проводит НГДУ Майскнефть ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно в поселке Мамонтово и городе Нефтеюганске. В настоящее время на месторождении эксплуатируются три объекта: АС4-6 с 1984 г., АС7-8 с 1988 г. и БС16-22 с 1986 г.

С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Мало-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной.

2. Геологическое строение месторождения и залежей

Стратиграфия. Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Малобалыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Малобалыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач1, Ач2 и Ач3, так как тема данного проекта раскрывается применительно к этим пластам.

Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м.

В районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки.

Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении.

Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала.

Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми.

Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами.

Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Малобалыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м.

Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине.

Район Малобалыкской площади занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия.

Мобильные блоки фундамента в центральной части Малобалыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений.

В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены.

Вследствие этого, в присводовой части Малобалыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены.

Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана.

Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2].

Нефтегазоносность месторождения. На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения.

Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС4, АС5-6, АС7, АЧ1, АЧ2, АЧ3 находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС92, БС101, ЮС0 и ЮС2 нуждаются в доразведке.

Залежь пласта Ач3. Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ2, ВНК пласта АЧ3 отбивается неравномерно.

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Малобалыкского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ1-3.

Запасы нефти и газа. Впервые подсчет запасов нефти по Малобалыкскому месторождению был выполнен в 1965 году, в 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С1 и С2.

Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%.

Числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2005 г. запасы нефти приведены в таблице 1.10. Запасы нефти Малобалыкского месторождения по категории BС1 составили 601317 тыс. т, по категории С2 - 201082 тыс. т. По основному продуктивному пласту Ач2, начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили по категории В + С1 - 397891 тыс. т и 76907 тыс. т (категория С2).

Таким образом, в районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя (Ач3), средняя (Ач2) и верхняя (Ач1). Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. В коллекторах преобладают мелкозернистые песчаники. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%.

Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Нефти месторождения относятся к маловязким, средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м3); сернистым, парафинистым, малосмолистым.

Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%.

Тип залежи - структурно-литологический. Тип коллектора - терригенный, поровый. Начальные балансовые запасы нефти по ачимовской толще - 645769 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти - 147078 тыс. т, средняя нефтенасыщенная толщина - 26,9 м.

4. Анализ текущего состояния разработки

Анализ структуры фонда скважин. Рассмотрим структуру фонда скважин применительно к основному объекту разработки Мало-Балыкского месторождения, то есть ачимовской толще (БС16-22).

Следует отметить, что на 01.01.2006 года 250 скважин характеризуются накопленной добычей более 50 тыс. т, а 98 из них - более 100 тыс. т нефти.

В настоящее время на ачимовскую толщу пробурено 748 скважины, в том числе - 554 добывающих, 187 нагнетательных скважин и 7 специальных (6 контрольных и 1 пьезометрическая).

Эксплуатационный добывающий фонд составляет 503 скважины (90,8% от пробуренного добывающего фонда). Две скважины являются совместными с АС4-6 (скважины 3767 и 3659).

Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2006 года составляет 463 скважины, бездействующий - 40. Коэффициент использования добывающих скважин с учетом времени накопления равен 0,87, коэффициент эксплуатации - 0,78.

В эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 185 скважин. Под закачкой воды в настоящее время находится 180 скважин, в бездействии - 5. Коэффициент использования нагнетательных скважин с учетом времени накопления равен 0,91, коэффициент эксплуатации 0,96. Пять скважин были переведены с объекта АС4-6 на ачимовский объект в период 2002 - 2005 г.

Добыча жидкости на ачимовском объекте осуществляется, в основном, механизированным способом с использованием ЭЦН - 439 скважин (94,8% действующего фонда), 23 скважины (5%) работают на фонтане, на одной скважине (0,2%) установлен ШГН.

Динамика фактических показателей с начала разработки представлена на рисунке 2.1. На 01.01.2006 г. отбор нефти составил 3984,7 тыс. т, или 99,4% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 2002 году.

Годовая добыча жидкости - 6491,0 тыс. т (максимальный уровень добычи). С начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м3/сут.

Массовое проведение ГРП в течение рассматриваемого периода времени, а также использование ЭЦН как основного способа подъема жидкости, позволили обеспечить стабильную добычу нефти.

Анализ выработки запасов нефти из пластов. Целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований. По характеристикам вытеснения проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, приведено сравнение с пластами аналогами.

Основной объект месторождения - БС16-22 - содержит 74,9% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, пласт АС4 - 15%, 8,2% приходится на пласт АС5-6. Пласты АС7-8, ЮС0, ЮС2, БС9/2 содержат соответственно 0,6%, 0,7%, 0,3% и 0,3% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Состояние выработки запасов нефти по разрабатываемым пластам, а также накопленных отборов нефти по состоянию на 01.01.2006 г. приведены в таблице 2.2. Разработка ведется на 4-х объектах из семи и наибольшее количество нефти добыто из пласта БС16-22 - 35796 тыс. т (64% всей добычи месторождения). Из пластов АС4 и АС5-6 добыто 12285 и 7541 тыс. т, что составляет 21,8% и 13,4% от общей добычи. Из пласта АС7-8 отобрано 614 тыс. т или 0,8% от общей добычи.

Проведенные исследования профиля приемистости и притока в добывающих и нагнетательных скважинах позволили рассчитать коэффициенты работающей толщины (КРТ) пласта (таблица 2.3).

Геолого-физическая характеристика пластов Ач1-3

ПараметрыАч1-3Средняя глубина залегания, м2600Тип залежиструктурно-литологическийТип коллекторатерригенный, поровыйПлощадь нефтегазоносности, тыс. м2, (В + С1)/С2453765Средняя общая толщина, м156,9Средняя нефтенасыщенная толщина, м26,9Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.0,58Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.0,59Пористость, доли ед.0,18Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм20,007/0,006Коэффициент песчанистости, доли ед.0,2Коэффициент расчленённости, доли ед.16,95Начальное пластовая температура, °С86,4Начальное пластовое давление, МПа27,8Абсолютная отметка ВНК, м2720Плотность нефти, т/м30,769Плотность воды, т/м30,985Давление насыщения нефти газом, МПа9,75Вязкость нефти, мПа.c1,13Вязкость воды, мПа.c0,32Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т645769Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т147078Пьезопроводность пласта, 104м2/с23Минерализация пластовой воды, г/л16Наличие ППДс ППД

Как показано выше, объект разработки имеет сложное геологическое строение и относительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Характерной особенностью является высокая заглинизированность, частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков. Пласты ачимовской пачки низкопроницаемы и очень неоднородны. Это обуславливает существенную неоднородность призабойной зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин, что является определяющим фактором при выборе методов и технологий воздействия на ПЗП. Ачимовский объект представлен на месторождении тремя песчано-алевритовыми пачками: Ач1 (пласт БС16), Ач2 (пласты БС17-20) и Ач3 (пласты БС21-22). Распределение геологических запасов по пачкам следующее: БС16 - 8,2%, БС17-20 - 73,5%, БС21-22 - 18,3%.

Гидравлический разрыв пласта. На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах и трехкратный на одной.

Низкий коэффициент вскрытия и работающих толщин ведут к недостаточной выработке запасов пачки Ач3, которая, ввиду низкой проницаемости, возможна только с применением технологии ГРП.

На объекте БС16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности.

Массовое применение ГРП привело к изменению технологии разработки ачимовского объекта. Анализ выработки запасов нефти по объекту БС16-22 показал, что прогнозируемый коэффициент нефтеизвлечения (23%) по отношению к активным запасам может достигнуть 26 - 28%, при этом накопленная добыча нефти на одну скважину составит 110 - 130 тыс. т.

Основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.

Более подробный анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности ГРП представлен в следующей главе.

В последние пять лет на месторождении проводились целенаправленные работы по интенсификации добычи нефти путем замены насосного оборудования на более высокодебитное. Необходимость данных работ, отчасти, обусловлено большими, чем предполагалось, продуктивностями скважин и эффективностью ГРП. Основная масса операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) проводилась на месторождении в 2001 - 2003 годах. Анализ ИДН проводился как отдельно по скважинам, так и по группам, объединяющим скважины по объектам и положению относительно ВНК [9].

Интенсификация добычи на Ачимовском объекте проводилась, главным образом, на скважинах с ГРП, осуществленных в 90-х годах. В анализе участвовали скважины с временным разграничением между ГРП и ИДН, достаточным для разделения эффектов от этих операций. Сопоставление базовых и фактических технологических показателей скважин с ИДН показывает, что в 89% случаев проведения интенсификации получена дополнительная добыча нефти. Средняя продолжительность эффекта составляет 26 месяцев, дополнительная добыча составила в среднем 4,7 тыс. т на скважину.

Потокоотклоняющие технологии. По пластам ачимовской пачки в 2005 г. впервые были осуществлены закачки гелеобразующих составов после обводнения фонда скважин, на которых проводились ГРП. Всего было обработано 9 скважин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) по технологии РВ-3П-1. Закачано 2970 м3 10% раствора реагента, в среднем по 330 м3 на скважину. Расчеты по участкам показали положительный результат - дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти, поскважинный анализ показал, что технологический эффект составляет около 15,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Применение потокоотклоняющих технологий на скважинах ачимовской пачки можно расширить по мере обводнения добывающего фонда и завершения технологических эффектов от ГРП.

Таким образом, по месторождению в целом дополнительная добыча от применения потокоотклоняющих технологий в 2005 по пласту БС18 - 15,5 тыс. т и удельный технологический эффект составил по пласту 1,7 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.

Полученные результаты применения показывают, что пласты ачимовской пачки восприимчивы к воздействию, однако достаточного опыта применения МУН на месторождении нет.

Методы интенсификации добычи. ОПЗ скважин применяются на месторождении с 1991 г. Проведено 72 ОПЗ, в том числе 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотных ОПЗ (HCl и сульфаминовая кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО.

Сравнение эффективности применения различных технологий показало, что наиболее успешным оказалось проведение СКО и ГКО - в 75% обработок получен положительный результат, далее ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой и соляной кислотами - 50%. Наибольший удельный технологический эффект получен при проведении ГКО и кислотного воздействия соляной и сульфаминовой кислотами - 1,1 тыс. т на скважину, эффективность СКО (без учета скважины 3507, на которой СКО была проведена после ГРП) - 0,7 тыс. т на скважину, при совместном проведении СКО и ГКО средний технологический эффект составил 0,5 тыс. т на скважину. Необходимо отметить, что вне зависимости от применяемой технологии практически в 50% обработок происходит снижение обводненности.

Эффективным оказалось проведение комплексного воздействия (ТХГВ + СКО) - несмотря на снижение дебита жидкости с 64 до 40 т/сут., дебит нефти увеличился более чем в 1,5 раза за счет снижения обводненности более чем на 40% [8].

В целом, проведение ОПЗ добывающих скважин на пластах ачимовской пачки показало достаточно высокую эффективность - дополнительно добыто 48 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. т нефти на скважину при средней продолжительности эффекта 6 месяцев.

Таким образом, с начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м3/сут. Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС16-22). Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий МУН.

Поэтому основным наиболее эффективным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.

5. Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта, как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35 - 40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25 - 30% запасов нефти переведено из балансовых в извлекаемые.

Отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с высокой стоимостью ГРП, этот метод используется в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает желаемого эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами [10].

Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода [10, 11, 12]:

практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины - вертикальная;

показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикальное и равно горному.

Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП. Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента. К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применятся в 1954 г. и до 1957 г. носил исключительно экспериментальный характер [13]. Этот период (1954 - 1957 г.) характеризовался применением для ГРП маломощной техники и несовершенной технологии, вследствие чего процесс ГРП производился при небольших темпах нагнетания и невысоких давлениях разрыва, а трещины закреплялись небольшим количеством песка мелких фракций, который разрушался при высоких пластовых нагрузках [11].

В последствии (1962 г.) были начаты работы по определению величины раскрытия трещин при ГРП, которые показали, что эта величина достигает 5 мм и более. Закрепление таких трещин в открытом состоянии с сохранением их максимальной проницаемости возможно только путем применения песка более крупных фракций [14]. гидравлический скважина нефть

В период с 1958 г. по 1961 г. для ГРП применялась более совершенная техника, в результате повысились расходы жидкости и давление закачки, что позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для 1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27 т. Большинство выбранных для ГРП эксплуатационных скважин относилось к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по площади [11].

В 1960 - 1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со значительно сниженными (на 17 - 26 МПа) пластовыми давлениями. Кроме того, несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффективность ГРП до 40 - 50% и уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т [11].

В 1960 г. в пяти эксплуатационных скважинах был произведен поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва направленности. Продолжительность эффекта ГРП в эксплуатационных скважинах различна и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества песка, закаченного в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на месторождениях Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП приходится на месторождения Юганского района [16].

Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной Сибири можно отметить следующее:

наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;

наличие ВНЗ существенно снижает эффект применение метода;

в монолитных коллекторах вблизи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;

в высокорасчлененных коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;

по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.

Большое внимание в последних работах по анализу ГРП уделяется расчету базовой добыче нефти и расщеплению дополнительной добычи по направлениям от интенсификации притока и увеличения КИН. Предпочтение отдается методам характеристик обводнения. Есть работы по расчету эффективности на более сложных моделях, учитывающих геологическое строение пласта и трехмерность фильтрации, однако результаты таких работ вызывают серьезные сомнения в виду того, что для корректных расчетов требуется знание основных параметров геометрии трещины [15].

Моделирование распространения трещины - сложная математическая задача. Она включает в себя решение различных типов уравнений (эллиптических, параболических) и имеет движущуюся границу. Первая модель имитации движения горизонтальной трещины была разработана отечественными специалистами (Христианович С.Н., Желтов Ю.П. в 1955 г.) и потом дополнена Баренблатом Г.Н. в 1962 году. В 1961 г. Перкинсоном Т.К. и Керном Л.Р. была создана вторая модель движения трещины. Обе модели описывают двумерную трещину. В настоящее время многие зарубежные фирмы используют трехмерные решения [14].

6. Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта

На Мало-Балыкском месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз» гидравлический разрыв пласта производится в последнее время в основном совместным Российско-Германским предприятием «Катконефть».

Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси «Мерседес-Бенц» и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений.

Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от минус 30 до плюс 50 0С.

Комплект оборудования для производства ГРП СП «Катконефть» включает следующее [15]: смесительный агрегат MC-60 (пескосмеситель (блендер)); автомобиль для транспортировки и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз (санттрак)); автомобиль для перевозки химических реагентов; насосные установки FS-2251; агрегат для поддержания давления в затрубном пространстве ЦА-320; компьютерный центр управления процессом ГРП (станция управления и контроля); блок манифольда IS-200; установленные на кусту емкости с жидкостью ГРП (автоцистерны АЦН-10, называемые буллитами), обвязку устья скважины 2АУ-700; подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования А-50У.

Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыв пластов. 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.

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности «K», «E», «М» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.

Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры-разобщители. Для проведения ГРП в СП «Катконефть» применяют пакер фирмы SITE модель «Omega Matic», спускаемый в скважину на НКТ 89.

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 количестве не менее двух. С целью оказания первой медицинской помощи в случае аварии или при несчастном случае на кустовой площадке находится также автомобиль «скорой помощи» с квалифицированным медперсоналом.

Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контрольно-измерительные приборы: манометр давления всасывания жидкости из булитов; манометр давления подачи жидкости на насосные установки; манометр давления в основной нагнетательной линии; указатель подачи жидкости; манометр давления в гидросистеме; указатель оборотов шнека смесительной емкости. Для обеспечения контроля за подачей жидкости на смесительном агрегате установлен расходомер турбинного типа.

Блендер МС-60 - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов.

Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.

Силовой двигатель - ходовой дизель Мерседес-Бенц мощностью 280 кВт гидравлической системой передачи мощности.

Максимальная подача смеси - 8 мЗ/мин при давлении 0,4 МПа. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва. Также в состав блендера входит радиоактивный плотномер смеси.

Два шнека проппанта с общей подачей до 8 т/мин - управление бортовым компьютером или оператором.

Контролируемые параметры - расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки, основные из них: давление ГРП, затрубное давление, расход проппанта, расход жидкости разрыва.

Ниже на рисунке 3.1 представлена диаграмма основных показателей процесса ГРП, которые контролируются из станции управления ГРП с помощью двух компьютеров.

Все эти параметры записывает компьютер и в конце процесса ГРП делает распечатка на бумаге.

После окончания ремонта по освоению скважины распечатки по контролю за параметрами ГРП сдаются в цех добычи вместе со всеми другими документами [16].

С помощью этой компьютерной техники сам процесс ГРП становится «прозрачным», его можно легко проконтролировать и своевременно замечать все отклонения от расчета разрыва пласта и наряд-задания на весь процесс ГРП.

Передвижной насосный агрегат FS-2251 предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISON двигателем DETROIT DIESEL.

Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB, номинальная мощность - 1655 кВт при 2050 об/мин.

Насос SPM модель TWS 2000 - трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность - 1471 кВт, принудительная смазка плунжеров.

Максимальное рабочее давление - 80 МПа при подаче 0,77 мЗ/мин.

Максимальное давление - 105 МПа.

Максимальная подача - 2,5 мЗ/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления.

Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля.

Песковоз предназначен предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агрегат со скоростью, определяемой программой ГРП.

Автомобиль с химическими реагентами предназначен для их транспортировки и подачи в смесительный агрегат в процессе приготовления жидкости ГРП. Конструктивно он представляет собой закрытый кузов, смонтированный на автомобильном шасси.

Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Одновременное подключение до шести насосов.

Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками типа «Батерфляй». Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления [15]. Типовая схема размещения оборудования ГРП представлена на рисунке 3.2.

7. Типовая схема размещения оборудования ГРП

Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта. В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования [10]:

рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта;

рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков;

рабочие жидкости для ГРП должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории:

жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Требования, предъявляемые к ее свойствам: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины; хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины; доступность и невысокая стоимость; высокая плотность для снижения давления ГРП; способность к утилизации [14].

Жидкость-песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую вязкость, которая обеспечит способность удерживать частицы проппанта во взвешенном состоянии.

Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Для гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; деэмульгатор; стабилизатор глин; геллант САТ-НС-2 - 0,006 - 0,008 м3/мі; активатор САТ-НС-Act - 0,004 - 0,005 м3/мі; брейкер HGA-B - 1,2 кг/мі. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1000 кг/мі, рН = 7, вязкость 150 - 350 мПа·с. Также распространен другой состав: BioClear (биоцид) - 0,03 кг/м3; Ecopol 40-60 (геллант) - 3,6 кг/м3; NE-201 (деэмульгатор) - 0,0015 м3/м3; NCL-100 (стабилизатор глин) - 0,0015 м3/м3; EC-HTS (стабилизатор геля) - 2 кг/м3 (подается только на жидкость мини-ГРП и жидкость разрыва основного ГРП); EC-101 (сшиватель) - 0,0015 м3/м3; Breaker DRB-HT подавать с концентрацией 0,1 кг/м3, начиная с концентрации проппанта 0,2 кг/м3 увеличивать концентрацию брейкера к концу разрыва до 0,5 кг/м3.

Типичные добавки для жидкостей ГРП: демпферы (для понижения pH); сшиватели (L10); добавки для предотвращения пенообразования (D47); полимеры (J800, J801); бактерициды (для предотвращения процесса размножения бактерий, М275, M76); брейкеры (для разрушения полимера и снижения вязкости жидкости гидроразрыва J318, J466); стабилизаторы глин (2% KCl, M117, L55, L237); добавки против потерь жидкости (J418, J84, J168); стабилизаторы температур (J353, J450); поверхностно-активные вещества (F75N, U66); добавки, предотвращающие образование эмульсий (W35, W54); PropNet (для предотвращения выноса проппанта).

Одним из первых расклинивающих агентов был просеянный речной песок с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Применяемый в настоящее время песок и другие виды расклинивающих агентов имеют менее угловатую поверхность и более точно классифицируются по размеру. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Применяемые в настоящее время проппанты по прочности можно разделить на следующие группы: кварцевые пески (плотность до 2650 кг/м3); синтетические проппанты средней прочности (плотность 2700 - 3300 кг/м3); синтетические проппанты высокой прочности (плотность 3200 - 3800 кг/м3).

Основные свойства проппанта: округлость и сферичность; плотность; объемная плотность; растворимость в кислоте(12% HCl - 3% HF); примеси мелкозернистых частиц; сопротивляемость раздавливанию; сцепляемость.

На Мало-Балыкском месторождении концентрации проппанта в жидкости-песконосителе колеблются в широких пределах от 300 до 1100 кг/м3.

Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Причем обычно в жидкость-песконоситель добавляются сразу три типоразмера проппанта в соотношении 5% (мелкий), 75% (средний) и 15% (крупный). Диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм.

8. Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта

Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.

Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.

Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин [14].

Таким образом, ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли, затрагивающий большое количество высокотехнологического оборудования. В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Можно выделить основные цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью: увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью; улучшить сообщаемость флюидов между скважиной и пластом; решение проблемы снижения проницаемости призабойной зоны скважины; миниминизация напряжений в пласте.

Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента, к которым предъявляются сложные требования.

Для гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе. Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Также в данной главе представлены составы применяемых жидкостей и различные добавки, для придания жидкости необходимых свойств. На примере основной сервисной компании СП «Катконефть» рассмотрено наземное и подземное оборудование, изображена схема расстановки наземного оборудования при ГРП.

Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта. При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм2), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5 - 15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва пласта от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважины, работающие с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие ГРП достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, то есть снижение высокого газового фактора за счет ГРП возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин;

нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах:

в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

в скважинах со сломом или смятием колонны;

при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести РИР для исправления цементного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Такими же критериями подбора скважин для ГРП пользуется геологическая служба ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к проведению гидравлического разрыва пласта. ГРП предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обеспечением его технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению процесса.

По скважине, намеченной для проведения в ней ГРП, прежде всего, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов. По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимой при планировании ГРП.

Подготовка скважины включает в себя следующие операции:

планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

оснащение подземного оборудования и монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для проведения спуско-подъемных операций;

подъем из скважины насосной установки, замер расположения забоя скважины, а при наличии пробки промывка ее;

шаблонироние эксплуатационной колонны при осуществлении ГРП по НКТ или опрессовка ее при ГРП по эксплуатационной колонне;

спуск в скважину подземного оборудования: НКТ с пакером и якорем. Техническим мероприятием, предупреждающим образование песчаных пробок, является спуск НКТ на 2 - 3 м ниже подошвы пласта, подвергаемого ГРП, и оснащение колонны труб в нижней ее части патрубком со скосом («пером»);

монтаж оборудования устья скважины специальным устьевым оборудованием для ГРП АУ-700.

Одновременно с подготовкой скважины готовится необходимое оборудование, жидкости для проведения ГРП и песок.

Рабочие и вспомогательные агрегаты перед ГРП должны пройти детальный осмотр и профилактический ремонт с заменой изношенных деталей или узлов.

Из-за большого числа факторов, влияющих на давление раскрытия или образования трещин, определить его расчетным путем оказывается затруднительно. Поэтому в промысловой практике давление разрыва пород или раскрытия трещин определяют по данным испытания скважин на приемистость. Испытание на приемистость осуществляется в подготовительный период и совмещается с опрессовкой пакера или колонны труб. Испытание на приемистость и опрессовку проводят в следующей последовательности.

...