Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении 'Снежное'

Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении 'Снежное'

Введение

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

месторождение пласт гидравлический

Территория месторождения представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируются от 82 м в северо-восточной части до 54,5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения - 25,9 м.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком - Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40% территории участка (рис 1)

Климат резко континентальный с суровой, длительной зимой и коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от -15°С до -40°С, летом - до +35°С. Снежный покров достигает 1 - 1,5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая.

Через месторождение проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.

Рисунок 1 - Обзорная карта Снежного нефтяного месторождения.

.2 Стратиграфия

В геологическом строении Снежного месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Снежном месторождении находятся в Юрской системе в тюменской и наунакской свитах.

Юрская система Y

Отложения Юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты).

Тюменская свита Y₁ tm

Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно-морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю₁₆ - Ю₂.

Песчаники серые и светло-серые, массивные, плотные, полимиктовые, крупно- и мелко-среднезернистые, плохо отсортированные. Алевролиты светло-коричневые, плотные, массивные с горизонтальной слоистостью. Аргиллиты серые и темно-серые, алевритистые, часто углистые.

Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.

Наунакская свита Y₁ nuk

Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.

Песчаники серые и темно - серые, крепкосцементированные, мелко- и среднезернистые, с включениями зерен пирита, намывами углистого материала и раковин. Алевролиты желтовато-серые, глинистые, с горизонтальной и линзовидной слоистостью.

Аргиллиты буровато-серые, темно-серые, углистые. В верхней части разреза свиты выделяются песчаные пласты Ю₁¹, в отдельных скважинах Ю₁², в нижней - пласт Ю₁^3-4. Толщина отложений свиты - 53-77 м.

1.3 Тектоника

Снежное месторождение нефти в современном тектоническом плане расположено в пределах крупного структурного носа, осложняющего крайнюю северо-западную периклиналь Парабельского мегавала (рис 2)

По основному отражающему горизонту Па (подошва баженовской свиты) Снежное поднятие оконтурено изогипсой -2360 м и представляет собой узкую антиклинальную (скорее валообразную) складку небольших размеров (18x4 км) северо-восточного простирания. За счет имеющего место в центральной части структуры пережима северо-восточная, и юго-западная части структуры осложнены небольшими вершинами с амплитудами 40 и 25 метров соответственно. В южной части структуры через небольшой пережим примыкает отдельное малоамплитудное (30 м) поднятие размером 3x2 км.

Рисунок 2 - Тектоническая карта района работ

1.4 Нефтегазоводоностность

Установлено, что пласты в верхней части юрских отложений Снежного нефтяного месторождения нефтегазонасыщены и их незначительные притоки объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их. Пределы коллектора следующие: коэффициент пористости равен 0,101; проницаемость - 0,56 мД.

В целом по залежи пласта Ю₁² по промыслово-геофизическим данным коллектора характеризуются следующими средними значениями параметров: пористость - 13,9%, нефтенасыщенность - 60,6%, проницаемость - 2,4мД.

Пласты Ю₁¹ и Ю₁² содержат признаки нефтенасыщения в керне и сложены мелкозернистыми, крепко сцементированными песчаниками.

Из интервала 2395-2404 получен приток газа дебитом 35,7 м/сутки на 5 мм. штуцере. При испытании пласта Ю₁² в колонне из интервала 2419-2433 м. получен приток нефти дебитом 0,24 м³/сутки на штуцере 1 мм.

Таким образом, подтверждается наличие газовой и нефтяной залежей в пластах Ю₁¹ и Ю₁² наунакской свиты в пределах Снежного поднятия.

За счет работы газовой залежи пласта Ю₁¹ газовый фактор составил 264
м³/м³. До гидроразрыва дебит скважины составлял 0,24
м³/сутки на штуцере 1 мм.                                                                                   

При совместном испытании пластов Ю₁¹ и Ю₁² после проведенного гидроразрыва из интервалов 2409,1-2412,2; 2423,4-2432,0 получен приток нефти с дебитом 32 м³/сутки на штуцере 8 мм.

.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю₁¹

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁¹ Снежного месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м³)

малосернистую (содержание серы - 0,3%)

смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁¹ Снежного месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам.

Пласт Ю₁²

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю₁² Снежного месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м³)

не сернистую (отсутствует)

малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

1.6 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г./л как максимум по горизонту Ю₁. Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды

Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием. В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.

Содержание других макро- и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия.

2. Технико-технологическая часть

.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Сущность ГРП

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Проведение ГРП преследует две главные цели:

- повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины;

создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.

В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.

Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

Применяемые жидкости

Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ.

Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов. При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины.

Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15% разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения наполнителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин.

Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2 мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8 мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.

В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха.

Плотность стеклянных шариков примерно равна плотности кварца, т.е. 2650 кг/м3, но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м3 Производятся промышленные испытания наполнителя из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости (1100 кг/м3) песконосителя.

В настоящее время современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/м3 жидкости. Однако применяются как большие, так и меньшие концентрации. Количество закачиваемого песка, расходуемого на одну операцию ГРП, по данным фирмы Халибартон, к настоящему времени доведено в среднем до 22,5 т, а количество закачанной жидкости в среднем (жидкость разрыва + жидкость-песконоситель) до 151,4 м³.

Определение места образовавшейся трещины

Для определения места образовавшейся трещины используют активированный радиоактивными изотопами песок, который в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого наполнителя. Сравнивая результаты гамма-каротажа, снятого до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения. Для той же цели используют специальные шарики из синтетического материала диаметром 3 - 5 мм, активированные также радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки наполнителя в него вводят через лубрикатор 7 - 10 шт. таких шариков, местоположение которых определяют также с помощью гамма-каротажа.

Жидкости разрыва

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы:

) Нарушение проницаемости пласта

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Стоимость.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента.

В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью.

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.

. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

. Жидкости на водной основе легко доступны. Этот тип жидкости легче контролируется и загущается.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды, чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины была очевидной для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г./м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Достоинства:

. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

. Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует

большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3. Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Расчет ГРП

Для гидравлического разрыва пласта принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: H= 2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=16.8 см.; трубы из стали марки C; эффективная мощность пласта h=15 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны 2340-2360 м; число отверстий на 1 м. эффективной мощности пласта - 10; коэффициент продуктивности скважин - 0.115 т./ сут. (кгс/ см²); пластовое давление 200 кгс/см²; забойное давление 170 кгс/см²; вода и песок в продукции скважины отсутствуют.

Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва

Основными расчетными показателями гидроразрыва являются: давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус и проницаемость трещин, дебит скважины после ГРП, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность ГРП.

Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина должна быть предварительно испытана. По данным испытания должна быть построена зависимость приемистости скв. от давления на забое. Эта кривая позволяет определить давление разрыва пласта. При давлении разрыва Р з.р.= 35 МПа приемистость скважины составила 1300 м³/ сут.

Давление разрыва пласта для получения трещин горизонтального направления зависит:

) от величины вертикального горного давления, определяемого глубиной залегания пласта плотностью вышележащих пород;

) от величины пластового давления; 3) от перераспределения напряжения в пласте, вызываемого его разбуриванием; 4) от естественной трещиноватости пород пласта.

Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва рекомендуется предварительно испытать скважину на поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление разрыва и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводится путем закачки в скважину маловязкой нефти в нарастающих объемах. Для этого к устью скважины присоединяют один или несколько насосных агрегатов высокого давления и замеряют расход рабочей жидкости несколько раз, чтобы получить достаточное число точек для построения кривой зависимости приемистости скважины от давления на забое скважины. По этой кривой можно определить давление разрыва на забое и соответствующую ему приемистость скважины.

Вертикальное горное давление

Р_в.г.= Hp_п./10=2800*2.5/10=700 кгс/см², (2.1)

где Н=2800 м - глубина залегания пласта; р_п.=2.5 - средняя относительная плотность вышележащих пород.

Давление разрыва пласта

р_разр.=р_в.г.-р_пл.+у_р., (2.2)

где р_пл.=200 кгс/см²-пластовое давление; у_р=15 кгс/см²-давление расслоения пород;

р_разр.=700 -200+15=515 кгс/см², (2.3)

приближенно давление разрыва на забое можно определить по эмпирической формуле:

р_затр.= Hk/10= 2800• 1.75 /10 = 490 кгс/см², (2.4)

где К=1.5 - 2.0; принимаем среднее значение К= 1,75.

Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через обсадную колонну проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле Ламэ.

Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя вязкостью м=250 спз будет

Р_у = D_н² - D_в² / D_н² + D_в² • у_тек / k + р_пл+h•p /10 - L• p/ 10 кгс/см², (2.5)

Р_у= 16.8²-14.4²/16.8²+14.4² •3200/1.5+200+89,6•0.95/10-2800•0.95/10 =

= 445 кгс/ см²

где D_н= 16.8 см - наружный диаметр обсадных труб; D_в=14.4 см - внутренний диаметр нижней части колонны труб; у_тек= 3200 кгс/ см² - предел текучести для стали марки С; k= 1.5 - запас прочности; h= потери напора на трение в обсадной колонне; p= 0.95 - относительная плотность жидкости разрыва; L= 2800 м - длина обсадной колонны.

Для принятого расхода 1300 м³/ сут (15 л/с) эти потери напора при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидк., а для нашей скважины глубиной 2800 м будут

h= 56•2800/1750= 89,6 м ст. жидк.

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия будет

P_у = (Р_стр: k) - G / рD²_в: 4 кгс/ см² (2.6)

Р_у = (125:1.5 - 50) •1000 / 3.14•14.4²:4 = 204.7 кгс/ см²

где р_стр-125 тс - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали марки С; з=1.5 - запас прочности; G= 50 тс - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны.

Возможное забойное давление при давлении на устье 204.7 кгс/см² составит

Р_заб = Р_у+Hp/10 - hp/10 (2.7)

Р_заб = 204.7 + 2800•0.95/10 -89,6•0.95/10 =384 кгс/см²

Давление на устье скважины будет

Р_у= Р_заб - Hp/10 + hp/10 (2.8)

Р_у = 384 - 2800•0.95/10 + 89,6•0.95/10 =182 кгс/ см²  

Следовательно, давление на устье скважины (182 кгс/ см²) будет ниже допустимого для принятых труб из стали марки С при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давление 185 кгс/см². Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления разрыва гидравлический разрыв ведем непосредственно через колонну обсадных труб.

Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По данным, объем жидкости разрыва колеблется в пределах 5 - 10 м³. Для данной скважины принимаем средний объем V_р=7.5 м³ нефти.

Количество жидкости - песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт проппанта и его концентрации. Общее же количество проппанта определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а потому нельзя определить расчетом и количество потребного проппанта.

По данным отечественной и зарубежной практики рекомендуется принимать количество закачиваемого проппанта 8-10 т и больше на одну скважину.

Концентрация проппанта С зависит от вязкости жидкости - песконосителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию проппанта: для нефти вязкостью более 50 спз 150-300 г./л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью до 250 спз 300-500 г./л.

Принимаем С = 300 г./л или 0.3 т/м³.

При этом условии объем жидкости - песконосителя должен быть

V_{ж п} =G_п/ С (2.9)

V_{ж п} = 8.25/0.3= 27.5 м³

Оптимальная концентрация проппанта может быть определена на основании скорости падения зерен проппанта в рабочей жидкости по эмпирической формуле:

С= 4000/х, (2.10)

С= 4000/13= 308 кг/ м³

где С - концентрация проппанта в кг/м³; х - скорость падения зерен проппанта диаметром 0.8 мм в м/ч. Для вязкости жидкости - песконосителя 250 спз х= 13 м/ч. Следовательно, в объеме 26.7 м³ содержание проппанта составит

G_п= С• V_{ж п} (2.11)

G_п=308 •27.5 = 8470 кг или 8.47 т.

Объем жидкости - песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимом для продавливания проппанта в трещины. Закачка же жидкости при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной колонне можно за один прием ввести в пласт в несколько раз больше проппанта, чем при закачке ее через НКТ.

Чтобы на забое не осталось части проппанта, объем продавочной жидкости следует принимать на 20-30% больше, чем объем колонны, по которой закачивается проппант. Избыточный объем продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения проппанта и смыкания трещин вблизи стенок скважины.

Необходимый объем продавочной жидкости

V_пр = рD²_в H 1.3/4 (2.12)

V_пр = 3.14 •0.15²/4 •2800•1.3 = 71.2 м³,

где D_в = 0.15 м - средний внутренний диаметр 168-мм колонны.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

t = V_р+ V_ж.п. + V_пр / Q (2.13)

t= 7.5 + 27.5 + 71.2 /1300 = 0.0817 сут = 2.36 ч,

где Q - суточный расход рабочей жидкости в м³.

Радиус горизонтальной трещины приближенно можно определить по эмпирической формуле:

r_т = с (Q √ мt_p / к)^0.5 м, (2.14)

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления и характеристики горных пород, который для скважины глубиной 2000 м принимается равным 0.02; Q= 15 л/с = 900 л/мин - расход жидкости разрыва, µ= 50 спз - вязкость жидкости разрыва, t_р = 8.3 мин - время закачки жидкости разрыва, k = 0.05 Д - проницаемость пород;

r_t = 0.02 (900 • √ 50 • 8.3/ 0.05)^0.5 = 5.7 м.

Проницаемость горизонтальной трещины определяется по формуле

_т = 10⁸ щ² / 12, (2.15)

_т = 10⁸ 0.1² / 12 = 83000 Д,

где щ - ширина трещины.

Проницаемость призабойной зоны будет

k_п.з = k_п h + k_т щ / h+ щ, (2.16)

k_п.з = 0.05• 10 + 83000 • 0.001 / 10 + 0.001 = 8.35Д

где k = 0.05 Д - проницаемость пласта; h= 10 м - эффективная мощность пласта; щ = 0.001 м.

Проницаемость всей дренажной системы

К_{д.с =} k_п k_пз lg R_k: r_c / к_пз lg R_k ׃ r_т + к_п lg r_т׃ r_c, (2.17)

где R_к - радиус контура питания скважины; r _c - 75 мм = 0.075 м - радиус забоя скважины; r_т = 5.7 м - радиус трещины;

k_дс = 0.05• 8.35 lg 250׃ 0.075/ 8.35 lg 250׃ 5.7 + 0.05 lg 5.7 ׃ 0.075 = 0.11 Ä

Êàê âèäíî èç ýòîãî ðàñ÷åòà, ïðè íàëè÷èè òîëüêî îäíîé ãîðèçîíòàëüíîé òðåùèíû øèðèíîé 0.1 см колоссально увеличивается проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается проницаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях весь приток идет практически по трещине.

Так как потери напора в трещине ничтожно малы, можно принять, что максимальный дебит скважины после ГРП с образованием в призабойной зоне горизонтальных или вертикальных трещин может быть найден по формуле Дюпюи:

Q= 2рkh Д p/ м ln R_k׃ r_т; (2.18)

где Q - максимальный дебит в см³/ с; k = 0.11 Д - проницаемость пласта после ГРП; R_к = 250 м - радиус контура питания; r_т=5.7 м - радиус трещины;

Q= 2• 3.14 •0.11 • 1000 • 30 / 10 ln 250: 5.7 = 550 см³/ с = 47.5 м³/сут или 42.8 т / сут.

При ГРП с закачкой жидкости по обсадной колонне при давлении на устье 166 кгс / см² применяем цементировочные агрегаты ЦА - 320 М. Для принятого темпа закачки жидкостей необходимое число насосных агрегатов при одном резервном составит

n = q / q_аг + 1,                          (2.19)

где q_аг = 5.1 л/с - производительность одного агрегата на второй скорости при p = 182 кгс / см²;

n = 15 / 5.1 + 1 = 4 агрегата.

Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке весьма вязких жидкостей с проппантом и для получения номинальной производительности необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был подпор в 1- 2 кгс /см².

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкости - песконосителя с проппантом применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию проппанта в кг / м³.

Допустим для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м³. В этом объеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии 2-3 м³ песка в зависимости от вязкости жидкости. Эти автоцистерны имеют насосы производительностью 10-20 л/с с давлением на выкиде 3 кгс/ см², которые служат для заполнения цистерн и подачи жидкости в пескосмесительный агрегат.

Ожидаемый эффект от ГРП может быть определен по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины r_с после гидроразрыва принимается равным радиусу трещин r_т:

n= Q₂ ׃ Q₁ = lg R _k ׃ r _{c /} lg R _k ׃ r _т, (2.20)

где Q₂ - дебит скважины после гидроразрыва; Q₁ - дебит скважины до гидроразрыва; R_к = 250 м - радиус контура питания; r_c = 75 мм = 0.075 м - радиус забоя скважины; r_т = 5.7 м - радиус трещины;

n= lg 250: 0.075 / lg 250: 5.7 = 2.17 (раза).

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным проппантом, происходят небольшие потери напора.

По окончании процесса гидроразрыва пласта скважину оставляют под давлением до момента падения его на устье скважины до нуля. После этого замеряют забой и уровень

Наблюдения за скважиной должны продолжаться в течении нескольких месяцев после гидроразрыва путем периодической проверки дебита, газового фактора и степени обводненности добываемой жидкости.

Ïîäãîòîâèòåëüíûå ðàáîòû ïðè ÃÐÏ

Ãèäðîðàçðûâó ïëàñòà ïðåäøåñòâóåò áîëüøîé îáúåì ïîäãîòîâèòåëüíûõ ðàáîò, ñâÿçàííûõ ñ èçó÷åíèåì ãåîëîãî-ïðîìûñëîâûõ ìàòåðèàëîâ, èññëåäîâàíèåì ñêâàæèíû è îáñëåäîâàíèåì åå òåõíè÷åñêîãî ñîñòîÿíèÿ, à òàêæå ïî òåõíèêî-òåõíîëîãè÷åñêîìó îáåñïå÷åíèþ ïðîöåññà.

Îñíîâíûìè èñòî÷íèêàìè èíôîðìàöèè ÿâëÿþòñÿ ãåîëîãè÷åñêèå, ãåîôèçè÷åñêèå è ïåòðîôèçè÷åñêèå èññëåäîâàíèÿ, ëàáîðàòîðíûé àíàëèç êåðíà, à òàêæå ðåçóëüòàòû ïðîìûñëîâîãî ýêñïåðèìåíòà, çàêëþ÷àþùåãîñÿ â ïðîâåäåíèè ìèêðî - è ìèíè-ãèäðîðàçðûâîâ.

 ïåðâóþ î÷åðåäü ê ñêâàæèíå äîñòàâëÿåòñÿ âñå íåîáõîäèìîå äëÿ ïîäãîòîâèòåëüíûõ ðàáîò:

àãðåãàò À-50 äëÿ ðåìîíòà ñêâàæèí;

ñòåëëàæè äëÿ òðóá;

óñòüåâîå è âíóòðèñêâàæèííîå îáîðóäîâàíèå;

èíñòðóìåíò;

åìêîñòè äëÿ òåõíîëîãè÷åñêèõ æèäêîñòåé è ò.ï.

Ïðè íåîáõîäèìîñòè ïåðåä íà÷àëîì ðàáîò ïî ÃÐÏ ïðîèçâîäèòñÿ çàìåíà æèäêîñòè â ñêâàæèíå, íà êîòîðîé çàïëàíèðîâàíî ïðîâåäåíèå ÃÐÏ, ñêâàæèíà ãëóøèòñÿ è îòêëþ÷àåòñÿ îò äåéñòâóþùèõ òðóáîïðîâîäîâ.

Áðèãàäà ÊÐÑ ñ ïîìîùüþ àãðåãàòà äëÿ ðåìîíòà ñêâàæèí èçâëåêàåò èç ñêâàæèíû ãëóáèííî íàñîñíîå îáîðóäîâàíèå, ïðîèçâîäèò ñïóñê íàñîñíî-êîìïðåññîðíûõ òðóá ñî ñêîøåííûì êîíöîì (ïåðî) è ïðîèçâîäèò ïðîìûâêó ñêâàæèíû äî çàáîÿ. Åñëè ïðåäóñìîòðåíî ïðîåêòîì, ñïåöèàëèñòû ïðîèçâîäÿò äîïîëíèòåëüíîå èññëåäîâàíèå.

Òåõíîëîãèÿ ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ

1. Ãåîëîãè÷åñêîé ñëóæáîé óïðàâëåíèÿ ñîñòàâëÿåòñÿ èíôîðìàöèÿ óñòàíîâëåííîé ôîðìû äëÿ ðàñ÷åòà ïðîåêòà ãèäðîðàçðûâà ïëàñòà.

. Ñîñòàâëÿåòñÿ ïðîãðàììà ïðîâåäåíèÿ ãèäðîðàçðûâà ïî ðåçóëüòàòàì ðàñ÷åòà íà ÝÂÌ.

. Íà òåððèòîðèè ñêâàæèíû ïîäãîòàâëèâàåòñÿ ïëîùàäêà äëÿ ðàçìåùåíèÿ îáîðóäîâàíèÿ è àãðåãàòîâ ïî ÃÐÏ.

. Óñòàíàâëèâàåòñÿ ñïåöèàëüíîå óñòüåâîå îáîðóäîâàíèå íà ñêâàæèíå.

. Ìàñòåð ÊÐÑ ïåðåäàåò ñêâàæèíó îòâåòñòâåííîìó ïî ÃÐÏ ñîîòâåòñòâåííî àêòà äëÿ ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ óñòàíîâëåííîé ôîðìû.

. Ðàçìåùåíèå àãðåãàòà è îáîðóäîâàíèÿ ïðîèçâîäèòñÿ èíæåíåðîì ÃÐÏ ñîãëàñíî ïðèëîæåííîé ñõåìå.

. Ïðîâîäèòñÿ èñïûòàíèå íà ãåðìåòè÷íîñòü óñòüåâîãî îáîðóäîâàíèÿ, ìàíèôîëüäîâ è ñîåäèíåíèé íàãíåòàòåëüíûõ ëèíèé îò àãðåãàòîâ ê ñêâàæèíå ïîä äàâëåíèåì 700 àòì. â òå÷åíèå 10 ìèí.

. Ïðè óñòàíîâëåíèè ãåðìåòè÷íîñòè ñîåäèíåíèé â ñêâàæèíó ïîäàåòñÿ ÷èñòàÿ çàãåëåííàÿ æèäêîñòü ðàçðûâà äëÿ îñóùåñòâëåíèÿ ÃÐÏ. Ñâèäåòåëüñòâîì äîñòèæåíèÿ ðàçðûâà ÿâëÿåòñÿ óâåëè÷åíèå ïðèåìèñòîñòè ñêâàæèíû ïî äèàãðàììå íà êîìïüþòåðå.

. Ïîñëå äîñòèæåíèÿ ðàçðûâà â ñêâàæèíó, ñîãëàñíî ïðîãðàììå, íàãíåòàåòñÿ ÷èñòàÿ çàãåëåííàÿ æèäêîñòèü ðàçðûâà (ïîäóøêà äî 450 ì³).

. Çà æèäêîñòüþ ðàçðûâà ïðîèçâîäèòñÿ çàêà÷êà çàãåëåííîé æèäêîñòè ñ ïîäà÷åé ðàñ÷åòíîé äîçû ïðîïïàíòà îò 100 äî 1200 êã/ì³ äî îïðåäåëåííîé ñòàäèè îáúåìà çàêà÷êè ïî íàìå÷åííîé ïðîãðàììå ïðè äàâëåíèÿõ äî 450 àòì. Äëÿ çàêðåïëåíèÿ òðåùèí çàêà÷èâàåòñÿ 200-300 òîíí. ïðîïïàíòà.

. Íåïîñðåäñòâåííî çà ñìåñüþ ïðîïïàíòà è æèäêîñòè çàêà÷èâàåòñÿ æèäêîñòü ïðîäàâêè â îáúåìå äî êðîâëè ïëàñòà. Óïðàâëåíèå ïðîöåññîì ÃÐÏ îñóùåñòâëÿåòñÿ ñ ïóëüòà óïðàâëåíèÿ è ïî ðàäèîñâÿçè.

. Òåìï íàãíåòàíèÿ æèäêîñòè âûäåðæèâàåòñÿ ðàñ÷åòíûé, â ïðåäåëàõ 3-7 ì³/ìèí. â çàâèñèìîñòè îò ãåîëîãî-ïðîìûñëîâûõ äàííûõ ïëàñòà.

. Ñêâàæèíà îñòàâëÿåòñÿ íà ðàñïàä ãåëÿ, íà 24 ÷àñà ïîä îñòàòî÷íûì äàâëåíèåì, ñ ðåãèñòðàöèåé èçìåíåíèÿ äàâëåíèÿ â âèäå ãðàôèêà íà ÝÂÌ.

.  ïðîöåññå ãèäðîðàçðûâà âåäåòñÿ íåïðåðûâíàÿ ðåãèñòðàöèÿ ñëåäóþùèõ ïàðàìåòðîâ: äàâëåíèÿ íàãíåòàíèÿ, òåìïà çàêà÷êè, çàòðóáíîãî äàâëåíèÿ, êîëè÷åñòâà ïðîïïàíòà, ïëîòíîñòè æèäêîñòè, êîëè÷åñòâà õèìðåàãåíòîâ. Ðåãèñòðàöèÿ ïàðàìåòðîâ âåäåòñÿ îäíîâðåìåííî â âèäå ãðàôèêà íà ýêðàíå ÝÂÌ, çàïèñè â ïàìÿòè ÝÂÌ, çàïèñè íà äèñêåòó, ðàñïå÷àòêè íà ïðèíòåðå è çàïèñè â òàáëèöó äàííûõ. Âûäà÷à äîêóìåíòàöèè ïî ãèäðîðàçðûâó ñ ÝÂÌ ïðîèçâîäèòñÿ â ôîðìå: ñâîäêè ÃÐÏ, ãðàôèêîâ èçìåíåíèÿ ïàðàìåòðîâ â ïðîöåññå ÃÐÏ, ãðàôèêà èçìåíåíèÿ îñòàòî÷íîãî äàâëåíèÿ ïîñëå ÃÐÏ.

Îáîðóäîâàíèå èñïîëüçóåìîå ïðè ÃÐÏ

Îðãàíèçàöèÿ ãèäðîðàçðûâà ñîñòîèò â ïðèãîòîâëåíèè ñîîòâåòñòâóþùèõ ðåàãåíòîâ â êà÷åñòâå æèäêîñòè ãèäðîðàçðûâà è ïîñëåäóþùåé çàêà÷êè åå â ïðîäóêòèâíóþ çîíó ñ íèçêèì ðàñõîäîì è ïîä âûñîêèì äàâëåíèåì ñ òåì, ÷òîáû ðàñêëèíèòü ïîðîäó, îáðàçîâàòü â ðåçóëüòàòå òðåùèíó êàê ðåçóëüòàò ãèäðàâëè÷åñêîãî âîçäåéñòâèÿ.

Ïðåæäå âñåãî, ÷èñòàÿ æèäêîñòü çàêà÷èâàåòñÿ â ñêâàæèíó äëÿ èíèöèèðîâàíèÿ òðåùèí è åå ïðîäâèæåíèå â ïëàñòå. Ïîñëå ýòîãî ñóñïåíçèÿ ïðîäîëæàåò ðàçâèâàòü òðåùèíó.

Ïîäãîòîâêà æèäêîñòè ÃÐÏ ïðîèçâîäèòñÿ íà êóñòó ñêâàæèí, íåïîñðåäñòâåííî ïåðåä çàêà÷êîé åå â ïëàñò. Ñèñòåìà ïîäãîòîâêè æèäêîñòè ÃÐÏ âêëþ÷àåò: ïåñêîâîç, åìêîñòè ñ ãåëåîáðàçíîé æèäêîñòüþ, ñìåñèòåëüíûé àãðåãàò (áëåíäåð). Ïðè ïðèãîòîâëåíèè ãåëåîáðàçíîé æèäêîñòè äëÿ ÃÐÏ ãëàâíîå ïîäãîòîâèòü âîäó. Åñëè â âîäå áóäóò áàêòåðèè, òî ãåëü íà÷íåò ðàñïàäàòüñÿ è æèäêîñòü äëÿ ÃÐÏ èñïîðòèòñÿ, ÷òî ïîâëå÷åò ñðûâ ÃÐÏ. [3].

Îáâÿçêà ñèñòåìû èìååò 1,5 - êðàòíûé çàïàñ ïðî÷íîñòè. Ïåðåä íà÷àëîì ÃÐÏ, îáîðóäîâàíèå è îáâÿçêà îïðåññîâûâàþòñÿ íà ðàáî÷åå äàâëåíèå. Óïðàâëåíèå íåïîñðåäñòâåííî ÃÐÏ îñóùåñòâëÿåòñÿ ÷åðåç êîìïüþòåðíûé öåíòð. [1].

Äëÿ ïðîèçâîäñòâà ÃÐÏ èñïîëüçóåòñÿ ñëåäóþùàÿ òåõíèêà:

.        ÓÐÀË-ÖÀ 320,

.        ÓÐÀË-4320 ïîæàðíàÿ ìàøèíà,

3.       MERCEDES ïåñêîâîç,

4.       MERCEDES õèì. ôóðãîí,

.        Ïåñêîñìåñèòåëüíûé àãðåãàò ÇÏÀ íà áàçå ÊÐÀÇ - 257,

.        ÊÐÀÇ - 257 íàñîñíàÿ óñòàíîâêà,

7.       MERCEDES öåìåíòèðîâî÷íûé àãðåãàò,

8.       MERCEDES òðóáîâîç,

9.       MERCEDES ëàáîðàòîðèÿ,

.        ÓÀÇ-3962 ñàíèòàðíûé ôóðãîí,

.        Ê-700 âàêóóìíàÿ óñòàíîâêà.

Ðèñóíîê 3-Ïðèíöèïèàëüíàÿ ñõåìà ðàññòàíîâêè îáîðóäîâàíèÿ ïðè ÃÐÏ è îáîðóäîâàíèÿ çàáîÿ ñêâàæèíû

Äëÿ îñóùåñòâëåíèÿ ÃÐÏ ïðèìåíÿþòñÿ ñïåöèàëüíûå íàñîñíûå àãðåãàòû (ðèñóíîê 2.3) â èçíîñîñòîéêîì èñïîëíåíèè, ñìîíòèðîâàííûå íà øàññè òðåõîñíûõ òÿæåëûõ ãðóçîâûõ ìàøèí ÊðÀÇ-257 ãðóçîïîäúåìíîñòüþ 10 - 12 ò.  êà÷åñòâå ïðèâîäà ê ñèëîâîìó íàñîñó èñïîëüçóåòñÿ äèçåëüíûé äâèãàòåëü ìîùíîñòüþ 588 êÂò. Äâèãàòåëü óñòàíîâëåí íà ïëàòôîðìå è ÷åðåç êîðîáêó ñêîðîñòåé ñâÿçàí ñ ïðèâîäíûì âàëîì ñèëîâîãî íàñîñà. Äëÿ ïðèãîòîâëåíèÿ æèäêîñòè-ïåñêîíîñèòåëÿ ñëóæàò ïåñêîñìåñèòåëüíûå àãðåãàòû, èíîãäà ñî ñëîæíûìè àâòîìàòè÷åñêèìè äîçèðóþùèìè æèäêîñòü è ïåñîê óñòðîéñòâàìè. Îáû÷íûé ïåñêîñìåñèòåëüíûé àãðåãàò ÇÏÀ (ðèñ. 2.5) ïðåäñòàâëÿåò ñîáîé ñìîíòèðîâàííûé íà øàññè òÿæåëîãî ãðóçîâèêà ÊðÀÇ-257 áóíêåð 5 ñ êîíè÷åñêèì äíîì. Áóíêåð ïåðåãîðîæåí ïðîäîëüíîé ïåðåãîðîäêîé äëÿ ïåðåâîçêè ìåëêîãî è êðóïíîãî ïåñêà. Ïîä äíîì áóíêåðà èìååòñÿ äâà ãîðèçîíòàëüíûõ øíåêîâûõ âàëà, ïðèâîäèìûõ âî âðàùåíèå òÿãîâûì äâèãàòåëåì ÷åðåç êîðîáêó îòáîðà ìîùíîñòè.

Ñêîðîñòü âðàùåíèÿ øíåêà ìîæíî èçìåíÿòü êàê ïóòåì ïåðåêëþ÷åíèÿ ñêîðîñòåé êîðîáêè ïåðåäà÷è, òàê è èçìåíåíèåì ÷èñëà îáîðîòîâ äâèãàòåëÿ àâòîìîáèëÿ.

Îáùàÿ åìêîñòü áóíêåðà - 10 ò ïåñêà. Ãîðèçîíòàëüíûå øíåêè ïîäàþò ïåñîê èç îäíîãî èëè äðóãîãî îòñåêà ê íàêëîííîìó øíåêó 4 äëÿ ïîäà÷è ïåñêà â ñìåñèòåëüíóþ êàìåðó 3, ðàñïîëîæåííóþ ïîçàäè êàáèíû àâòîìàøèíû. Îäíîâðåìåííî ïî òðóáîïðîâîäàì â ñìåñèòåëüíóþ êàìåðó ïîäàåòñÿ æèäêîñòü-ïåñêî-íîñèòåëü èç àâòîöèñòåðí. Ñìåñèòåëüíàÿ êàìåðû åìêîñòüþ 0,5 ì³ èìååò òðè ÷åòûðåõëîïàñòíûå ìåøàëêè ñ ïðèâîäîì îò áåíçèíîâîãî äâèãàòåëÿ 2 (ÃÀÇ-51 ìîùíîñòüþ 50 êÂò), óñòàíîâëåííîãî òàêæå ïîçàäè êàáèíû.

Ïðèãîòîâëåííàÿ ïåñ÷àíî-æèäêîñòíàÿ ñìåñü öåíòðîáåæíûì ïåñêîâûì íàñîñîì 4ÏÑ9 ñ ïðèâîäîì îò áåíçèíîâîãî äâèãàòåëÿ (ÃÀÇ-51) 2 ïîäàåòñÿ íà ïðèåì ãëàâíîãî íàñîñíîãî àãðåãàòà âûñîêîãî äàâëåíèÿ. Ïåñêîâîé íàñîñ 4ÏÑ9 ðàçâèâàåò íàïîð äî 30 ì ïðè 1460 îáîðîòàõ â ìèíóòó è èìååò ïîäà÷ó ïðè ýòîì íàïîðå 16,6 ë/ñ (60 ì³/÷).

Ïåñêîâûé íàñîñ è äâèãàòåëü ÃÀÇ-51 ðàñïîëîæåíû ìåæäó êàáèíîé âîäèòåëÿ è áóíêåðîì.  çàðóáåæíîé ïðàêòèêå ïîëó÷èëè ðàñïðîñòðàíåíèå ìîùíûå àãðåãàòû, ñëóæàùèå òîëüêî äëÿ ïåðåâîçêè íàïîëíèòåëÿ è ïîäà÷è åãî ñ ïîìîùüþ øíåêîâûõ âèíòîâ êî âòîðîìó ñïåöèàëüíîìó àãðåãàòó - ñìåñèòåëþ, ñíàáæåííîìó øíåêîâûìè âèíòàìè, íàñîñîì, ïîäàþùèì æèäêîñòü-ïåñêîíîñèòåëü â ñìåñèòåëüíóþ êàìåðó, è ðàçëè÷íûìè äîïîëíèòåëüíûìè ìåõàíèçìàìè, àâòîìàòèçèðóþùèìè äîçèðîâêó æèäêîñòè è íàïîëíèòåëÿ â çàâèñèìîñòè îò óñòàíîâëåííîé íîðìû (êîíöåíòðàöèè) è òåìïîâ çàêà÷êè ïåñêîíîñèòåëÿ â ñêâàæèíó. Áóíêåðíûé àãðåãàò è ñìåñèòåëüíàÿ ìàøèíà ìîíòèðóþòñÿ íà øàññè òÿæåëûõ ãðóçîâèêîâ.

Àâòîöèñòåðíû. Äëÿ ïåðåâîçêè æèäêîñòåé, íåîáõîäèìûõ äëÿ ÃÐÏ, ïðèìåíÿþò àâòîöèñòåðíû ðàçëè÷íûõ êîíñòðóêöèé. Àâòîöèñòåðíà ÖÐ-20 ñìîíòèðîâàíà íà àâòîïðèöåïå 4ÌÇÀÏ-552, òðàíñïîðòèðóåìîì ñåäåëüíûì òÿãà÷îì ÊðÀÇ-258.

- àâòîìîáèëü ÊðÀÇ-257; 2 - êàáèíà óïðàâëåíèÿ; 3 - ñèëîâîé àãðåãàò; 4 - êîðîáêà ñêîðîñòåé; 5 - ìóôòà ñöåïëåíèÿ; 6 - íàñîñíûé àãðåãàò; 7 - âûêèäíîé ìàíèôîëüä; 8 - ñîåäèíèòåëüíûå òðóáû âûñîêîãî äàâëåíèÿ.

Ðèñóíîê 4-Íàñîñíûé àãðåãàò äëÿ ÃÐÏ 4ÀÍ-700.

1 - öåíòðîáåæíûé íàñîñ 4ÏÑ; 2 - ñèëîâîé áëîê äâèãàòåëÿ ÃÀÇ-51; 3 - ñìåñèòåëüíîå óñòðîéñòâî; 4 - íàêëîííûé øíåê; 5 - áóíêåð äëÿ ïåñêà; 6 - ïðèåìíûé òðóáîïðîâîä; 7 - ðàçäàòî÷íûé òðóáîïðîâîä; 8 - àâòîìîáèëü ÊðÀÇ-257.

Ðèñóíîê 5-Ïåñêîñìåñèòåëüíûé àãðåãàò ÇÏÀ

Íà øàññè ïðèöåïà êðîìå àâòîöèñòåðíû ñìîíòèðîâàíû âñïîìîãàòåëüíûé äâèãàòåëü ÃÀÇ-51, öåíòðîáåæíûé íàñîñ 8Ê-18 è òðåõïëóíæåðíûé íàñîñ 1Â. Íàñîñû ïðèâîäÿòñÿ â äåéñòâèå ÷åðåç êîðîáêó ñêîðîñòåé è (ðåäóêòîðû îò äâèãàòåëÿ ÃÀÇ-51. Öèñòåðíà èìååò åìêîñòü 17 ì³ ïîïëàâêîâûé óêàçàòåëü óðîâíÿ è çìååâèê äëÿ ïîäîãðåâà æèäêîñòè îò ïåðåäâèæíîé ïàðîâîé óñòàíîâêè (ÏÍÓ) ïðè ðàáîòå â çèìíåå âðåìÿ. Òðåõïëóíæåðíûé íàñîñ 1Â, ñíàáæåííûé âîçäóøíûì êîìïåíñàòîðîì, èìååò ïîäà÷ó 13 ë/ñ è íàèáîëüøåå äàâëåíèå 1,5 ÌÏà ïðè 140 õîäàõ â ìèíóòó. Îáâÿçêà íàñîñà ïîçâîëÿåò ïåðåêëþ÷àòü åãî íà çàïîëíåíèå öèñòåðíû, îòáîð æèäêîñòè èç öèñòåðíû è ïåðåêà÷êó æèäêîñòè ïîòðåáèòåëþ èç ëþáîé äðóãîé åìêîñòè. Âðåìÿ çàïîëíåíèÿ öèñòåðíû 22 ìèí. Öåíòðîáåæíûé íàñîñ 8Ê-18 èìååò ïîäà÷ó 60 - 100 ë/ñ (ïî âîäå), íàïîð äî 20 ì è ïðåäíàçíà÷åí äëÿ ïîäà÷è æèäêîñòè íà ïåñêîñìåñèòåëüíûé àãðåãàò. Ïðîìûøëåííîñòüþ âûïóñêàþòñÿ è äðóãèå àâòîöèñòåðíû.

Ðèñóíîê 6 - Àðìàòóðà óñòüÿ ñêâàæèíû 2ÀÓ-700 äëÿ ãèäðàâëè÷åñêîãî ðàçðûâà ïëàñòà

1. Íàïîðíûé êîëëåêòîð èç êîâàíîé ñòàëüíîé êîðîáêè ñ øåñòüþ îòâîäàìè äëÿ ïðèñîåäèíåíèÿ øåñòè íàñîñíûõ àãðåãàòîâ, ðàññ÷èòàííûé íà äàâëåíèå 70 ÌÏà. Êîëëåêòîð èìååò öåíòðàëüíóþ òðóáó ñ äàò÷èêàìè äàâëåíèÿ, ïëîòíîìåðà è ðàñõîäîìåðà, ñ äèñòàíöèîííîé ðåãèñòðàöèåé ïîêàçàíèé íà ñòàíöèè êîíòðîëÿ è óïðàâëåíèÿ ïðîöåññîì ÃÐÏ. Íà êîëëåêòîðå òàêæå ïðåäóñìîòðåíî øåñòü ïðîáêîâûõ êðàíîâ è øåñòü ïðåäîõðàíèòåëüíûõ êëàïàíîâ. Íàïîðíûé êîëëåêòîð ïðèñîåäèíÿåòñÿ ê óñòüþ ñêâàæèíû ñ ïîìîùüþ äâóõ ëèíèé âûñîêîãî äàâëåíèÿ.

. Ðàñïðåäåëèòåëüíûé êîëëåêòîð, ðàññ÷èòàííûé íà äàâëåíèå 2,5 ÌÏà, ñëóæèò äëÿ ðàñïðåäåëåíèÿ ðàáî÷èõ æèäêîñòåé ìåæäó íàñîñíûìè àãðåãàòàìè. Îí èìååò áîëüøîå ïðîõîäíîå ñå÷åíèå (100 ìì), ïðåäóñìàòðèâàåò âîçìîæíîñòü ïîäêëþ÷åíèÿ äåñÿòè ïðèñîåäèíèòåëüíûõ ëèíèé è ñíàáæåí ïðåäîõðàíèòåëüíûì êëàïàíîì íà 2,5 ÌÏà.

. Êîìïëåêò âñïîìîãàòåëüíûõ òðóáîïðîâîäîâ âûñîêîãî äàâëåíèÿ è êîìïëåêò áûñòðîñúåìíûõ øàðíèðíûõ ñîåäèíåíèé.

. Êðàíîâàÿ àðìàòóðà, ðåçèíîâûå øëàíãè âûñîêîãî äàâëåíèÿ, âñïîìîãàòåëüíîå îáîðóäîâàíèå è èíñòðóìåíò äëÿ ñáîðêè, êðåïëåíèÿ, îïðåññîâêè è ðàçáîðêè ñîåäèíèòåëüíûõ ìàíèôîëüäîâ.

. Àðìàòóðà óñòüÿ ñêâàæèíû (1ÀÓ-700 èëè 2ÀÓ-700), ãåðìåòèçèðóþùàÿ çàòðóáíîå ïðîñòðàíñòâî è ÍÊÒ. Àðìàòóðà 2ÀÓ-700 (ðèñ. 2.5) îòëè÷àåòñÿ îò àðìàòóðû 1ÀÓ-700 âîçìîæíîñòüþ ïîäêëþ÷åíèÿ åå ê ÍÊÒ äèàìåòðîì 73 è 89 ìì, à òàêæå íàëè÷èåì ãèáêèõ ñîåäèíåíèé äâóõ áîêîâûõ îòâîäîâ. Âåðõíÿÿ òðóáíàÿ ãîëîâêà êðîìå äâóõ îòâîäîâ èìååò â âåðõíåé ÷àñòè ìàíîìåòð ñ ìàñëÿíûì ðàçäåëèòåëåì.

Íèæíÿÿ óñòüåâàÿ ãîëîâêà, ðàññ÷èòàííàÿ íà äàâëåíèå 32,0 ÌÏà, èìååò äâå ïîäñîåäèíèòåëüíûå ëèíèè ñ êðàíàìè, òðîéíèêàìè è áûñòðîñúåìíûìè ñîåäèíåíèÿìè äëÿ ñîîáùåíèÿ ñ êîëüöåâûì ïðîñòðàíñòâîì ñêâàæèíû. Îáùàÿ ìàññà óñòüåâîé àðìàòóðû 2ÀÓ-700 - 500 êã.

Äëÿ äèñòàíöèîííîãî êîíòðîëÿ çà ïðîöåññîì ñëóæèò ñïåöèàëüíàÿ ñòàíöèÿ êîíòðîëÿ è óïðàâëåíèÿ íà àâòîìîáèëå, óêîìïëåêòîâàííàÿ íåîáõîäèìîé êîíòðîëüíî-èçìåðèòåëüíîé è ðåãèñòðèðóþùåé äèñòàíöèîííîé àïïàðàòóðîé, à òàêæå óñèëèòåëÿìè è ãðîìêîãîâîðèòåëÿìè äëÿ çâóêîâîé è òåëåôîííîé ñâÿçè ñ îòäåëüíûìè àãðåãàòàìè è èñïîëíèòåëÿìè. Äëÿ ñîáëþäåíèÿ òåõíèêè áåçîïàñíîñòè âñå àãðåãàòû ðàñïîëàãàþòñÿ ðàäèàòîðàìè îò ñêâàæèíû, ÷òîáû ìîæíî áûëî áåñïðåïÿòñòâåííî îòúåõàòü îò íåå ïðè àâàðèéíîé èëè ïîæàðíîé îïàñíîñòè. Ýòî îñîáåííî âàæíî ïðè èñïîëüçîâàíèè æèäêîñòåé íà íåôòÿíîé îñíîâå.

Ïðîìûâêà ñêâàæèíû ïîñëå ÃÐÏ

Êàê òîëüêî ÃÐÏ çàâåðøåíî, âñå êëàïàíû, çàäâèæêè àðìàòóðû ñêâàæèíû äîëæíû áûòü çàêðûòû, è ñêâàæèíà ïåðåäàíà áðèãàäå ÊÐÑ, êîòîðàÿ çàòåì ïðåñòóïàåò ê ðàáîòàì ïî îñâîåíèþ ñêâàæèíû ïîñëå ÃÐÏ:

Ïðîèçâåñòè ìîíòàæ îáîðóäîâàíèÿ äëÿ îáðàòíîé ïðîìûâêè;

Ïðîèçâåñòè çàïèñü íà âûõîäå èç ñêâàæèíû, ñòàâèòü äàâëåíèå â åìêîñòè íà ïîâåðõíîñòè, åñëè ýòî íåîáõîäèìî.

Ñìîíòèðîâàòü ïîäúåìíèê ÊÐÑ. Ìîíòàæ ïðîèçâîäèòü âíåøíèìè êàíàòàìè.

Óáåäèòñÿ, ÷òî äàâëåíèå â ÍÊÒ íå ïðåâûøàåò 45 àòì.

Îòñîåäèíèòü àðìàòóðó UHG? Ïîäíÿòü å¸ äëÿ îòêðûòèÿ ïåðåïóñêíîãî êëàïàíà è óðîâíÿòü äàâëåíèÿ.

Äåìîíòèðîâàòü àðìàòóðó ÃÐÏ è ñìîíòèðîâàòü ÏÂÎ.

Ñîðâàòü ïàêåð è ïîäíÿòü èç ñêâàæèíû íåñêîëüêî ñîåäèíåíèé ÍÊÒ ïåðåä ïðîìûâêîé.

Åñëè ïîñëå ÃÐÏ â òðóáàõ îñòàëñÿ ïðîïàíò, íåîáõîäèìî ïðîìûòü ïîäâåñêó ÃÐÏ, åñëè å¸ íåâîçìîæíî ïîäíÿòü èç-çà îãðàíè÷åíèé ãðóçîïîäúåìíîñòè òðóá ÍÊÒ.

 ñëó÷àå «ñòîïà» èëè îñòàâøåãîñÿ ïðîïàíòà â òðóáàõ: âñåãäà ïîäíèìàòü ÍÊÒ èç ñêâàæèíû. Ïîäâåñêà ïîñòîÿííî äîëæíà ïîäíèìàòüñÿ, ÷òîáû èçáåæàòü ïîïàäàíèÿ ïðîïàíòà â âåðõíþþ ÷àñòü ïàêåðà èç-çà ðàçíîñòè äàâëåíèÿ. Åñëè äàâëåíèå ïðåâûøàåò äîïóñòèìîå, ñòðàâèòü äàâëåíèå â ñêâàæèíå â åìêîñòè íà ïîâåðõíîñòè èëè â ýêñïëóàòàöèîííóþ ëèíèþ:

Îïðåäåëèòü âåðõ ïåñ÷àíîé ïðîáêè â ïîäâåñêè ÃÐÏ;

Ïðèïîäíÿòü êîëîííó òðóá íà îäíó òðóáó, ïðîìûâî÷íóþ ãîëîâêó ñ âåðòëþãîì;

Ñîáðàòü íàãíåòàòåëüíóþ ëèíèþ îò íàñîñà àãðåãàòà äî îòâîäà íà «ñòîëå-òðîéíèêå», îáðàòíóþ ëèíèþ îò áëîêà äîëèâà äî ÍÊÒ (ïðåäïî÷òèòåëüíàÿ îáðàòíàÿ öèðêóëÿöèÿ äëÿ îáåñïå÷åíèÿ áîëüøåé ñêîðîñòè âûíîñà ïåñêà íà ïîâåðõíîñòü);

Âûçâàòü öèðêóëÿöèþ è îñòîðîæíî äîñòè÷ü âåðõà ïåñ÷àíîé ïðîáêè;

Ïðèçíàêîì äîõîæäåíèÿ ÍÊÒ äî ïàêåðà áóäåò æåñòêàÿ ïîñàäêà ñòîï êîëüöà íà ïîñàäî÷íîå ãíåçäî â ïàêåðå;

Ïðîìûòü ñêâàæèíó íå ìåíå äâóõ îáúåìîâ äëÿ îò÷èñòêè çîíû íåïîñðåäñòâåííî ïîä ïàêåðîì, êîíòðîëèðîâàòü âûõîä ïåñêà.

Ïîñëå çàâåðøåíèÿ ïðîìûâêè, íåîáõîäèìî ïðèñòóïèòü ê ñðûâó ïàêåðà ñîãëàñíî òåõíîëîãèè è ïðîèçâåñòè ïîäú¸ì ÍÊÒ ñ ïàêåðîì:

Ïîäíÿòü ÍÊÒ, óëîæèòü ïîäú¸ìíîå îáîðóäîâàíèå è ïðåâåíòîð;

Ïðèñòóïèòü ê ñðûâó è ïîäúåìó ïàêåðà.

Ïðîìûâêà ñòâîëà

Ïåðåä çàïóñêîì ñêâàæèíû å¸ íåîáõîäèìî ïðîìûòü äî èñêóññòâåííîãî çàáîÿ.

Ñïóñòèòü íåîáõîäèìîå êîëè÷åñòâà ÍÊÒ-73 ìì ñ ïåðîì-âîðîíêîé;

Îïðåäåëèòü îñòîðîæíî âåðõ ïåñêà;

Ïðèïîäíÿòü ïîäâåñêó ÍÊÒ íà îäíó òðóáó, óñòàíîâèòü ïðîìûâî÷íûé ñàëüíèê è âåðòëþã;

Ñîáðàòü íàãíåòàòåëüíóþ îáðàòíóþ ëèíèþ îò íàñîñíîãî àãðåãàòà äî çàòðóáíîãî ïðîñòðàíñòâà, îáðàòíóþ ëèíèþ îò ÍÊÒ äî áëîêà äîëèâà (ïðåäïî÷òèòåëüíà îáðàòíàÿ öèðêóëÿöèÿ äëÿ îáåñïå÷åíèÿ áîëüøåé ñêîðîñòè âûíîñà ïåñêà íà ïîâåðõíîñòü);

Âûçâàòü öèðêóëÿöèþ è íà÷àòü ïðîìûâêó;

Ïðîìûòü ñêâàæèíó äî èñêóññòâåííîãî çàáîÿ;

Ïðîìûòü ñêâàæèíó (äâà öèêëà ïîñëå âûõîäà ïåñêà). Óáåäèòüñÿ, ÷òî ñêâàæèíà çàãëóøåíà;

Ïîäíÿòü ïîäâåñêó ÍÊÒ.

Íå ñëåäóåò íàðàùèâàòü ñëåäóþùóþ òðóáó, íå äîæäàâøèñü âûõîäà ïåñêà íà ïîâåðõíîñòü.

Çàâèñèìîñòü ýôôåêòèâíîñòè ÃÐÏ îò êîëëåêòîðñêèõ ñâîéñòâ ïëàñòà

Îñíîâíîé öåëüþ ïðîèçâîäñòâà ÃÐÏ ÿâëÿåòñÿ èíòåíñèôèêàöèÿ âûðàáîòêè çàïàñîâ íåôòè, ñîñðåäîòî÷åííûõ â ïðåðûâèñòûõ êîëëåêòîðàõ, â çîíàõ òðóäíî èçâëåêàåìûõ çàïàñîâ, ãäå ñêîíöåíòðèðîâàí îñíîâíîé îáúåì îñòàòî÷íûõ çàïàñîâ íåôòè. Çà ïåðèîä ñ 2005 ïî 2008 ãîäû ãèäðîðàçðûâ ïëàñòà ïðîèçâåäåí íà øåñòè äîáûâàþùèõ ñêâàæèíàõ.  ðåçóëüòàòå ïðîâåäåíèÿ ãèäðîðàçðûâà ïëàñòà ïðîèçîøëî ñóùåñòâåííîå óëó÷øåíèå òåõíîëîãè÷åñêèõ ïîêàçàòåëåé. Òàê êàê ÃÐÏ ïðîèçâîäèëèñü ñðàçó ïîñëå áóðåíèÿ, ìû ìîæåì ñðàâíèâàòü òîëüêî ðàçíîñòü ïðèòîêîâ äî ÃÐÏ è ïîñëå äåáèò ñêâàæèíû. Èññëåäîâàíèå ïðîâîäèëèñü íà ðàçâåäûâàòåëüíûõ ñêâàæèíàõ, è ïðèòîê êîëåáàëñÿ îò 1,1 ò/ñóò äî 5 ò/ñóò. Ñðåäíèé ïðèòîê ñîñòàâëÿåò 3,5 ò/ñóò.

 ñâÿçè ñ òåì, ÷òî ïðè ÃÐÏ áûëî çàêà÷åíî ìíîãî æèäêîñòè, à òàê æå ïîñëå ðàáîòû ÊÐÑ íà äàííûé ìîìåíò àíàëèç âîäû ïîêàçûâàåò, ÷òî ýòî ðàñòâîð ãëóøåíèÿ è ðàñòâîð ÃÐÏ. Íî è íà ïåðâîíà÷àëüíîì ýòàïå âèäíî, ÷òî êà÷åñòâî ÃÐÏ, îáâîäíåííîñòü è äåáèò ïî ñêâàæèíàì, ãäå ïðîâîäèëàñü èíòåíñèôèêàöèÿ ñ ïîìîùüþ ÃÐÏ, çàâèñèò îò êîëëåêòîðñêèõ ñâîéñòâ ïëàñòà.

2.2 Àíàëèç ýôôåêòèâíîñòè ÃÐÏ

ÃÐÏ ÿâëÿåòñÿ òåõíîëîãèåé, ïîçâîëÿþùåé óâåëè÷èòü îáëàñòü äðåíèðîâàíèÿ ïëàñòà. Áåç ÃÐÏ îñóùåñòâëÿåòñÿ ðàäèàëüíûé ïðèòîê æèäêîñòè, íàïðàâëåííûé ê îäíîé òî÷êå ýëåìåíòà - çàáîþ ñêâàæèíû. Ïîñëå ÃÐÏ ñîçäàþùàÿñÿ çîíà òðåùèíîâàòîñòè, ÿâëÿåòñÿ àêòèâíîé äðåíàæíîé ñèñòåìîé, ïîçâîëÿþùåé óâåëè÷èòü óäåëüíóþ ïîâåðõíîñòü ïîðîäû, ó÷àñòâóþùåé â ôèëüòðàöèè.

Ïîñëå ðàçðûâà ïëàñòà è çàêðåïëåíèÿ òðåùèíû ïðîïàíòîì îáðàçóåòñÿ äâîéíàÿ ñðåäà òðåùèíû (âûñîêîïðîâîäÿùèå êàíàëû) è ïîðîâûå áëîêè (èñõîäíàÿ ìàòðèöà ïîðîäû). Ôèëüòðàöèÿ ôëþèäîâ ïðîèñõîäèò àíàëîãè÷íî è â ìèêðîîáúåìå ïëàñòà (â êåðíå).

 ïåðâóþ î÷åðåäü âûòåñíåíèå íåôòè ïðîèñõîäèò èç íàèáîëåå êðóïíûõ ïîð, õàðàêòåðèçóþùèõñÿ ëó÷øèìè êîëëåêòîðñêèìè ñâîéñòâàìè, è îäíîâðåìåííî ñ ýòèì íà÷èíàåòñÿ ôèëüòðàöèÿ íåôòè èç áîëåå ìåëêèõ ïîð â áîëåå êðóïíûå.

 ñëó÷àå ñ ãèäðîðàçðûâîì ïåðâîíà÷àëüíîå äâèæåíèå ôëþèäîâ îñóùåñòâëÿåòñÿ ïî òðåùèíàì (âûñîêîïðîâîäÿùèì êàíàëàì) è îäíîâðåìåííî ñ ýòèì ïðîèñõîäèò ôèëüòðàöèÿ íåôòè èç ïîðîâûõ áëîêîâ (ìàòðèöû ïîðîäû) â òðåùèíû.    

Îñíîâíîé öåëüþ ïðîèçâîäñòâà ÃÐÏ ÿâëÿåòñÿ èíòåíñèôèêàöèÿ âûðàáîòêè çàïàñîâ íåôòè, ñîñðåäîòî÷åííûõ â ïðåðûâèñòûõ êîëëåêòîðàõ, â çîíàõ òðóäíî èçâëåêàåìûõ çàïàñîâ, ãäå ñêîíöåíòðèðîâàí îñíîâíîé îáúåì îñòàòî÷íûõ çàïàñîâ íåôòè.

Äëÿ ïðîâåäåíèÿ ðàáîò ïî ÃÐÏ èñïîëüçîâàëñÿ ôîíä ñêâàæèí, ïðîáóðåííûõ â ïëàñò Þ₁ õàðàêòåðèçóåìûé êàê ìàëîäåáèòíûé. Ñðåäíèé êîýôôèöèåíò ïðîäóêòèâíîñòè ñêâàæèí äëÿ ïëàñòà Þ₁ ñîñòàâèë îêîëî 3,75 ì³/ñóò/ÌÏà ïðè íóëåâîì ñêèí-ôàêòîðå, ñðåäíåé ïðîíèöàåìîñòè 2,7 ìÄ è ñðåäíåé ìîùíîñòè 19,7 ì.

 ðåçóëüòàòå ïðîâåäåíèÿ ãèäðîðàçðûâà ïëàñòà ïðîèçîøëî ñóùåñòâåííîå óëó÷øåíèå òåõíîëîãè÷åñêèõ ïîêàçàòåëåé. Èññëåäîâàíèå ïîêàçàëè, ÷òî äî ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ ïðèòîê íà 392Ð ñîñòàâëÿë Q=1,1 ì³/ñóò ïðè ïëàñòîâîì äàâëåíèè 28,4 ÌÏà. Ïîñëå ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ ïðèòîê ñîñòàâèë 31,8 ì³/ñóò ïî æèäêîñòè, ïî íåôòè ñîñòàâèëî 23,3 ì³/ñóò è ïî âîäå 8,5 ì³/ñóò ïðè äàâëåíèè 28,4 ÌÏà.

Ñîãëàñíî äàííûì, ñòåïåíü ðåàëèçàöèè ïîòåíöèàëà, ñîçäàííîãî ïîñëå ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ, äîñòàòî÷íî âûñîê. Òàêèì îáðàçîì, ïðîâåäåííûé àíàëèç ïîêàçàë, ÷òî ýôôåêò îò ÃÐÏ, â óñëîâèÿõ îáúåêòà Þ₁ Ñíåæíîãî ìåñòîðîæäåíèÿ, äîñòàòî÷íî ñòàáèëåí, ïðèðîñò äåáèòà æèäêîñòè ñîñòàâëÿåò â ñðåäíåì 35 ì³/ñóò., è ïðîäîëæèòåëüíîñòü åãî íå îãðàíè÷èâàåòñÿ àíàëèçèðóåìûì ïåðèîäîì.

Íåïðîäîëæèòåëüíûé ïåðèîä ýêñïëóàòàöèè ïîñëå ÃÐÏ ïîêà íå ïîçâîëÿåò ñäåëàòü îäíîçíà÷íûõ âûâîäîâ. Îäíàêî, ýêñïëóàòàöèÿ ñêâàæèí ñî çíà÷èòåëüíî âûñîêèì ïðèòîêîì ïî íåôòè, ÷åì äî èíòåíñèôèêàöèè, ïîçâîëÿåò èçâëå÷ü áîëüøèé îáúåì óãëåâîäîðîäîâ çà ñðîê æèçíè ñêâàæèí, òåì ñàìûì, ñïîñîáñòâóÿ óâåëè÷åíèþ êîíå÷íîãî êîýôôèöèåíòà íåôòåèçâëå÷åíèÿ.

Ïîëîæèòåëüíîå âëèÿíèå îò ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ íà äàëüíåéøóþ ýêñïëóàòàöèþ ñêâàæèí â çíà÷èòåëüíîé ìåðå çàâèñèò îò ñòåïåíè ñôîðìèðîâàííîñòè ñèñòåìû âîçäåéñòâèÿ íà îáúåêò.  ñâîþ î÷åðåäü, òåìïû è äèíàìèêà îáâîäíåíèÿ çàâèñÿò îò íàïðàâëåíèÿ ãåîëîãè÷åñêîãî ñòðîåíèÿ è ñòðóêòóðå çàïàñîâ, íî è ãåîìåòðèè ðàñïðîñòðàíåíèÿ òðåùèí.

 ñâÿçè ñ ýòèì äàëüíåéøåå ðåøåíèå ïðîáëåìû ýôôåêòèâíîé ýêñïëóàòàöèè äîáûâàþùèõ ñêâàæèí è ó÷àñòêîâ ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ ðàáîò ïî ÃÐÏ ñâÿçàíî ñ èññëåäîâàòåëüñêèìè ðàáîòàìè ïî îïðåäåëåíèþ íàïðàâëåíèÿ òðåùèí è àäàïòàöèè ñèñòåìû çàâîäíåíèÿ ïî îòíîøåíèþ ê îðèåíòàöèè çîíû òðåùèíîâàòîñòè.

 ðåçóëüòàòå ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ èìååì çíà÷èòåëüíîå óâåëè÷åíèå äåáèòîâ ñêâàæèí, (îòíîñèòåëüíî áàçîâîãî âàðèàíòà, áåç ÃÐÏ). Íåîáõîäèìî îòìåòèòü òàêæå, ÷òî îáëàñòü ïðèìåíåíèÿ ÃÐÏ íå îãðàíè÷èâàåòñÿ íèçêîïðîäóêòèâíûìè çîíàìè, ïðîâåäåíèå ÃÐÏ òàêæå âîçìîæíî â ïåñ÷àíûõ òåëàõ, íå èìåþùèõ ãèäðîäèíàìè÷åñêîé ñâÿçè ñ çîíîé çàêà÷êè.

 öåëîì îòìå÷àåòñÿ âûñîêàÿ ïðîäîëæèòåëüíîñòü ýôôåêòà, îáóñëîâëåííàÿ ñòàáèëèçàöèåé, êàê îáâîäíåííîñòè, òàê è äåáèòîâ æèäêîñòè. Äëÿ îöåíêè ïðèðîñòà äåáèòà æèäêîñòè è ïðîäîëæèòåëüíîñòè ýôôåêòà ïîñëå ïðîèçâîäñòâà ðàáîò ïî èíòåíñèôèêàöèè áûëà ïîñòðîåíà äèíàìèêà ïîêàçàòåëåé ýêñïëóàòàöèè ñêâàæèí, â êîòîðûõ ïðîâîäèëèñü ðàáîòû, ïðèâåäåííàÿ ê îäíîé äàòå íà÷àëà ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ äëÿ èçáåæàíèå âëèÿíèÿ âðåìåííûõ ôàêòîðîâ. Ðåçóëüòàòû ïîêàçûâàþò, ÷òî íà îáúåêòå Þ₁ ýôôåêò îò ÃÐÏ, äîñòàòî÷íî ñòàáèëåí è ñîõðàíåíèå åãî íå îãðàíè÷èâàåòñÿ àíàëèçèðóåìûì ïåðèîäîì.

 ñâÿçè ñ òåì, ÷òî ÃÐÏ ïðîâîäÿò ñðàçó ïîñëå áóðåíèÿ áåðåòñÿ áàçîâûé ïðèòîê ïîëó÷åííûé ïðè èññëåäîâàíèè ðàçâåäîâàòåëüíûõ ñêâàæè êîòîðûé êîëëåáëèòñÿ îò 1,1 äî 5 ì³/ñóòêè.

×åì íèæå ïðîíèöàåìîñòü, òåì ìåäëåííåå ïðîèñõîäèò ïðîöåññ ôèëüòðàöèè, òåì âûøå êîýôôèöèåíò ïàäåíèÿ äåáèòà æèäêîñòè ñêâàæèí â ïðîöåññå ýêñïëóàòàöèè.

Îöåíèâàÿ ýôôåêòèâíîñòü ÃÐÏ, ñëåäóåò îòìåòèòü åãî ïîëîæèòåëüíîå âëèÿíèå íà ïîëíîòó âîâëå÷åíèÿ çàïàñîâ íåôòè â ðàçðàáîòêó. Îäíèì èç îñíîâíûõ ïàðàìåòðîâ, îïðåäåëÿþùèõ îáúåì èçâëåêàåìûõ çàïàñîâ, ÿâëÿåòñÿ êîýôôèöèåíò îõâàòà, ó÷èòûâàþùèé ñòåïåíü äðåíèðîâàíèÿ ïëàñòîâîé íåôòè (òàá. 2).

Ñîçäàíèå ñèñòåì òðåùèí â ñëàáîïðîíèöàåìûõ êîëëåêòîðàõ, áåçóñëîâíî, óâåëè÷èâàåò ñòåïåíü âñêðûòèÿ è ïðèâåäåííûé ðàäèóñ ñêâàæèí, ñîçäàåò äîïîëíèòåëüíî âûñîêîïðîíèöàåìûå êàíàëû, ïî êîòîðûì îñóùåñòâëÿåòñÿ ôèëüòðàöèÿ. Ýòî ïîçâîëÿåò áîëåå ýôôåêòèâíî ýêñïëóàòèðîâàòü ñêâàæèíû â ñëîæíûõ ãåîëîãè÷åñêèõ óñëîâèÿõ, ÷òî â ñâîþ î÷åðåäü ïðèâîäèò ê óâåëè÷åíèþ òåêóùåãî êîýôôèöèåíòà íåôòåèçâëå÷åíèÿ.

Ìàññîâîå âíåäðåíèå ÃÐÏ íà îáúåêòå Þ₁ Ñíåæíîãî ìåñòîðîæäåíèÿ ïîçâîëèëî óâåëè÷èòü ïðèòîê ñêâàæèí, âûâåñòè èõ íà ðåíòàáåëüíûé óðîâåíü ýêñïëóàòàöèè, â êîíå÷íîì èòîãå, îáåñïå÷èòü áëàãîïðèÿòíóþ äèíàìèêó âûðàáîòêè çàïàñîâ íåôòè.

3. Ñïåöèàëüíàÿ ÷àñòü. Ñêâàæèííîå îáîðóäîâàíèå ïðèìåíÿåìîå ïðè ÃÐÏ

Ïàêåðû ïðè ýêñïëóàòàöèè óñòàíàâëèâàþòñÿ îáû÷íî â îáñàæåííîé ÷àñòè ñêâàæèíû è ñïóñêàþò èõ íà êîëîííå ïîäúåìíûõ òðóá. Óïëîòíåíèå, ïðèæèìàåìîå ê îáñàäíîé òðóáå, äîëæíî íàäåæíî ðàçîáùàòü ÷àñòè ñòâîëà ñêâàæèíû, íàõîäÿùèåñÿ íàä è ïîä óïëîòíèòåëåì. Óïëîòíèòåëè äëÿ ýêñïëóàòàöèîííûõ íóæä ïîäðàçäåëÿþòñÿ ïî ñâîåìó íàçíà÷åíèþ.

. Óïëîòíèòåëè, ïðèìåíÿåìûå ïðè îòáîðå íåôòè è ãàçà èç ïëàñòà â ñëó÷àå:

à) îáîðóäîâàíèÿ, òðåáóþùåãî ñîçäàíèÿ â ñêâàæèíå äâóõ èçîëèðîâàííûõ êàíàëîâ (íàïðèìåð, ÍÊÒ è óïëîòíåííåå ñíèçó ïðîñòðàíñòâ ìåæäó ÍÊÒ è îáñàäíûìè òðóáàìè ïðè ðàçäåëüíîé ýêñïëóàòàöèè íåñêîëüêèõ ïëàñòîâ);

á) áåñòðóáíîé ýêñïëóàòàöèè (ïîäúåìå æèäêîñòè ïî îáñàäíîé êîëîííå, â íèæíåé ÷àñòè êîòîðîé óñòàíîâëåíî óïëîòíåíèå);

â) ïðåäîõðàíåíèÿ îò âûáðîñà ïðè ãàçîïðîÿâëåíèÿõ (ïàêåð ñ êëàïàíîì-îòñåêàòåëåì).

. Óïëîòíèòåëè, ïðèìåíÿåìûå ïðè èññëåäîâàíèè èëè èñïûòàíèè â ñëó÷àå:

à) ðàçäåëüíîãî èññëåäîâàíèÿ ïëàñòîâ, âñêðûòûõ îäíîé ñêâàæèíîé;

á) ïðîâåðêè ãåðìåòè÷íîñòè îáñàäíîé êîëîííû èëè ãåðìåòè÷íîñòè èçîëÿöèè ïëàñòîâ öåìåíòíûì êîëüöîì.

. Óïëîòíèòåëè, ïðèìåíÿåìûå ïðè âîçäåéñòâèè íà ïëàñò èëè åãî ïðèçàáîéíóþ çîíó ïðè:

à) ãèäðîðàçðûâå ïëàñòà;

á) ïîääåðæàíèè ïëàñòîâîãî äàâëåíèÿ;

â) ïîäà÷å â ïëàñò òåïëîíîñèòåëåé.

Ïî ñïîñîáó ïîñàäêè ïàêåðû ïîäðàçäåëÿþò íà ìåõàíè÷åñêèå Ì, ãèäðàâëè÷åñêèå à è ãèäðîìåõàíè÷åñêèå ÃÌ. Ìåõàíè÷åñêèé ïàêåð ðàñøèðÿåòñÿ ïðè âîçäåéñòâèè îñåâîé íàãðóçêè (ìàññà ÍÊÒ); îáîëî÷êà ãèäðàâëè÷åñêîãî ïàêåðà ðàñøèðÿåòñÿ ïðè ïîäà÷å â íåå æèäêîñòè.

Âî âñåõ ïàêåðàõ äîëæíà áûòü îïîðà (ÿêîðü) äëÿ ïàêåðà:

·        óïîð íà çàáîé ÷åðåç õâîñòîâèê;

·        ïåðåõîä äèàìåòðà îáñàäíîé êîëîííû;

·        øëèïñîâûé çàõâàò çà îáñàäíóþ êîëîííó (ÿêîðü);

Ïàêåðû âûïóñêàþò äèàìåòðîì îò 88 äî 245 ìì, äëÿ îáñàäíûõ òðóá - 114¸273 ìì, êîòîðûå îáåñïå÷èâàþò ïåðåïàä äàâëåíèÿ: 14, 21, 35, 50 è 70 ÌÏà.

Ðàçëè÷àþò ñëåäóþùèå âèäû ïàêåðîâ:

ÏÂ - ïàêåð, âîñïðèíèìàþùèé óñèëèå îò ïåðåïàäà äàâëåíèÿ, íàïðàâëåííîãî ââåðõ.

ÏÍ - òîæå, íàïðàâëåííîãî âíèç;

ÏÄ-òî æå, íàïðàâëåííîãî êàê âíèç, òàê è ââåðõ.

Çàÿêîðèâàþùèå óñòðîéñòâà (ÿêîðü) ìîãóò áûòü à - ãèäðàâëè÷åñêèå (ïî ñïîñîáó ïîñàäêè); Ì - ìåõàíè÷åñêèå; ÃÌ - ãèäðîìåõàíè÷åñêèå.

Ïàêåðû ñïîñîáíû âîñïðèíèìàòü óñèëèå îò ïåðåïàäà äàâëåíèÿ, íàïðàâëåííîãî êàê ââåðõ, òàê è âíèç, ìîãóò îñòàâàòüñÿ â ñêâàæèíå è âûïîëíÿòü ñâîè ôóíêöèè è áåç êîëîííû ïîäúåìíûõ òðóá, êîòîðóþ èçâëåêàþò ïîñëå ïîñàäêè ïàêåðà.  ýòîì ñëó÷àå äëÿ îòñîåäèíåíèÿ êîëîííû òðóá îò ïàêåðà è ïîâòîðíîãî ñîåäèíåíèÿ åå ñ ïàêåðîì ïðèìåíÿþòñÿ ðàçúåäèíèòåëè êîëîíí óñòàíàâëèâàåìûå íàä ïàêåðîì.  îñòàâëÿåìóþ ñ ïàêåðîì ÷àñòü ðàçúåäèíèòåëÿ ïåðåä ðàçúåäèíåíèåì ïðè ïîìîùè êàíàòíîé òåõíèêè óñòàíàâëèâàåòñÿ ïðîáêà, ïåðåêðûâàþùàÿ ïëàñò, à èçâëåêàåìàÿ ÷àñòü ðàçúåäèíèòåëÿ ïîäíèìàåòñÿ âìåñòå ñ êîëîííîé ïîäúåìíûõ òðóá.

3.1 Ñõåìà ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ áåç óïîðà íà çàáîé

Ðèñóíîê 7 - Ñõåìà âíóòðèñêâàæèííîãî îáîðóäîâàíèÿ ïðèìåíÿåìîãî ïðè ÃÐÏ

Äàííàÿ ñõåìà ïðèìåíÿåòñÿ äëÿ ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ â ýêñïëóàòàöèîííûõ êîëîííàõ ñ óñëîâíûì íàðóæíûì äèàìåòðîì 140-178 ìì.

Äîñòîèíñòâîì ýòîé ñõåìû ÿâëÿåòñÿ âîçìîæíîñòü ïîñëå ïðîâåäåíèÿ îïåðàöèè ïðîèçâåñòè ëåãêóþ ðàñïàêåðîâêó, à òàêæå ïîâûñèòü áåçîïàñíîñòü ïðîâåäåíèÿ ðåìîíòíûõ è àâàðèéíûõ ðàáîò.

Îòëè÷èòåëüíîé îñîáåííîñòüþ ÿâëÿåòñÿ òî, ÷òî êîìïîíîâêà ïîäçåìíîãî îáîðóäîâàíèÿ óñòàíàâëèâàåòñÿ â ñêâàæèíå ïóòåì îñåâûõ ïåðåìåùåíèé (ÏÐÎ-ßÌ02-ßÏ(Ì)) èëè âðàùåíèÿìè êîëîííû ÍÊÒ (ÏÐÎ-ßÌ2-ßÏ(Ì)) íà 1/4 îáîðîòà ïî ÷àñîâîé ñòðåëêå ñ îäíîâðåìåííûì ïåðåìåùåíèå âíèç è ðàçãðóçêîé âåñà èíñòðóìåíòà íà ïàêåð.

3.2 Ïàêåðû íà 100 ÌÏà ñ ìåõàíè÷åñêîé îñåâîé óñòàíîâêîé òèïîâ ÏÐÎ-ßÌÎ2-ßÃ1 (Ì)

Ïðåäíàçíà÷åíû äëÿ ãåðìåòè÷íîãî ðàçîáùåíèÿ èíòåðâàëîâ ñòâîëà îáñàäíîé êîëîííû è çàùèòû åå îò äèíàìè÷åñêîãî âîçäåéñòâèÿ ðàáî÷åé ñðåäû â ïðîöåññå ïðîâåäåíèÿ ðàçëè÷íûõ òåõíîëîãè÷åñêèõ îïåðàöèé. Äàííûå ïàêåðû ïðîèçâîäÿòñÿ ôèðìîé ÍÏÔ «Ïàêåð»

Îáëàñòü ïðèìåíåíèÿ:

äëÿ ïðîâåäåíèÿ ÃÐÏ;

äëÿ ïðîâåäåíèÿ îïðåññîâêè îáñàäíîé êîëîííû è ïîèñêà íåãåðìåòè÷íîñòè;

äëÿ êèñëîòíîé îáðàáîòêè ïëàñòà ïîä äàâëåíèåì;

äëÿ ïðîâåäåíèÿ ðåìîíòíî-èçîëÿöèîííûõ ðàáîò è äðóãèõ òåõíîëîãè÷åñêèõ îïåðàöèé;

äëÿ óñòàíîâêè â íàãíåòàòåëüíûõ è ýêñïëóàòàöèîííûõ ñêâàæèíàõ.

Ê äîñòîèíñòâàì îòíîñèòñÿ:

íàäåæíàÿ ãåðìåòèçàöèÿ ýêñïëóàòàöèîííîé êîëîííû ïðè ïðîâåäåíèè ðàáîò, òðåáóþùèõ ñîçäàíèÿ âûñîêîãî ïåðåïàäà äàâëåíèÿ íà ïàêåð;

ëåãêàÿ ðàñïàêåðîâêà áåç äîïîëíèòåëüíîé ðàñòÿãèâàþùåé íàãðóçêè;

êîíñòðóêöèÿ ïàêåðà ïðîâåðåíà ìíîãîëåòíèì îïûòîì óñïåøíîãî ïðèìåíåíèÿ.

Êîíñòðóêòèâíûå îñîáåííîñòè:

ïàêåð óñòàíàâëèâàåòñÿ â ñêâàæèíå ìåõàíè÷åñêè, ïóòåì îñåâûõ ïåðåìåùåíèé êîëîííû òðóá - (íå òðåáóåò âðàùåíèÿ ÍÊÒ), ïðèâîäèòñÿ â òðàíñïîðòíîå ïîëîæåíèå íàòÿæåíèåì êîëîííû òðóá;

äëÿ óäåðæèâàíèÿ ïàêåðà îò ïåðåìåùåíèÿ ââåðõ ñëóæèò âåðõíåå ãèäðàâëè÷åñêîå çàÿêîðèâàþùåå óñòðîéñòâî, êîòîðîå ïðèâîäèòñÿ â äåéñòâèå ñîçäàíèåì âíóòðèòðóáíîãî äàâëåíèÿ;

ïàêåð âûäåðæèâàåò ïåðåïàä äàâëåíèÿ äî 100 ÌÏà ïðè òåìïåðàòóðå äî 100 ⁰Ñ, ïî îòäåëüíîìó çàêàçó èçãîòàâëèâàåòñÿ íà ðàáî÷óþ òåìïåðàòóðó äî 150 ⁰ Ñ;

âûñîêàÿ ðåìîíòîïðèãîäíîñòü.

3.3Êëàïàí öèðêóëÿöèîííûé ìíîãîêðàòíîãî äåéñòâèÿ òèïà ÊÖ-Ì

Ïðåäíàçíà÷åí äëÿ ãåðìåòè÷íîãî ðàçîáùåíèÿ è ñîîáùåíèÿ çàòðóáíîãî ïðîñòðàíñòâà ñ âíóòðåííåé ïîëîñòüþ ÍÊÒ.

Îáëàñòü ïðèìåíåíèÿ:

â àâàðèéíûõ ñëó÷àÿõ ñ öåëüþ ãëóøåíèÿ ñêâàæèíû ïðè ñîâìåñòíîì èñïîëüçîâàíèè ñ ïàêåðîì;

â ñîñòàâå ñ ïàêåðîì ïðè ãèäðàâëè÷åñêîì ðàçðûâå ïëàñòà, à òàêæå ïðè

ïðîâåäåíèè ðàçëè÷íûõ òåõíîëîãè÷åñêèõ îïåðàöèé â ïðîöåññå îñâîåíèÿ è ýêñïëóàòàöèè ñêâàæèí.

Ê äîñòîèíñòâàì îòíîñèòñÿ:

êëàïàíû ìíîãîêðàòíîãî äåéñòâèÿ çà îäèí ñïóñê-ïîäúåì;

ïðîâåðåí ìíîãîëåòíèì îïûòîì óñïåøíîãî ïðèìåíåíèÿ;

âûñîêàÿ ðåìîíòîïðèãîäíîñòü.

Êîíñòðóêòèâíûå îñîáåííîñòè:

êëàïàí âûäåðæèâàåò âíóòðåííåå äàâëåíèå 70 ÌÏà ïðè òåìïåðàòóðå äî 100 ⁰Ñ, ïî îòäåëüíîìó çàêàçó èçãîòàâëèâàåòñÿ íà ðàáî÷óþ òåìïåðàòóðó äî 150 ⁰Ñ;

îòêðûòèå êëàïàíà îñóùåñòâëÿåòñÿ ïóòåì ñîçäàíèÿ äàâëåíèÿ â çàòðóáíîì ïðîñòðàíñòâå ñêâàæèíû, ïðåâûøàþùèì äàâëåíèå âî âíóòðåííåé ïîëîñòè êëàïàíà è ÍÊÒ.

4. Ýêîíîìè÷åñêàÿ ÷àñòü

.1 Ðàñ÷åò îñíîâíîé çàðàáîòíîé ïëàòû

Íà çàäàííîå êîëè÷åñòâî îñíîâíûõ è âñïîìîãàòåëüíûõ ðàáî÷èõ ñîñòàâëÿåòñÿ âåäîìîñòü ïî íèæå ïðåäñòàâëåííîé ôîðìå (Òàáëèöà 1)

Òàáëèöà 1 - Âåäîìîñòü îñíîâíûõ è âñïîìîãàòåëüíûõ ðàáî÷èõ

Çàðàáîòíóþ ïëàòó ðàáî÷èõ îïðåäåëÿåì ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - ÷èñëåííîñòü ðàáî÷èõ ñîîòâåòñòâóþùåãî ðàçðÿäà, ÷åë.

- çàòðàòû âðåìåíè ðàáî÷åãî ñîîòâåòñòâóþùåãî ðàçðÿäà íà ðàáî÷èé äåíü, ÷.

- ÷àñîâàÿ òàðèôíàÿ ñòàâêà ðàáî÷åãî ñîîòâåòñòâóþùåãî ðàçðÿäà, ðóá.

Ðàñ÷åò çàðàáîòíîé ïëàòû ðàáî÷èõ ñâîäèì â òàáëèöó 2:

Òàáëèöà 2 - ðàñ÷åò çàðàáîòíîé ïëàòû ðàáî÷èõ

Ðàññ÷èòûâàåì ñóììó äîïëàò, ó÷èòûâàþùóþ ðàçìåð ïðåìèè ïî êàæäîé êàòåãîðèè ðàáîòíèêîâ ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - ðàçìåð ïðåìèè â% îò ïðÿìîé çàðàáîòíîé ïëàòû (40%)

Ñóììà äîïëàò ìàñòåðîâ:

 ðóá.

 ðóá.

Ñóììà äîïëàò îñíîâíûõ ðàáî÷èõ:

 ðóá.

 ðóá.

Ñóììà äîïëàò âñïîìîãàòåëüíûõ ðàáî÷èõ (îõðàííèêè è äèçåëèñòû)

 ðóá.

 ðóá.

Çàòåì îïðåäåëÿåì çàðàáîòíóþ ïëàòó ñ ó÷åòîì äîïëàò (ðàñ÷åòíóþ çàðàáîòíóþ ïëàòó - ) ïî ôîðìóëå:

 ðóá.

 ðóá.

 ðóá.

 ðóá.

 ðóá.

 ðóá.

Îïðåäåëÿåì çàðàáîòíóþ ïëàòó ñ äîïëàòîé ïî ðàéîííîìó êîýôôèöèåíòó ê çàðïëàòå ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - ðàéîííûé êîýôôèöèåíò ê çàðàáîòíîé ïëàòå

Ðàññ÷èòûâàåì äîïëàòó çà ðàáîòó â ðàéîíàõ Êðàéíåãî Ñåâåðà è ïðèðàâíåííûõ ê íèì ìåñòíîñòÿõ ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - ðàçìåð äîïëàòû â% îò ðàñ÷åòíîé çàðàáîòíîé ïëàòû çà ðàáîòó â ðàéîíàõ Êðàéíåãî Ñåâåðà è ïðèðàâíåííûõ ê íèì ìåñòíîñòÿõ

Ñóììà îñíîâíîé çàðàáîòíîé ïëàòû ðàáî÷èõ îïðåäåëÿåòñÿ ïî ôîðìóëå

Ðàñ÷åò äîïîëíèòåëüíîé çàðàáîòíîé ïëàòû

Äîïîëíèòåëüíàÿ çàðàáîòíàÿ ïëàòà ðàññ÷èòûâàåòñÿ ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - îñíîâíàÿ çàðàáîòíàÿ ïëàòà, ðóá.

 - ðàçìåð äîïîëíèòåëüíîé çàðàáîòíîé ïëàòû â % ê îñíîâíîé çà ðàáîòíîé ïëàòå, %(Ä=11%)

Ðàñ÷åò îò÷èñëåíèé íà ñîöèàëüíûå íóæäû

Îò÷èñëåíèÿ íà ñîöèàëüíûå íóæäû îïðåäåëÿåòñÿ â% îò ñóììû îñíîâíîé è äîïîëíèòåëüíîé çàðàáîòíîé ïëàòû ïî ôîðìóëå:

Ãäå:

 - ðàçìåð îò÷èñëåíèé íà ñîöèàëüíûå íóæäû îò ñóììû îñíîâíîé è äîïîëíèòåëüíîé çàðàáîòíîé ïëàòû, % ()

Çàêëþ÷åíèå

ìåñòîðîæäåíèå ïëàñò ãèäðàâëè÷åñêèé

Ñíåæíîå íåôòÿíîå ìåñòîðîæäåíèå ðàçðàáàòûâàåòñÿ ñ 2005 ã. è ê íàñòîÿùåìó âðåìåíè íàõîäèòñÿ íà ïåðâîé ñòàäèè ðàçðàáîòêè.

Ýêñïëóàòàöèîííûå îáúåêòû õàðàêòåðèçóþòñÿ ïîñëîéíîé è çîíàëüíîé íåîäíîðîäíîñòüþ ñòðîåíèÿ; íåèçáåæíàÿ îïåðåæàþùàÿ âûðàáîòêà çàïàñîâ, ïðèóðî÷åííûõ ê èíòåðâàëàì ñ íàèáîëüøåé ïðîíèöàåìîñòüþ, âåäåò ê ñîîòâåòñòâóþùåìó èçìåíåíèþ ñòðóêòóðû çàïàñîâ íåôòè.

Íà Ñíåæíîì ìåñòîðîæäåíèè ðàáîòû ïî ïîâûøåíèþ èíòåíñèôèêàöèè ïðèòîêà âåäóòñÿ ñ ìîìåíòà ðàçðàáîòêè. Ïåðå÷åíü íàèáîëåå ðàñïðîñòðàíåííûõ âêëþ÷àåò: ãèäðîðàçðûâ ïëàñòà, áóðåíèå ãîðèçîíòàëüíûõ ñêâàæèí è êèñëîòíàÿ îáðàáîòêà ÏÇÏ.

Ñàìûì ìàññîâûì ìåòîäîì, ïðèìåíÿåìûì ïî ïëàíó ðàçðàáîòêè íà ìåñòîðîæäåíèè, ÿâëÿåòñÿ ãèäðîðàçðûâ ïëàñòà. ÃÐÏ íà ìåñòîðîæäåíèè ïðîâîäèòñÿ ñ 2005 ã., åãî ðåçóëüòàòû ïîêàçûâàþò áîëüøóþ ýôôåêòèâíîñòü îïåðàöèé. Íåïîñðåäñòâåííî ïîñëå ÃÐÏ ïðèòîêè æèäêîñòè óâåëè÷èâàëèñü ïðåèìóùåñòâåííî â ÷åòûðå ðàçà. Êàê ïîêàçûâàþò ïðîìûñëîâûå èññëåäîâàíèÿ â ñêâàæèíàõ, ãèäðîðàçðûâ ïëàñòà óâåëè÷èâàåò îõâàò âîçäåéñòâèåì.  ñâÿçè ñ âûñîêîçàòðàòíîñòüþ ÃÐÏ â íàñòîÿùåå âðåìÿ ñäåëàíî òîëüêî 9% ÃÐÏ îò ïëàíà ðàçðàáîòêè. Ôèðìîé áûëî çàêóïëåíî îáîðóäîâàíèå äëÿ ÃÐÏ, ÷òî îáåñïå÷èò ýêîíîìèþ ñðåäñòâ íà ðàáîòû ïî èíòåíñèôèêàöèè ñêâàæèí ïëàñòà Þ₁.

Ñïèñîê ëèòåðàòóðû

1. Áóõàëåíêî Å.È., Âåðãèíîâà Â.Â. Íåôòåïðîìûñëîâîå îáîðóäîâàíèå. Ì.: Èçä-âî Èñêðà, 2000 ã. - 421 ñ.

2. Åíòîâ Â.Ì., Çàçîâñêèé À.Ô. Ãèäðîäèíàìèêà ïîâûøåíèÿ íåôòåîòäà÷è.-Ì.:Íåäðà, 2000 ã.-ñ. 18-21.

3. Èëüèíà Ã.Ô., Àëòóíèíà Ë.Ê. Ìåòîäû è òåõíîëîãèè ïîâûøåíèÿ íåôòåîòäà÷è äëÿ êîëëåêòîðîâ çàïàäíîé Ñèáèðè: Èçä-âî ÒÏÓ, 2006.-166 ñ.

. Êó÷óìîâ À.È., Çåíêèåâ Ì.ß. Äèàãíîñòèðîâàíèå ýôôåêòèâíîñòè ÃÐÏ â óñëîâèÿõ Çàïàäíîé Ñèáèðè. - Ìåãèîí: Èçä-âî Ìåãèîí_Ýêñïðåññ 2002 ã. - 432 ñ.

. Ìîëîäûõ Ï.Â. Îò÷åò ïðîáíîé ýêñïëóàòàöèè Ìàéñêîãî ìåñòîðîæäåíèÿ. 2007 ã. - 397 ñ.

. Îò÷åòû ïî ÃÐÏ ÇÀÎ ÑÏ ÌåÊàÌèíåôòü - Ìåãèîí. Èçä-âî Ìåãèîí_Ýêñïðåññ, 2007 ã. -110 ñ.

. Ïîêàçàòåëè òåêóùåãî ñîñòîÿíèÿ ðàçðàáîòêè Ìàéñêîãî ìåñòîðîæäåíèÿ. 2005-2007 ãã. è ïåðâûé êâàðòàë 2008 ã.

. Ñóðãó÷åâ Ì.Ë. Âòîðè÷íûå è òðåòè÷íûå ìåòîäû ïîâûøåíèÿ íåôòåîòäà÷è ïëàñòîâ. - Ì., Íåäðà, 2001 ã. - 308 ñ.

. Óñà÷åâ Ï.Ì. Êîíñòàíòèíîâ Ñ.Â. è äð. «Èíñòðóêöèÿ ïî òåõíîëîãèè ãëóáîêî ïðîíèêàþùåãî ãèäðàâëè÷åñêîãî ðàçðûâà ïëàñòà» - Ìîñêâà, 2003 ãîä.

. Ìàòåðèàëû ïðåääèïëîìíîé ïðàêòèêè.

. Èíòåðíåò ðåñóðñû.

Ðàçìåùåíî íà Allbest.ru