Разработка Южно-Сургутского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика и история освоения месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика продуктивных пластов

2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин

4.2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

4.3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН

4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН

4.5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

4.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин

4.6.1 Применение большеобъемных гелеобразующих составов(БГС)

4.6.2 Полимерно-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин"

4.6.3 Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)

4.6.4 Обработка ПЗП добывающих скважин растворителями

5. Специальная часть

5.1 Гидроразрыв пласта

5.2 Трещины и их структура

5.3 Оборудование для гидроразрыва

5.4 Технология гидроразрыва

5.5 Материалы для гидроразрыва

Заключение

Библиография

Введение

ООО "РН-Юганскнефтегаз" - самое крупное нефтедобывающее предприятие Компании "Роснефть" и второе по величине в России, годовой объем добычи, нефти которого составляет примерно 220 млн. баррелей, или 61% общей нефтедобычи Компании.

Всего в ООО "РН-Юганскнефтегаз" насчитывается 28 месторождений.

Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС - 10, 11, ЮС - 1. Пласты имеют хорошие коллекторские свойства. Месторождение находится на второй стадии разработки, то есть добыча нефти в основном ведется при помощи насосов.

На Южно-Сургутском месторождении стратиграфический разрез представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триасового возраста и осадочными породами от юрской до четвертичной систем.

Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%.

1. Общая часть

1.1 Характеристика и история освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее г. Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь.

Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень - Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. C 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск.

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10.

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке.

В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями:

выделение трех объектов разработки;

применение по пластам БС10, БС10 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв;

максимальный уровень

добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.)

добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.)

закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.);

максимальный темп отбора - 5,6%;

фонд для бурения - 318 скважин размещенный.

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика продуктивных пластов

Пласт БС10-1

Залежь пласта БС¹₁₀ распространена практически по всей площади месторождения. Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК-2346 м. Размеры 25х25 км.

Пласт БС¹₁₀ вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.

Коллекторами нефти пласта БС¹₁₀ служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС²₁₀. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700*10^-3мкм². Среднее значение проницаемости составляет 270*10^-3мкм².

Пласт БС10-2

Представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности строения говорят его параметры: песчанистость -0,48; расчлененность -9,5 м.; толщина проницаемого слоя -2м.

Для пласта БС²₁₀ характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами.

Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7х20,5 км., ВНК-2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).

Пласт БС²₁₀ сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.

Среднее значение пористости принято равным -23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10^-3мкм²; среднее значение - 114*10^-3мкм²

Пласт ЮС-1

Пласт ЮС₁ стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5х5,2 км. Общая толщина пласта 16 м., эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м. (абсолютная отметка 2787 м.). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м. (скв.2034) до 20,6 м. (скв.1527). Средняя по залежи - 8,2 м.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность - 0,535%, подстилается подошвенной водой.

Пласт ЮС-2

Пласт ЮС₂ относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.

Пласт ЮС₂ подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м., в среднем - 3,9 м.

Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости -1,6, коэффициент проницаемости -9,8 мкм².

Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС₂ доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС₂ практически "сухие". Дебит нефти более 5 М³/сут.

2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 Мпа и 75С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.

Свойства нефтей в пределах залежи БС₁₀ изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м³/т., давление насыщения 8-11 Мпа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м³, вязкость 2-5 Мпа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.

Молярная доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Разгазированные нефти пласта БС₁₀ парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС₁₀ сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350С от 45% до 54,9%. Технологический шифр нефти - IIT₂П₂.

Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2.

Наименование	Горизонт БС10	Горизонт ЮС1	Горизонт ЮС2
		Среднее значение		Среднее значение		Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа		9.58		10.7		9.46
Газосодержание при однократном разгазировании		51.12		81.93		69.09
Объемный коэффициент при однократном разгазировании , доли ед.		1.136		1.219		1.175
Суммарное газосодержание, м3/т		46.04		68		61
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях , доли ед.		1.114		1.174		1.151
Плотность, кг/м3		822.14		769.4		790.1
Вязкость, мПа•с		3.19		0.72		2.06
Температура насыщения парафином, оС		30.3		29.9		28.5

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Южно-Сургутское месторождение разрабатывается с 1976 года. Проект разработки составлен Главтюменьнефтегазом в 1974 году. На месторождении разрабатывается 3 объекта: пласты 1БС10, 2БС10, ЮС₁. Извлекаемые запасы составляют 215 млн. тонн нефти.

Первая стадия разработки Южно-Сургутского месторождения продолжалась до 1986 года. На этой стадии темп извлечения постоянно увеличивался и к концу стадии составил 5,7%. На этой стадии происходит интенсивное разбуревание месторождения. Фонд добывающих скважин увеличился с 14 в 1976 до 1187 в 1986 году. На этой стадии начинают применять систему поддержания пластового давления, в 1978 году фонд нагнетательных скважин составлял 13, то в 1986 году в эксплуатации была 391 нагнетательная скважина. Среднесуточный дебит одной скважины увеличивается с 32 тонн/сут до 78,9 тонн/сут в 1979 году, но потом стал снижатся и к концу первой стадии составлял 28,8 тонн/сут. Обводненность увеличивается с 0% до 52% к 1986 году. Первая стадия продолжалась 10 лет и за это время было добыто 27,47 млн. тонн нефти, что составило 35,5% извлекаемых запасов. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1985 году и составила 11,75млн.тонн нефти.

Вторая стадия продолжалась до 1989 года. На этой стадии фонд добывающих скважин постоянно увеличивается, за счет бурения скважин резервного фонда, и концу стадии составляет 1330. Увеличивается фонд нагнетательных скважин до 456. На этой стадии снижается темп извлечения до 4,7% в год. Среднесуточный дебит скважин составляет 20,1 тонн/сут. Увеличивается обводненность скважин до 63,5%. Увеличивается число скважин эксплуатирующихся механизированным способом. Эта стадия разработки продолжалась 4 года. За это время было добыто 14,5% извлекаемых запасов нефти, максимальное количество жидкости. К концу этой стадии годовая добыча нефти снизилась до 9,8 млн. тонн.

В настоящее время Южно-Сургутское месторождение находится на третий стадии разработки. Среднесуточный дебит скважин составляет 8,6 тонн. Обводненность добываемой продукции составляет 84,2%. Практически весь фонд добывающих скважин работает механизированным способом. Снижается число эксплуатирующихся скважин и в настоящее время составляет добывающих-738, нагнетательных-233. Бурение на месторождение прекратилось в 1995 году. Темп отбора снизился до 0,9% в год. Добыча нефти постепенно снижается и в 1999 году составила 2,1млн. тонн. К концу 1999 года было добыто 66,9% от извлекаемых запасов, что составило 142,78 млн. тонн нефти.

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин

Скважина - это горная выработка цилиндрической формы, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая длину во много раз больше ее диаметра. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой - на дне выработки.

Ствол скважины между устьем и забоем состоит из обсадной колонны спущенной в выработку, укрепленной цементным камнем в пространстве: горная порода - внешняя часть обсадной колонны. Низ обсадной колонны оборудуют башмаком, для направления колонны при ее спуске, для препятствия среза со стенок выработки глинистой корки и породы - загрязняющих нижнюю часть колонны, для предупреждения смятия торца нижней трубы. Материал - бетон, чугун. Представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5 м, наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний равен внутреннему диаметру обсадной колонны.

Конструкция скважин состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. Кондуктор диаметром 245мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-500 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов. В нагнетательных скважинах используется удлинённый кондуктор длинной 650- 800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Для цементирования используется тампонажный портландцемент марки ПЦТ-ДО-50. Подъём тампонажного раствора до устья.

Используются обсадные трубы с треугольной резьбой ГОСТ 632-80 или ОТТМ. Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146мм или 168 мм.

Конструкция скважины представлена на рисунке 4.1

Рис. 4.1 Типовая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;

- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

Для вызова притока пластового флюида создают депрессию, величину которой выбирают с учётом конкретных физико-механических характеристик эксплуатационного объекта. За счёт депрессии обеспечивается очистка призабойной зоны пласта от различных видов кольматантов, загрязняющих её на всех стадиях заканчивания скважины. Высокая степень очистки достигается при условии, что депрессия в 2,0-2,5 раза превышает репрессию, которой подвергается пласт при первичном вскрытии и цементировании. В связи с тем, что Ростехнадзором РФ запрещено освоение скважин воздушными компрессорами, предлагаются следующие способы освоения скважин:

· освоение скважин газогенерирующими (азот) установками;

· освоение скважин пенными системами (в качестве пенообразователя применяются неонол АФС_9-12 и марвелан К_со );

· освоение скважин свабированием (при этом используется специальное устройство - сваб);

· освоение скважин струйными насосами (в настоящее время имеется достаточное количество конструкций струйных насосов различных модификаций - вставные и не вставные).

4.2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

Фонтанный способ эксплуатации может применяться в тех случаях, когда энергия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до поверхности. Фонтанирование скважины может происходить как за счет гидравлического давления пласта, так и за счет энергии газа, растворенного в нефти. Гидростатическое давление может быть природным или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа. Газлифтный способ на месторождении не применяется.

Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, игольчатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменить, вторые - втулки или диски с отверстиями диаметром 3-15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твердость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трудящихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1 -0,12 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10-15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.

В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:

1. низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

2. большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;

3. большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;

4. сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.

Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа.

При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяется обеспечению безопасного обслуживания газораспределительных будок и компрессорных установок.

4.3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН

Механизированные способы эксплуатации связаны с использованием штанговых скважинных насосов /ШСН/, и электроцентробежных насосов /ЭЦН/.

ШСН - при его применении плунжерный насос опускают в колонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг. Насосная установка включает скважины и насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательными и всасывающими клапанами.

Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно-качательное движение балансира, а он в свою очередь перемещает колонну штанг и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.

При работе штанговой скважиной насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования - штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилия от станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергает переменным по величине растягивающим усилиям верхней части, а в нижней - то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещества /сероводород, углекислый газ/, вызывающие ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.

Для эксплуатации малодебитных скважин на Южно-Сургутском месторождении применяются штанговые глубинно-насосные установки с диаметром плунжера от 44 до 70 мм.

Технологические характеристики скважин, оборудованных ШГН, приведены в табл. 4.1

Согласно технологическим характеристикам работы ШГН, средняя глубина подвески насосов находится в пределах 1136-1462 м.

Таблица 4.1 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УШГН

Показатель	БС101	БС102	БС101+ БС102
Глубина спуска, м
средняя	1356	1300	1347
миним.	1008	1000	1100
максим.	2104	1792	1957
Дебит по жидкости, т/сут
средний	3.01	3.28	5.86
миним.	2.44	2.68	5.68
максим.	3.74	4.19	6.03
Обводненность средняя, %	30.07	16.76	74.15
Забойное давление, атм
среднее	138.01	141.67	143.48
миним.	92.31	102.70	106.32
максим.	174.11	193.23	188.09
Число качаний среднее, кач./мин.	6	6	6
Длина хода средняя, м	1.53	1.47	1.64
Депрессия на пласт, атм	95.99	33.8	44.8

Основными причинами бездействия скважин являются: высокая обводненность, отсутствие притока, подземный ремонт. Ремонтные работы связаны в основном с: негерметичностью лифта, обрывом штанг, выходом из строя насосов (истирание рабочей поверхности плунжера и износ клапанов).

Коэффициент использования фонда скважин, оборудованных ШГН, на 1.01.2006 г. составил 0.17. Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка-качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраняются площадки с ограждениями.

4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН

УЭЦН - установка погружного центробежного электронасоса; состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станции управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля укладывается на эстакаду.

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и сбивной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.

Электродвигатель установки изготавливают в специальном исполнении, предотвращающем попадания пластовой жидкости в его внутреннюю полость. Для этого его заполняют маловязким маслом. В электродвигателе предусмотрено устройство для обеспечения фильтрации масла и циркуляции его внутри корпуса.

Протектор для защиты двигателя от воздействия его пластовой жидкости имеет запас масла для смазки подшипников двигателя и насоса. Погружной насос состоит из большого числа ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов, - расположенных внутри корпуса. Подобная конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса создает небольшой напор, а последовательное их соединение позволяет получить необходимое давление.

Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром: ЭЦН5 - 121,7 мм; ЭЦН5А - 130 мм; ЭЦН6 - 144,3 мм.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется эхолотом уровень жидкости в скважине, дебит установки по ЗУ, буферное и затрубное давление, рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

Монтаж УЭЦН осуществляется при температуре окружающей среды не ниже - 30° С ( с утепленной автовымоткой и устьевой площадкой - до предельных температур проведения спуско - подъемных операций). В случае атмосферных осадков ( дождь, снег, пыльная буря) монтаж выполняется только при наличии в бригаде ПКРС укрытия, защищающего собираемые узлы УЭЦН от осадков.

Темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЦН не более 2° на 10 метров. Для УЭЦН REDA возможность прохождения участков кривизны определяется шаблонированием колонны; зона подвески REDA в скважине с внутренним диаметром менее 140 мм должна быть прямолинейна.

Установками электроцентробежных насосов на месторождении оборудовано 404 действующих скважин. Для подъема жидкости применяются насосы отечественного производства производительностью 60-400 м³/сут и напором 800-1800 м., табл. 5.1

На дату анализа в бездействии находились 202 скважин, оборудованные ЭЦН. Основные причины бездействия: высокая обводненность продукции, ожидание капитального ремонта связанного с различными технологическими причинами, а также подземного ремонта в связи с износом рабочих органов насоса.

Таблица 5.1 Распределение действующего фонда скважин по типоразмерам добывного оборудования (в %)

Типоразмер насоса	Пласт	Месторож-дение
	БС101	БС102+3	БС101+БС102+3	ЮС
ЭЦН 20 1400-1800	1.1	1.5	0.2	0.2	3
ЭЦН 50 1000-2000	12.7	9.1	7.8	2.8	32.4
ЭЦН 60 1700-2000	1.1	0.6	0.4	0.2	2.3
ЭЦН 80 1200-2000	5.6	5.7	5.5	0.8	17.6
ЭЦН 125 1200-2000	5.5	2.3	6.2	1.5	15.5
ЭЦН 160 2000-2050	0.4	0.7	0	0.2	1.3
ЭЦН 200 800-1700	4.2	1.3	4	0.2	9.7
ЭЦН 250 800-2000	2.8	0.9	2.3	0.6	6.6
ЭЦН 400 1000-1200	0.4	0.2	0.7	0	1.3
ЭЦН 30 1650-1800	0.4	0.4	0.4	0.3	1.5
ЭЦН 35 1800	0.2	0	0	0.6	0.8
ЭЦН 500 1000	0.2	0	0	0	0.2
DN 280	0.4	0.3	0.2	0.4	1.3
DN 440 1500-1700	2.8	0.8	0.8	0	4.4
DN 610	0.2	0	0	0	0.2
DN 675	0.4	0.2	0.2	0	0.8
DN 1000	0.2	0	0	0	0.2
ВНН 80-2000	0	0.2	0	0.2	0.4
ВН 125	0.2	0	0.2	0	0.4
ВН 50	0	0	0.1	0	0.1
Всего	38.8	24.2	29	8	100

Коэффициент использования фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по состоянию на 1.01.2006 г. составил - 0.66.

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда показал, что из числа скважин, оборудованных УЭЦН, практически все скважины работают в оптимальном режиме.

Средняя глубина спуска ЭЦН составляет по объектам разработки 1681.95 м и динамический уровень колеблется в пределах 110-1120 м.

Основные опасности при эксплуатации скважин, оборудованных скважинными электроцентробежными погружными насосными установками связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажем, демонтажем установок.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен поводить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

4.5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

Контроль за разработкой залежей осуществляется в соответствии с действующими правилами разработки и действующими руководящими документами и регламентами, включает следующие целевые виды работ:

периодические исследования работы фильтра пласта, состава флюидов, технического состояния скважин промыслово-геофизическими методами в процессе эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин;

выявление результатов влияния процесса разработки на состояние пласта исследованием бурящихся скважин в открытом стволе методами ГИС на уже разрабатываемых залежах;

периодические гидродинамические исследования добывающих и эксплуатационных скважин в процессе их эксплуатации;

регулярные исследования режимов работы скважин, параметров процесса разработки, показателей процесса разработки на нескольких уровнях (скважина, ряд скважин, зона залежи, залежь в целом).

Для условий нефтяных месторождений Западной Сибири все виды перечисленных работ регламентированы действующими нормативно-техническими документами.

Исследование эксплуатационных скважин методами ГИС в процессе эксплуатации проводится для получения следующей информации:

- определение интервалов перетока флюидов;

- распределение потока по пластам (слоям);

- определение источников обводнения скважин;

- обследование технического состояния скважин;

- контроль состояния освоения скважин при вводе в эксплуатацию;

- контроль текущей насыщенности пластов и интервалов их обводнения.

Для решения этих задач в комплекс исследований добывающих скважин входят: гидродинамическая расходометрия - РГТ-1, Кобра-РВ, Збр, Д-1м, ДГД8 и др. (в зависимости от общего дебита), индикатор притока - СТД, термометр - ТДА, влагометр - ВГД-2, плотностномер - ГГТ, резистивиметр - РИС-36,42, магнитный локатор муфт, гамма каротаж - ГК, нейтронный каротаж НКТ-50, акустический каротаж в режиме цементомера. При необходимости используется закачка изотопов, солевых растворов.

Периодичность, виды и объем исследований методами ГИС регламентируют: "Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ" (РД 384-1064-84); "Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменнефтегаза", СибНИИНП, 1987 г.

Исследование при работе скважин механизированным способом со спущенным в ствол подземным оборудованием сводится к: определению интервалов негерметичности обсадных колонн при работе в НКТ; определению заколонной циркуляции; определению подвески НКТ, глубины установки насосного оборудования; контролю за работой оборудования насосных скважин.

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта.

В настоящее время применяют следующие методы исследования скважин:

- метод установившихся отборов;

- метод исследования при неустановившемся режиме работы скважины;

Сущность метода установившихся отборов состоит в определении зависимости дебита скважины от перепада пластового и забойного давления при установившихся режимах работы скважин. Такие зависимости называются индикаторными диаграммами. По этим данным определяют коэффициент проницаемости.

Сущность метода исследования скважин при неустановившихся режимах сводится к тому, что после мгновенного изменения установившегося режима работы скважины фиксируют скорость восстановления или падения забойного давления и строят график восстановления забойного давления во времени. Затем по этому графику рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрационную способность.

Малые объемы извлекаемой жидкости и невозможность достижения стационарного режима работы скважин не позволяют использовать стандартные методы исследования.

В связи с этим в нефтепромысловой практике используются так называемые методы прослеживания уровня или забойного давления после создания депрессии на пласт с помощью компрессора.

При этом для определения коэффициента продуктивности применяют различные аналитические, графоаналитические дифференциальные и интегральные методы, и метод наилучшего совмещения. Отметим, что все эти методы, даже при самых благоприятных случаях, дают параметры узкой призабойной зоны пласта.

Наиболее доступным методом исследования остается метод волнометрирования. При этом по замерам статистических Нст и динамических Ндин уровней путем пересчета определяют забойные и пластовые давления.

Для правильного пересчета устьевых давлений, динамических и статических уровней в забойные и пластовые условия необходимо решить следующие задачи:

а) Определить скорость звука Vзв, зависящую от температуры, давления и компонентного состава газа в затрубном пространстве (зависит от состава пластовой нефти).

б) Определить удельный вес газожидкостной смеси от уровня до приема насоса.

в) Определить средний удельный вес газожидкостной смеси от приема насоса до продуктивного пласта.

Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке результатов исследования, измеряют с помощью специальной аппаратуры. Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

4.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин

Ретроспективный анализ результатов применения технологий воздействия на пласт и призабойную зону, а также данные лабораторных экспериментов и математического моделирования позволили выбрать в качестве основных для условий Южно-Сургутского месторождения следующие методы воздействия:

1 Потокоотклоняющие технологии на основе гелеобразующих составов (БГС, "Темпоскрин");

2 Комплексные обработки призабойных зон нагнетательных скважин (КОПЗП);

3 Обработки призабойных зон добывающих скважин (нефтяными растворителями, соляной кислотой).

сургутский пласт месторождение скважина

4.6.1 Применения большеобъемных гелеобразующих составов (БГС)

Метод предназначен для изоляции высокопроницаемых обводненных пластов, изменения направления фильтрационных потоков, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения.

Технология применения БГС основана на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность. Химизм процесса достаточно хорошо изучен, технология адаптирована к условиям пласта БС₁₀ Южно-Сургутского месторождения. Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

4.6.2 Полимерно-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин"

Технология предназначена для изоляции высокопроницаемых обводненных пластов, изменения направлений фильтрации, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения.

Реагент "Темпоскрин" представляет собой порошок светло-желтого цвета, легко растворяется в воде, малочувствителен к воздействию солей и стоек к деградации в пластовых условиях. Применение "Темпоскрина" не связано с внесением сшивающих добавок, что упрощает технологию его применения.

Повышение нефтеотдачи пластов при применении "Темпоскрина" достигается за счет особых свойств приготавливаемой на его основе полимерно-гелевой системы. Водные растворы "Темпоскрина" обладают сильно выраженными аномальными реологическими свойствами: со снижением давления в движущемся потоке вязкость водного раствора возрастает. Поэтому при закачке в пласт частицы "Темпоскрина" устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины. Это позволяет выравнивать профиль приемистости в нагнетательных скважинах и изолировать обводненные пропластки.

Технология воздействия на пласт заключается в последовательной закачке в нагнетательные скважины заданных объемов водного раствора реагента "Темпоскрин" определенной концентрации и продавку его оторочками воды.

4.6.3 Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)

Целью обработок является увеличение проницаемости призабойных зон и приемистости нагнетательных скважин. Набор химреагентов, применяемых в том или ином случае, определяется с учетом конкретных геолого-геофизических параметров коллекторов. Используются для КОПЗП углеводородные растворители и их смеси, солянокислотные и глинокислотные составы и растворы ПАВ. На нагнетательных скважинах с целью увеличения приемистости рекомендуется следующий комплекс химреагентов:

1 Смесь растворителей (нефрас А 150/330, нефрас С₄ 120/220) с расходом 0,5-1,0 м³ на 1 м мощности пласта;

2 Соляная кислота (11 % водный раствор) с расходом 1м³ на 1м мощности пласта;

3 Грязевая кислота (11 % НСl + 1-3 % HF) с расходом 1м³ на 1м мощности пласта;

4 1-3 % -й водный раствор неонола СНО, АФ 9-6, нефтенола ВВД с расходом 1-15 м³ на 1м мощности пласта.

Химреагенты последовательно закачивают в пласт, затем скважину оставляют на реакцию и запускают в работу, при этом кислотные составы и НПАВ закачиваются циклически до достижения необходимого уровня приемистости.

4.6.4 Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин нефтяными растворителями

Комплекс технологий воздействия на ПЗП добывающих скважин с применением нефтяных растворителей разработан во ВНИИЦ "Нефтегазтехнология" с целью борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин.

Разработано несколько вариантов технологии, отличающихся химическим составом компонентов и характером устраняемой причины снижения продуктивности (загрязнения ПЗП) скважин. Различаются следующие виды загрязнителей ПЗП:

1 Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) - загрязнители данного вида увеличиваются по мере выработки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти;

2 Неорганические соли - загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения;

3 Высоковязкие водо-нефтяные эмульсии - образуются в ПЗП после глушения скважины растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окисленных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. Опыт борьбы с образованием водонефтяных эмульсий на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" показывает, что они образуются при достижении обводненности добываемой жидкости в пределах от 30 до 70 %. Повышенная минерализация пластовых вод, а также высокая вязкость добываемой нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий;

4 Продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) - загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважины, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта.

Для проведения работ на скважинах предусматривается применение следующих углеводородных растворителей, кислотных агентов и химреагентов:

1 Нефрас А 120/200 (или Нефрас А 150/330, или Нефрас С₄ 130/350) с расходом 0,5 - 1 м³ на 1 м мощности пласта;

2 Ингибированная соляная кислота (11% водный раствор) с расходом 1 м³ на 1 м мощности пласта;

3 Глинокислота (глинокислотный раствор 11% HCl + 1-3% HF) с расходом 1 м³ на 1 м мощности пласта;

4 Деэмульгатор (сепарол, прогалит, проксамин, реапон и т.д.) с концентрацией в растворителе 0,5 - 1,0%.

Для увеличения или восстановления продуктивности скважин проводят различные мероприятия с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта увеличением размеров пор или созданием новых трещин, а также очисткой пор и трещин от закупоривающего материала.

Кислотные обработки скважин - один из эффективных и широко используемых методов по воздействию на призабойные зоны пластов.

Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными из известняков и доломитов.

В результате реакции известняк растворяется, в пласте создаются расширенные каналы. Чем глубже распространяются эти каналы в пласте, тем больше увеличивается свободная поверхность призабойной зоны, что способствует лучшему притоку нефти в скважину.

Эффективность солянокислотных обработок зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характеристика породы и т.п.

Количество кислоты для обработки скважин зависит от мощности пласта, намеченного к обработке, химического состава породы, физических свойств пласта, количества предыдущих обработок. В среднем на наших промыслах берут от 0,4 до 1,5 м³ кислоты 8 - 14% - ой концентрации на 1 пог. м обрабатываемого интервала.

Процесс солянокислотной обработки забоя скважин заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты при помощи насоса или самотеком, если пластовое давление низкое. Порядок проведения работ при этом следующий. Производят проверку забоя скважины и очистку его от грязи; до обрабатываемого интервала спускают промывочные трубы, в качестве которых служат обычные насосно-компрессорные трубы; у устья скважины устанавливают необходимое для обработки оборудования и производят опрессовку всех трубопроводов на полуторакратное рабочее давление.

Обработка скважин соляной кислотой требует особых мер предосторожности. Несоблюдение правил по технике безопасности может привести к тяжелым последствиям - отравлениям, ожогам и даже к полной потере трудоспособности.

В случае попадания брызг кислоты в глаза нужно возможно скорее промыть глаза большим количеством чистой воды, а затем слабым раствором двууглекислой соды для нейтрализации могущих остаться в глазах следов кислоты.

При попадании кислоты на тело необходимо обильно обмыть это место чистой водой.

При работе с кислотой всегда должны быть поблизости растворы двууглекислой соды в объеме не менее 5 л для промывки облитых кислотой частей тела и раствор борной кислоты в объеме не менее 1 л.

В настоящие время на промыслах широко применяется новый метод увеличения нефтеотдачи скважин - гидравлический разрыв пласта. Этот же метод используется для увеличения поглотительной способности водяных нагнетательных скважин. Сущность этого метода состоит в том, что на забое скважины создают высокие давления, образующие в пласте трещины. В трещины под тем же давлением вместе с жидкостью нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия даления.

Порядок работ при гидравлическом разрыве пласта следующий.

1. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и якорем; верх колонны оборудуют цементировочной головкой с четырьмя отводами; производят обвязку насосного оборудования и его опрессовку водой.

2. Колонну насосно-компрессорных труб ставят на забой и пакер разжимается полным весом труб.

3. В трубы закачивают нефть, сульфит-спиртовую барду или воду и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.

4. При максимальном числе подключенных цементировочных агрегатов для создания давления разрыва пласта в скважину закачивают маловязкую жидкость (нефть, воду). Давлением этой жидкости и осуществляют разрыв пласта.

О разрыве пласта судят по резкому увеличению приемистости скважины. Отсутствие резкого спада давления на насосах при этом говорит о высокой проницаемости пласта или о существовании в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления.

5. Производят закачку в пласт песка с жидкостью большой вязкости. Количество песка, вводимого в пласт, должно обеспечивать заполнение трещин в радиусе нескольких десятков метров (20 - 50 м) от забоя скважин, что требует закачки от 2 до 10 и более тонн песка.

6. Производят продавку жидкости, содержащей песок, в пласт. Для этого применяют маловязкие жидкости (нефть, воду), чтобы снизить потери напора в трубах. С этой же целью при гидравлических разрывах пласта следует применять насосно-компрессорные трубы максимального диаметра: 4 трубы при 8 колонне и 3 трубы при 6 колонне.

7. Снижают давление и извлекают остаток песка из ствола скважины путем обычной промывки скважины.

На этом операции по гидравлическому разрыву пласта заканчиваются: нефтяную скважину сдают в эксплуатацию, а водяную нагнетательную скважину свабируют для вымывания из трещин закаченной вязкой жидкости.

При работах по гидравлическому разрыву пластов необходимо строго соблюдать правила безопасности, так как все наземное оборудование работает на высоких давлениях. При работе с легковоспламеняющимися жидкостями на нефтяных скважинах следует также строго соблюдать правила пожарной безопасности.

Об эффективности гидравлического разрыва пластов судят по увеличению производительности нефтяной скважины и по увеличению поглотительной способности нагнетательной скважины.

5. Специальная часть

5.1 Гидроразрыв пласта

При гидравлическом разрыве пласта (метод разработан примерно в 1948 г.) нефть или вода, смешанные с песком или другим расклинивающим наполнителем, закачиваются в пласт с высокой скоростью, вызывая растрескивание пласта. Именно песок, движущийся вместе с водой сквозь эти трещины, вызывает их раскрытие. Это значительно увеличивает дренируемую площадь вокруг ствола скважины, а также производительность скважины.

Гидроразрыв пласта успешно применялся на всех типах геологических пластов, кроме очень мягких и несвязанных. Пластичная природа мягких сланцев и глин мешает их гидроразрыву. Повышение добычи нефти в результате гидроразрыва варьируется в широких пределах, хотя обычно в среднем составляет 200--300%. Гораздо большего увеличения можно добиться, если добыча ограничивается малопроницаемыми блоками вокруг ствола скважины. При этом суммарную нефтеотдачу такой метод может увеличить на 5--15%. Итак, гидроразрыв пласта позволяет сделать выгодной добычу из многих скважин и месторождений, которая иначе не могла бы быть экономически оправданной.

5.2 Трещины и их структура

Растрескивание происходит в стволе скважины, обусловленной прочностью породы на разрыв и напряжением, вызванным весом вышележащих пород, когда гидравлическое давление превосходит объединенное сопротивление. Разрыв начинается в точке, где сумма этих двух сил наименьшая. В пластах, залегающих менее глубоко, обычно возникают горизонтальные разрывы, а в пластах, залегающих более глубоко, -- вертикальные разрывы.

Трещины, образующиеся при гидроразрыве, должны иметь раскрытие, достаточное для того, чтобы воспринять поток жидкости, нагруженной расклинивающим наполнителем. Стенки разлома после обработки стремятся сомкнуться, поэтому песок и некоторые другие расклинивающие материалы должны задержаться в нем, чтобы он остался открытым.

5.3 Оборудование для гидроразрыва

Оборудование для гидроразрыва состоит из четырех главных частей: насосной установки, смесителей, транспортеров песка и жидкостных магистралей. В старину установка могла накачивать только 40 гал./мин при давлении 5000 psi (35 МПа). Современные установки могут непрерывно работать при давлениях до 20 000 psi (140 МПа), причем их можно объединять для осуществления одной обработки.

Давление на поверхности, необходимое для гидроразрыва скважины, определяется сочетанием трех факторов:

* давления, необходимого для закачивания жидкости для гидроразрыва в пласт в нижней части скважины;

* потерь давления из-за трения, возникающих при течении жидкости вниз по насосно-компрессорной колонне или по обсадной трубе;

* давления, создаваемого столбом жидкости в скважине.

Суммарное давление на поверхности равно давлению в пласте плюс падение давления в трубе в результате трения минус гидростатический напор жидкости для гидроразрыва. Во многих случаях, особенно если гидроразрыв происходит через насосно-компрессорную колонну, наиболее важной составляющей является трение.

5.4 Технология гидроразрыва

Наиболее старые варианты обработки осуществлялись по насосно-компрессорной колонне ниже пакера. Такой метод до сих пор применяется, когда ожидаются^чрезмерно высокие давления или обсадная колонна мбжет не выдержать давления обработки. Тем не менее при тенденции к более высоким скоростям закачивания и большим объемам гидроразрыва потери давления на трение в насосно-компрессорной колонне становятся очень велики и ограничивают скорость. Иногда это вызывает выпадение песка, когда он начинает оседать из жидкости и заполняет забойную зону скважины. Для преодоления больших потерь на трение насосно-компрессорная колонна вынимается и обработка осуществляется по обсадной колонне. Другой практикуемый метод заключается в одновременной обработке по кольцевому зазору. Используется также и метод более тяжелых, чем может потребоваться, обсадных колонн. Такой вариант дает возможность гидроразрыва по обсадной колонне.

Почему разработчикам нужны более высокие скорости закачивания? Более высокие скорости вызывают более длинные трещины. По мере увеличения таких трешин очень быстро расширяется площадь пласта, контактирующая с жидкостью для гидроразрыва, и соответствующая потеря жидкости резко уменьшается. Таким образом, промышленность перешла на более высокие скорости закачивания для получения достаточно длинных трешин.

Тем не менее иногда используются низкие скорости закачивания, особенно если скважина обрабатывается по насосно-компрессорной колонне. Это справедливо, если пласт распложен недалеко от водоносной зоны. В этом случае для гидроразрыва нужны загущенные жидкости с хорошей пескоудерживаюшей способностью.

5.5 Материалы для гидроразрыва

Жидкости для гидроразрыва в зависимости от их главного компонента подразделяются на жидкости на водной, углеводородной и смешанной основе. Жидкости для гидроразрыва на водной основе представляют собой смесь воды и кислоты. Для повышения вязкости, увеличивающей песконесущую способность, в жидкость добавляются загущающие агенты. Жидкости на углеводородной основе представляют собой смесь масла и кислоты.