Таблица 3.1.2. Технологическая эффективность ГРП (расчет Dowell Schlumberger).

Показатели	Речицкое (1 вариант)	Речицкое (2 вариант)
	161	199	237	238	253	161	199	237	238	253
Скин-фактор до ГРП, ед.	0	0	0	0	0	5	5	5	5	5
k, мд.	11	4	1,2	7,5	10
h, м	6,5	7,2	14,5	14.5	6,5
kh, мд*м	71	30	18	109	65
Q, куб. м/сут. до ГРП	2,5	6,2	2,9	6,2	11,2
Скин-фактор после ГРП, ед.	-4	-4	-4	-4	-4	-4	-4	-4	-4	-4
Q1 за 30 суток, куб. м/сут.	5,7	16,1	9,6	15.2	26	8.8	24,7	14.3	23,2	39,5
Q2 за 60 суток, куб. м/сут.	5,2	14,4	8,3	13,6	23	8	22,3	12,6	21,1	36
Q3 за 180 суток, куб. м/сут.	4,5	12,3	6,9	11,7	20	7	19,2	10,6	18,3	31,6
Q4 за 365 суток, куб. м/сут.	4,1	11,2	6,2	10,8	18	6,5	17,7	9,6	16,9	29,3
Накопленная доп. добыча за 1 год, тонн	860	2660	1770	2420	3850	1850	5400	3240	5000	8360

Предложенная специалистами «Довел Шлюмберже» модель ГРП предусматривала следующую стоимость обработки:

- гидравлический разрыв пласта с закреплением трещин пропантом по скважинам ланского горизонта, вскрывшим терригенный коллектор, - 125 тысяч долларов США;

- гидрокислотный разрыв пласта по скважинам задонского горизонта, вскрывшим карбонатный коллектор, - 113 тысяч долларов США.

Принимая то, что чистая прибыль от реализации 1 тонны товарной нефти в ПО Белоруснефть составляет 45 долларов США, для окупаемости одного процесса ГРП с закреплением трещин пропантом необходимо получение не менее 2780 тонн дополнительной добычи нефти на одну скважину для покрытия затрат только зарубежного партнера, Для окупаемости одного гидрокислотного разрыва пласта дополнительная добыча должна составлять не менее 2510 тонн нефти.

В таблице 3.1.3 приведен список скважин, по которым по расчетам «Довел Шлюмберже» гидравлический разрыв пласта может быть рентабельным.

Таблица 3.1.3. Список перспективных скважин для внедрения гидравлического разрыва пласта (модель Dowel Schlumberger)

Месторождение	Номер скважины	Q нефти до ГРП, м3/сут.	Ожидаемая доп. добыча нефти, тонн
Березинское	128	3,2	2600
Речицкое	199	6,2	2660
	237	3,0	1770
	238	6,2	2420
	253	11,2	3850
Ю. Тишковское	36	9,8	3260
	40	8,4	3870
ИТОГО	7 скважин		20430 тонн

Список перспективных скважин выбран после проведения «Довел Шлюмберже» анализа исходной геолого-промысловой информации, представленной институтом БелНИПИнефть, по 59 скважинам 9 месторождений ПО Белоруснефть. Перечень скважин, по которым проводился анализ, приведен в таблице 3.1.4.

Таблица 3.1.4. Фонд скважин, включенных в анализ для оценки перспектив ГРП

№ пп	Месторождение	Горизонт	Кол-во скв-н	Номера скважин
1	Мармовичское	zd, II блок	2	72, 76
2	Вишанское	ln	4	108, 109, 118, 201
3	Речицкое	ln	5	161, 199, 237, 238, 253
4	Борщевское	sm	3	4, 6, 11
5	Ю. Тишковское	zd	7	42, 43, 48, 49, 36, 40, 41
6	Березинское	zd	8	3,11, 124, 125, 126, 127, 140, 143
7	Сосновское	zd	7	36, 39, 54, 60, 66, 67, 68
8	Славаньское	zd	13	62, 63, 69, 71, 91, 97, 101, 8 9, 90, 73, 74, 80, 81
9	Барсуковское	ln	10	61, 80, 81, 82, 83, 88, 89, 90, 91, 92
	ИТОГО		59

Из сопоставления данных таблиц 3.1.3 и 3.1.4 видно, что только около 12% проанализированного фонда скважин могут быть перспективными для внедрения ГРП.

Проработка стоимости комплекта оборудования для гидравлического разрыва пласта, которое могла бы поставить фирма «Стюарт и Стивенсон» на шасси «Кенворт» или «Мерседес» с комплектом реагентов для проведения 40 скважино-операций по ГРП показало, что она может составить от 4,7 до 6,2 млн. долларов США. После уплаты налогов и регистрации автотранспорта в ГАИ затраты по закупке оборудования возрастают и могут составить более 7 млн. долларов США.

В связи с тем, что число перспективных объектов для ГРП оказалось небольшим и, учитывая отсутствие опыта работ в этом направлении на нефтяных месторождениях ПО Белоруснефть, было принято решение провести от 5 до 10 скважино-операций по разрыву с привлечением зарубежных специалистов и оборудования. Более подробная информация о проработке перспектив внедрения ГРП на нефтяных месторождениях ПО Белоруснефть приведена в работе.

3.3 Технологическая схема выполнения ГРП

Работы по гидравлическому разрыву пласта на скважинах 72, 76 Мармовичского, 238, 250 Речицкого и 115 Вишанского месторождений фирмой «Довелл Шлюмберже» выполнялись с 26 августа по 15 сентября 1996 года.

При проведении мини-разрыва на скважине 238-Речицкая намечалось закачать 70 куб. м жидкости разрыва и 2 тонны пропанта, а при основном разрыве - 110 куб. м жидкости разрыва и 42 тонны пропанта.

Описание процесса ГРП на скв. 238 Речицкого месторождения (26.08.97 г.)

Скв. 238-Речицкая введена в эксплуатацию в сентябре 1993 г., продуктивный горизонт - ланский песчаник. До ГРП дебит скважины составлял 6,7 м³/сут. Зенитный угол в интервале перфорации составляет 13°. Перфорация пласта выполнена в четырех интервалах. Сведения о конструкции обсадной колонны и данные о перфорации приведены в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1. Сведения о перфорации по скв. 238 Речицкого месторождения

Конструкция обсадной колонны
Наружный диаметр, мм	Вес, кг/м	Внутренний диаметр, мм	Глубина, м
140,0	29,8	119,0	2693,0
Данные о перфорации
Глубнна, верх (по каротажу), м	Глубина, верх ((по вертикали), м	Глубина, низ (по каротажу), м	Глубина, низ (по вертикали), м	Плотность пе перфорации, отв./пог. м.	Суммарное количество о отверстий	Диаметр отв., мм
2648,0	2608,8	2650,0	2610,7	25,00	50	10,0
2653,0	2613,6	2657,0	2617,5	25,00	100	10,0
2661,0	2621,4	2665,0	2625,3	25,00	100	10,0
2669,0	2629,2	2672,4	2632,5	25,00	85	10,0

Процессы мини-разрыва и основного разрыва проводились в один день. Процесс мини-разрыва проводился в три этапа.

Первый этап: нагнетание жидкости разрыва в пласт для определения давления разрыва. Он проводился при расходе жидкости разрыва 3,0 - 3,14 куб. м/мин. При давлении 53,5 МПа получили разрыв пласта. Затем закачку остановили и в течение 15 минут проследили характер падения давления.

Второй этап: нагнетание жидкости разрыва в полученную трещину для получения графика зависимости давления нагнетания от скорости прокачки. На этом этапе при максимальном расходе жидкости разрыва равном 2,85 - 2,97 куб. м/мин. в течение двух минут давление закачки составляло 47,4 - 48,0 МПа, а затем по мере снижения расхода до нуля снизилось до 17,3 МПа.

Третий этап: тест на закачку пропанта в трещину. Тест проводился при интенсивности закачки жидкости разрыва в 3,1 - 3,2 куб. м/мин. В начале закачки давление составляло 47,0 МПа. Затем снизилось до 40,6 МПа. При закачке двух порций жидкости разрыва с пропантом давление на устье поднималось до 46,0 - 46,5 МПа.

Рисунок 3.1. График мини-разрыва на скв. 238 Речицкого месторождения

Присутствуют признаки наличия извилистых путей в околоствольной зоне. Анализ мини-разрыва показал, что призабойная зона пласта характеризуется множественностью трещин и наличием извилистости путей фильтрации. Последний фактор весьма отрицательно влияет на процесс закачки пропанта в трещину. Моделирование процесса основного ГРП на ПЭВМ показало, что пласт примет не более 20 т пропанта.

Закачку жидкости разрыва начали при расходах 2,8-3,1 куб. м/мин. При этом устьевое давление поднялось до 46,2 МПа, а затем постепенно начало снижаться. После закачки в пласт с указанной выше производительностью 32 куб. м жидкости разрыва, давление снизилось до 39,2 МПа. В этот момент в жидкость разрыва начали добавлять пропант с концентрацией 240 г./л. Постепенно концентрацию пропанта увеличили до 560 г./л. Как только жидкость разрыва с пропантом начала поступать в пласт начался рост устьевого давления, которое через 10 минут закачки резко поднялось до 63,4 МПа. Так как НКТ были опрессованы на 60 МПа, то пришлось срочно прекратить закачку и остановить процесс ГРП. В НКТ осталось около 3 куб. м

жидкости разрыва с пропантом. Поэтому для предотвращения возможности прихвата НКТ срочно сбросили давление, сорвали пакер и обратной промывкой вымыли пропант.

Всего в пласт в скважину 238-Речицкая закачали:

- при мини-разрыве - 84 куб. м разрыва и 3,3 т пропанта;

- при основном разрыве - 70 куб. м жидкости разрыва и 16,4 т пропанта.

Рисунок 3.2. График основного гидроразрыва на скв. 238 Речицкого месторождения

Описание процесса ГРП на скважине 250 Речицкого месторождения

При проведении процесса мини-разрыва на скважине 250 планировалось закачать 70 куб. м жидкости разрыва и 2 т пропанта. В процессе основного разрыва планировалось закачать 120 куб. м жидкости разрыва и 37 т пропанта.

Процесс мини-разрыва, также как и на скважине 238, проводился в три этапа. Его проводили 01.09.97 г.

На первом этапе при производительности жидкости разрыва 3,05-3,16 куб. м/мин. получили давление разрыва равное 57,6 МПа.

Таблица 3.3.2. Сведения о перфорации по скв. 250 Речнцкого месторождения

Конструкция обсадной колонны
Наружный диаметр, мм	Вес, кг/м	Внутренний диаметр, мм	Глубина, м
168,1	25,3	155,8	1108,0
140,0	29,8	119,0	2588,0
Данные о перфорации
Верх глубина по каротажу, м	Верх глубина по в вертикали, м	Низ г глубина по р каротажу, м	Низ глубина по в вертикали, м	Плотность прострела выстрел/м	Суммарное кол-во о отверстий	Диаметр отв., мм
2563,0	2402,0	2573,0	2410,9	4,50	41	10,0

На втором этапе получили зависимость давления нагнетания жидкости разрыва от производительности закачки.

На третьем этапе при проведении теста на закачку пропанта после поступления в пласт первой порции пропанта с концентрацией 240 г./л давление резко поднялось до 69,1 МПа. В результате проведение операции пришлось прекратить. Было принято решение промыть скважину, провести гидропескоструйную перфорацию пласта, а затем провести основной разрыв.

Основной разрыв проводился 15.09.97 г.

График мини-разрыва представлен на рисунке 3.3.



Рисунок 3.3. График мини-разрыва на скв. 250 Речнцкого месторождения

В процессе основного разрыва, спланированного по результатам мини-разрыва, предполагалось закачать 196 куб. м жидкости разрыва и 30,35 т пропанта. Закачку пропанта предполагалось проводить порциями, постепенно увеличивая его концентрацию.

После начала закачки в пласт жидкости разрыва с производительностью 3 куб. м/мин. давление достигло 61,2 МПа. При этом давлении был получен разрыв пласта. После этого давление закачки начало снижаться до 57,3 МПа. При этом в пласт закачали 80 куб. м жидкости разрыва: из них 22 куб. м чистой жидкости разрыва и 58 куб. м - жидкости разрыва с пропантом, концентрация которого постепенно увеличивалась от 30 до 240 г./л. Затем увеличили концентрацию пропанта в жидкости разрыва до 360 г./л. Давление начало подниматься до 59-60 МПа. После увеличения концентрации пропанта до 480 г./л давление поднялось до 63-64 МПа, а затем резко выросло до 70-71 МПа. Операцию вынуждены были прекратить.

Всего в скважину 250-Речицкая в пласт закачали:

- в процессе мини-разрыва - 59 куб. м жидкости разрыва и 1,57 т пропанта;

- в процессе основного разрыва - 138,5 куб. м жидкости разрыва и 14,3 т пропанта.

График основного разрыва представлен на рисунке 3.4.



Рисунок 3.4. График основного гидроразрыва на скв. 250 Речицкого месторождения

Гидрокислотный разрыв пласта

Гидрокислотный разрыв пласта осуществлялся путем поочередной закачки порций жидкости разрыва и кислоты. Первой закачивалась жидкость разрыва объемом 40-70 куб. м и создавалась трещина. Затем закачивалась порция кислоты объемом 24-26 куб. м для выщелачивания стенок трещины. Кислота продавливалась вглубь трещины 30-40 куб. м жидкости разрыва. Затем закачивалась вторая порция кислоты и т.д.

Описание процесса ГРП на скважине 72 Мармовичского месторождения

Скв. Мармовичская-72 была закончена строительством в ноябре 1987 года и введена в эксплуатацию в мае 1988 г. Начальное пластовое давление в продуктивном задонском горизонте было 22 МПа, дебит 2 м³ безводной нефти. Коэффициент продуктивности по расчету составлял 0,123 м³/сут*МПа. Задонский горизонт представляет собой естественно трещиноватый, доломитовый резервуар, в котором часть трещин заполнена глинистым материалом. Ранее в скважине проводились кислотные обработки, в результате которых был получен отрицательный скин-эффект в околоствольной зоне. Сведения об интервале перфорации приведены в таблице 3.3.3

Операция проводилась 03.09.97 г.

На этой скважине планировалось закачать в пласт 140 куб. м жидкости разрыва и 60 куб. м выщелачивающего агента - 28% соляной кислоты. Закачали 78 куб. м 15% соляной кислоты и 132,9 куб. м жидкости разрыва. Интенсивность закачки составляла 2,5-2,8 куб. м/мин., начальное давление на устье - 58,5 МПа. В процессе закачки первой порции жидкости разрыва, равной 40 куб. м, давление держалось на этом уровне. Затем при закачке 26 куб. м 15% соляной кислоты оно упало до 52 МПа и в дальнейшем поднялось до 57,5 МПа.

После остановки закачки давление упало до 35 МПа и за 30 минут снизилось 34,2 МПа, а затем за последующие 12 часов - до 32 МПа.

График гидрокислотного разрыва представлен на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5. График гидрокислотного разрыва на скв. 72 Мармовичского месторождения

Таблица 3.3.3. Сведения о перфорации по скв. 72 Мармовического месторождения.

Конструкция обсадной колонны
Наружный диаметр, мм	Вес, кг/м	Внутренний диаметр, мм	Глубина, м
139,7	29,8	121,4	2944,0
Данные о перфорации
Глубина, Вер (по каротажу), м	Глубина, Верх (по вертикали), м	Глубина, Низ (по каротажу), м	Глубина Низ (по вертик.), м	Плотность ерфо перфорации, отв./пог. м.	Суммар. кол-во тверо отверстий	Диаметр отв, мм
2910,0	2872,9	2912,0	2974,9	24,0	48	8,1
2915,0	2877,9	2916,0	2878,9	24,0	24	8,1
2920,0	2882,8	2933,0	2895,7	24,0	312	8,1

Описание процесса ГРП на скважине 76 Мармовичского месторождения

Скв. 76-Мармовичская была освоена в июне 1986 г. и введена в добычу в октябре 1986 г. Начальное пластовое давление составляло 22 МПа. (продуктивный горизонт - задонский), дебит - 0,12 м³ безводной нефти. Коэффициент продуктивности по расчету составлял 0,432 м³/сут*МПа. Мощность задонского горизонта в скв. 76-Мармовичская составляет 231 м, эффективная толщина - 17 м. Ранее были выполнены кислотные обработки пласта, в результате которых был получен отрицательный скин-эффект в околоствольной зоне. В таблице 3.3.4. приведены данные об интервале перфорации.

Таблица 3.3.4. Сведения о перфорации по скв. 76 Мармовического месторождения.

Конструкция обсадной колонны
Наружный диаметр, мм	Вес, кг/м	Внутренний диаметр, мм	Глубина, м
139,7	29,8	121,4	2939,0
Данные о перфорации
Глубина, верх (по каротажу), м	Глубина, верх (по вертикали), м	Глубина, низ (по каротажу), м	Глубина, низ (по вертикали), м	Плотность перфорации, отв./пог. м.	Суммарное количество отверстий	Диаметр отв., мм
2809,0	2790,8	2861	2842,5	24,0	1248	8,0
2891,0	2872,3	2918	2899,1	24,0	648	8,0

Операция проводилась 07.09.97 г.

Планировалось закачать в пласт 209 куб. м жидкости разрыва и 100 куб. м 28% соляной кислоты.

Фактически закачали 108 куб. м 15% соляной кислоты и 173 куб. м жидкости разрыва.

Закачку начали с расходом жидкости разрыва 2,5 куб. м/мин. Давление поднялось до 55 МПа, а затем снизилось до 43,4 МПа и постепенно начало подниматься до 51,1 МПа. Последнее давление было получено при закачке в пласт 70 куб. м жидкости разрыва. После закачки 24 куб. м 15% соляной кислоты давление снизилось до 44,6 МПа. В связи с низким давлением закачки расход увеличили до 3 куб. м/мин. При этом при закачке порций жидкости разрыва давление поднималось до 57-59 МПа. При закачке порций кислоты давление снижалось до 51-52 МПа. При закачке 4 порции жидкости разрыва наблюдался вторичный процесс разрыва, при котором давление снизилось с 60,3 МПа до 54,6 МПа. Конечное давление закачки составило 59,1 МПа. После остановки закачки давление упало до 29 МПа. Затем за 30 минут ожидания - до 24 МПа и за последующие 12 часов - до 12 МПа.

График гидрокислотного разрыва представлен на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6. График гидрокислотного разрыва на скв. 76 Мармовичского месторождения

Описание процесса ГРП на скважине 115 Вишанского месторождения

Скв. 115-Вишанская была освоена в ноябре 1993 г. Добыча начата в сентябре 1994 г. фонтанным способом, продуктивные горизонты - воронежский и задонский. В последствии переведена на добычу только с задонского горизонта.

Добыча нефти из задонского горизонта до проведения гидрокислотного разрыва составляла 2 м³/сут. через 6 мм штуцер при пластовом давлении 27,5 МПа. Ввиду высокого пластового давления скважина является кандидатом для высокой эффективности операции ГРП. Доломитовый резервуар относительно однородный без расчленения на отдельные пропластки, за исключением нескольких глинистых пропластков выше интервала перфорации.

Операция кислотного разрыва в скв. 115-Вишанской осложнялась наличием близости интервала перфорации водонасыщенной части, находящейся в 57 м ниже нижних дыр перфорации. Поэтому кислотная обработка спроектирована по радиальной модели с максимальной половиной длины трещины, которая должна составить примерно 30 м. В таблице 3.3.5. приведены данные об интервале перфорации.

Таблица 3.3.5. Сведения о перфорации по скв. 115 Вишанского месторождения

Конструкция обсадной колонны
Наружный диаметр, мм	Вес, кг/м	Внутренний диаметр, мм	Глубина, м
193,7	58,0	168,0	2300,0
152,4	22,3	140,0	2620,0
Данные о перфорации
Верх глубина по каротажу, м	Верх глубина по вертикали, М	Низ глубина по каротажу, м	Низ глубина по в вертикали, м	Плотность прострела выстрел/м	Суммарное к количество о отверстий	Диаметр отв., мм
2510,0	2473,1	2537,1	2498,9	18,0	486	8,0

Процесс гидроразрыва проводили 11.09.97 г.

В пласт планировали закачать 140 куб. м жидкости разрыва и 70 куб. м 28% раствора соляной кислоты. Фактически закачали 72 куб. м 15% соляной кислоты и 130 куб. м жидкости разрыва.

Интенсивность закачки на протяжении всего процесса составляла 2,5 куб. м/мин. Давление разрыва пласта составило 57,9 МПа и затем снизилось до 50-50,1 МПа. При закачке порций кислоты оно снижалось до 41-41,2 МПа. В процессе закачки второй и третьей порции жидкости разрыва наблюдались второй и третий разрыв пласта. При этом давление закачки снижалось на 5-8 МПа. Конечное давление закачки составило 51,2 МПа. После прекращения закачки оно снизилось до 25,8 МПа, а затем за последующие 20 минут - до 23,6 МПа.

График гидрокислотного разрыва представлен на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7. График гидрокислотного разрыва на скв. 115 Вишанского месторождения

3.4 Результаты ГРП

По оценке специалистов фирмы Шлюмберже в результате ГРП получены следующие характеристики созданной трещины.

1. На скважине 238 - Речицкая (ланский горизонт):

- половина длины трещины - 61,7 м;

- высота трещины в конце прокачки жидкости разрыва - 32,1 м;

- средняя ширина трещины - 1,3 мм;

- средняя проводимость - 782 мД*м.

2. На скважине 250-Речицкая (воронежский горизонт):

- половина длины трещины - 60,9 м;

- высота трещины - 44,2 м;

- средняя раскрытость трещины - 1,6 мм;

- средняя проводимость трещины - 654 мД*м.

3. На скважине 72-Мармовичская (задонский горизонт):

- половина длины выщелоченной трещины - 16,7 м;

- средняя раскрытость выщелоченной трещины - 2,1 мм;

- средняя проводимость - 695 мД*м.

4. На скважине 76-Мармовичская (задонский горизонт):

- половина длины выщелоченной трещины - 13,1 м;

- средняя раскрытость трещины - 2,1 мм;

- средняя проводимость - 3540 мД*м.

5. На скважине 115-Вишанская (задонский горизонт):

- половина длины выщелоченной трещины - 31,9 м;

- средняя раскрытость трещины - 0,8 мм;

- средняя проводимость трещины - 5952 мД*м.

На скважине 72-Мармовичская после ГРП проведены гидродинамические исследования пласта. Сопоставление результатов исследований до ГРП и после показывают, что потенциальный коэффициент продуктивности вырос от 0,013 куб. м/сут.*МПа до 0,022 куб. м/сут.*МПа, гидропроводность пласта - от 0,023 до 0,043 кв. мм*см/мПа*с (рис. 5.2).

3.5 Анализ технологии проведения ГРП

Анализируя вышеизложенный материал, а так же графики ГРП (рис. 3.1. - 3.7.), можно сделать вывод о несколько неточном планировании процессов гидроразрыва.

По скв. 238 Речицкого месторождения основной разрыв был проведен без корректировки технологии. Это привело к невозможности закачать в пласт запланированное количество пропанта, в связи с резким ростом давления в линии нагнетания.

В скв. 250 Речицкого месторождения, несмотря на проведенную перед операцией основного разрыва гидропескоструйную перфорацию, так же не было закачено запланированное количество пропанта.

При проведении гидрокислотных разрывов на скв. 72,76 Мармовичского месторождения и скв. 115 Вишанского месторождения, вместо запланированной соляной кислоты с концентрацией 28%, в качестве выщелачивающего агента была закачана 15%-ая соляная кислота. В результате, на этих скважинах отмечался вторичный процесс трещинообразования, т.е. вместо запланированного однократного гидроразрыва был произведен многократный гидроразрыв.

Результатом несоответствия фактического хода процесса ГРП проектной технологии может быть несовпадение характеристик созданных трещин их геометрическим моделям, созданным специалистами фирмы Шлюмберже. И, как следствие - отличие действительных показателей работы скважин после ГРП от прогнозных.

4. Анализ эффективности процессов ГРП

4.1 Оценка технологической эффективности операций ГРП, проведённых на месторождениях ПО «Белоруснефть»

При планировании технологических режимов выполнения ГРП фирма «Довелл Шлюмберже» не выполнила прогноза добывных возможностей скважин после ГРП.

В связи с этим, институтом БелНИПИнефть предпринята первая попытка сделать прогноз эффективности ГРП, попытка спрогнозировать возможные дебиты скважин после ГРП.

Поскольку расчетной схемы для прогнозирования дебитов для коллекторов нефтяных месторождений не имелось, то при расчете были приняты следующие положения:

- в основу расчета принят текущий дебит скважины как базовый и текущие фильтрационные свойства пласта;

- после ГРП при работе скважины будет задана та же депрессия на пласт, что и до ГРП;

- в результате ГРП произойдет изменение приведенного радиуса скважины.

Тогда дебит после ГРП будет равен

где Q_грп - дебит скважины после ГРП, куб. м/сут.;

Q_m - текущий дебит скважины до ГРП, куб. м/сут.;

R_k - радиус контура питания, м;

r_с.пр1 - приведенный радиус скважины до ГРП, м;

г_c.пр1 - приведенный радиус скважины после ГРП, м.

Приведенный радиус скважины до ГРП определяли по результатам гидродинамических исследований. Приведенный радиус после ГРП рассчитывали из выражения Хавкинса

где S - скин-фактор, ед.;

г _{с пр} - приведенный радиус зоны вокруг скважины с измененной повышенной проницаемостью, м;

r_с - радиус скважины в метрах;

k_пл - проницаемость пласта, мкм²;

k_з - проницаемость зоны вокруг скважины, мкм²;

Преобразовывая последнее выражение, получим:

Учитывая. что проницаемость пласта после ГРП, как правило, намного меньше проницаемости прискважинной зоны (проницаемость пласта равна единицам миллидарси, а проницаемость прискважинной зоны - десяткам дарси), принимаем k пл = 0. Тогда

Принимаем, что после ГРП показатель скин-эффекта становится равным минус четырем. Тогда приведенный радиус будет равен 5,5 м.

В соответствии с изложенными соображениями был проведен расчет прогнозных дебитов после ГРП, который приведен в табл. 5.7. Для сравнения в табл. 5.8 приведены дебиты и дополнительная добыча, которую можно было бы получить при оптимизации работы скважин без ГРП, а также фактические дебиты, с которыми скважины, по которым провели ГРП, работали в ноябре 1997 г.

Как видно из табл. 5.8 расчетные дебиты близки к фактическим. Так, по скважине 238-Речицкая прогнозный дебит жидкости равен 21,7 куб. м/сут., фактический - 15,2 куб. м/сут.; по скважине 250-Речицкая - прогнозный дебит 1,3 куб. м/сут., фактический - 1,6 куб. м/сут.; по скважине 72-Мармовичская - прогнозный дебит 4,0 куб. м/сут., фактический - 1,1 куб. м/сут,; по скважине 76-Мармовичская - прогнозный дебит 6 куб. м/сут., фактический - 7 куб. м/сут.; по скважине 115-Вишанская - прогнозный дебит 10,3 куб. м/сут., фактический - 15,8 куб. м/сут. Следует отметить, что прирост дебитов после ГРП получен в 2,5-3,4 раза по тем скважинам (238-Речицкая, 115-Вишанская), по которым до ГРП наблюдались повышенные (положительные) значения скин-эффекта (табл. 5.7), т.е. по тем скважинам, у которых фильтрационные свойства пласта в околоствольной зоне были снижены (238-Речицкая) или близки к фильтрационным свойствам пласта (скв. 115-Вишанская).

Анализируя показатели работы скважин после ГРП и сравнивая их с показателями, которые можно было бы получить при оптимизации работы насосного оборудования, следует отметить, что за счет оптимизации можно было бы получить дополнительную добычу нефти по объему равную или даже больше той, которую запланировали получить после ГРП.

В таблице 5.9 приведены показатели эксплуатации скважин после ГРП. Как видно из этой таблицы, существенный эффект в виде дополнительной добычи нефти наблюдается по скважинам 238-Речицкая - 634 тонны и 115-Вишанская - 882 тонны. По скважинам 250-Речицкая и 76-Мармовичская объемы дополнительной добычи нефти незначительны (63 и 110 тонн соответственно). По скважине 72-Мармовичская после ГРП вообще наблюдается снижение дебита как по нефти, так и по жидкости. Суммарная дополнительная добыча нефти от операций по ГРП на 01.12.97 г. составила 1689 тонн. Успешность работ по ГРП составила 80%.

В заключение следует отметить, что целесообразность планирования и проведения ГРП следует определять после проведения на скважинах детальных гидродинамических исследований и оценки состояния околоствольной зоны. На скважинах, где показатель скин-эффекта отрицательный, ГРП планировать вообще не следует. Как правило, это скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, на которых при интенсификации притока проводили по несколько кислотных обработок.

4.2 Оценка экономической эффективности процессов по гидравлическому разрыву пласта по состоянию на 01.01.2003 года

В августе-сентябре 1997 года проведено 5 скважино-операций по гидравлическому разрыву пласта. На скважинах 238 и 250 Речицкого месторождения проведен гидроразрыв пласта с закачкой в трещину расклинивающего проппанта. На скважинах 72 и 76 Мармовичского месторождения и 115 Вишанского месторождения проведен гидрокислотный разрыв.

На графиках приведена динамика работы скважин до и после ГРП, а таже динамика окупаемости затрат по годам. В таблице 4.2.1 приведены технико-экономические показатели эффективности операций ГРП.

Из таблицы 4.2.1. и графиков 4.1-5. следует, что по состоянию на 01.01.2003 г. эффект прекратился по всем скважинам. По скважине 72 Мармовичского месторождения превышение дебита над базовым незначительное, и получено за счет нескольких смен насосов и режимов их работы. Скважина 76 Мармовичского месторождения отработала с эффектом 2 месяца и с 01.02.97 г. переведена под нагнетание. По скважине 238 Речицкого месторождения эффект прекратился с июля месяца 1998 г. После ремонта, связанного с обследованием колонны вновь появилось небольшое превышение текущего дебита над базовым, которое уже нельзя отнести к ГРП. Скважина 250 Речицкого месторождения переведена с декабра 1998 г. под нагнетание.

На 01.01.2003 г. получена дополнительная добыча нефти в объеме 18642 тонны. За весь период эффекта средний прирост дебита составил 5,63 т/сут.

Следует отметить, что на скважине 115-Вишанская наряду с увеличением продуктивности за счет ГРП произошло существенное увеличение депрессии за счет перевода скважины на мехдобычу. Это означает, что часть дополнительной добычи по этой скважине получена за счет оптимизации ее работы.

По КВД от 20-21.05.97 г. (до ГРП) коэффициент продуктивности скважины К₁=0,75 т/(сут*МПа), при базовом дебите 2,5 т/сут депрессия на пласт составляла dР₁=3,33 МПа.

По КВУ от 6-9.10.97 г. (после ГРП) коэффициент продуктивности скважины К₂=1,93 т/(сут*МПа). По среднему значению разности статического и динамического уровней средняя депрессия на пласт за весь период после ГРП составила dР₂=10,2 МПа. Исследования режима работы скважины по диаграмме записанной системой СКАД от 3.11.98 г. показали, что коэффициент продуктивности скважины на этот момент по крайней мере не уменьшился. Поэтому отношение прироста дебита, который можно было бы получить только за счет увеличения депрессии к приросту дебита только за счет увеличения коэффициента продуктивности.

Таким образом, доля прироста дебита по скважине 115-Вишанская за счет оптимизации режима работы составляет В / (1 + В) = 0,57, а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности - 1 / (1 + В) = 0,43. Дополнительную добычу нефти 16251 тонны по состоянию на 01.09.2002 г. (эффект прекратился) по этой скважине можно приблизительно разделить следующим образом: 6988 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности и 9263 т - за счет оптимизации режима работы.

По скважине 238-Речицкая наряду с ГРП также выполнена оптимизация режима работы насосного оборудования. Поэтому по этой скважине также следует разделить дополнительную добычу нефти в соответствии с приростом коэффициента продуктивности и приростом депрессии.

По КВД от 25.09.96 г. (до ГРП) пластовое давление на глубине замера 2594 м составляло 15,5 МПа. Средний динамический уровень до ГРП составлял 960 м, что соответствует забойному давлению в 13.1 МПа. Депрессия на пласт dР₁=15,5-13.1=2,4 МПа, что при базовом дебите q₁₌4,81 т/сут. дает коэффициент продуктивности К₁=2,0 т/(сут*МПа).

После ГРП средняя разность динамического и статического уровня составила 350 м, что соответствует средней депрессии 2,8 МПа. Средний прирост депрессии после ГРП составил dР₂=2,8-2,4=0,4 МПа. Средний дебит нефти (при нулевой обводнености) составил после ГРП q₂=11,7 т, откуда коэффициент продуктивности К₂=4,18 т/(сут*МПа).

Таким образом доля прироста дебита по скважине 238-Речицкая за счет оптимизации режима работы составляет В / (1 + В) = 0,47, а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности 1/(1+В) = 0,53. Дополнительная добыча нефти 1343 тонн по состоянию на 01.04.1998 г. (эффект прекратился) разделится следующим образом: 712 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности, 631 т - за счет оптимизации режима работы.

По скважине 250-Речицкая наряду с ГРП также выполнена оптимизация режима работы насосного оборудования.

По КВД от 15.05.97 г. (до ГРП) пластовое давление на скважине 250-Речицкая на глубине замера 2517 м составляло 11,5 МПа. Средний динамический уровень до ГРП составлял 1600 м, что соответствует забойному давлению в 7,34 МПа. Депрессия на пласт dР₁=11,5-7.34=4,16 МПа, что при базовом дебите q₁₌0,71 т/сут. дает коэффициент продуктивности К₁=0,17 т/(сут*МПа).

После ГРП средний динамический уровень составил 1680 м, что соответствует приросту депрессии по сравнению с приростом до ГРП 0,64 МПа. Средняя депрессия после ГРП составляет dР₂=4,16+0,64=4,8 МПа. Средний дебит нефти после ГРП по октябрь 1998 г. составил q₂=1,97 т/сут, откуда коэффициент продуктивности К₂=0,41 т/(сут*МПа).

Доля прироста дебита на скважине по скважине 250-Речицкая за счет оптимизации режима работы составляла В / (1 + В) = 0,10 а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности 1/(1+В) = 0,9. Дополнительная добыча нефти 468 тонны по состоянию на 01.10.98 г. разделится следующим образом: 421 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности, 47 т - за счет оптимизации режима работы.

Таким образом, дополнительная добыча нефти, полученная после ГРП, обусловлена как увеличением коэффициента продуктивности в 2,57 раза по скважине 115-Вишанская, в 2,09 раза - по скважине 238-Речицкая, в 2,4 раза - по скважине 250-Речицкая за счет ГРП, так и оптимизацией работы насосного оборудования. По скважинам 72 и 76 Мармовичского месторождения дополнительная добыча условно отнесена к полученной за счет увеличения коэффициента продуктивности, т.к. при определении долевых коэффициентов по этим скважинам частично отсутствовала необходимая информация.

Таким образом за счет увеличения коэффициента продуктивности дополнительная добыча нефти составила 8701 т, а за счет оптимизации - 9941 т.

Затраты на проведение 5-ти скважино-операций ГРП составили около 1 200 000 $ США. Средняя чистая прибыль на 1 тонну дололнительно добытой нефти за период 1997-2002 год составила 40,6 $ США. Прибыль от реализации всей дополнительно добытой нефти составила 756877 $ США или 63,1% от затрат. Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за счет увеличения коэффициента продуктивности (непосредственно от ГРП) составила 353261 $ США или 29,4% от затрат.

В среднем на одну выполненную скважино-операцию по ГРП на 01.01.2003 г. дополнительная добыча нефти за счет этой операции составила 3728 тонн, в том числе:

1740 тонн за счет собственно ГРП;

1647 тонн за счет оптимизации работы насосного оборудования.

Приведенный анализ показывает, что эффективность выполненных ГРП низка и находится на уровне обыкновенных ОПЗ. Средняя дополнительная добыча нефти с учетом эффекта по скважинам, на которых ОПЗ проведены в 1997 г. составила 2113 тонны, по скважинам 1998 г. - 2037 тонн на одну выполненную обработку. В то же время затраты на проведение ОПЗ кратно ниже затрат на ГРП.

Таблица 4.2.1.

5. Проведение гидравлического разрыва пласта на Малодушинском месторождении

5.1 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

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

Для гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые сцементированные, крепкие породы, т.е. гидроразрыву в первую очередь следует подвергать скважины, в которых породы пластов при опробывании или эксплуатации не разрушаются и в которых ненаблюдаются песчаные пробки.

Рекомендуется избегать разрывов в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат этого процесса.

Отмечается закономерность изменения результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах наблюдаются по пластам с высоким давлением, меньшей степенью дренированности и более высокой нефтенасыщенности.

По горизонтам, которые разрабатываются с поддержанием пластового давления, эффективность гидравлического разрыва оказывается выше, чем по тем, которые эксплуатируются без поддержания пластового давления. Вместе с тем гидравлический разрыв нецелесообразно проводить в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов или линии нагнетания, а также водонефтяного контура, так как при этом может произойти резкое увеличение притока воды и уменьшение притока нефти.

Гидравлический разрыв может планироваться по скважинам, работающим с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие гидравлического разрыва достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, т.е. снижение высокого газового фактора за счет гидроразрыва возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин. Гидравлический разрыв в последних двух случаях проводить не следует, так как это может привести к еще большему увеличению притока газа.

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

Предпочтительная толщина продуктивной части пласта, подвергаемого разрыву, составляет 2-15 м. В скважинах, вскрывших многоплановые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократные или поинтервальиые гидроразрывы.

Гидравлический разрыв не рекомендуется осуществлять в технически неисправных скважинах (с нарушенной фильтровой частью, со сломом или смятием колонны, при недостаточной высоте подъема цемента или плохом состоянии цементного кольца за колонной). В скважинах, где в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо провести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв. В скважинах, имеющих приток пластовой воды, гидравлический разрыв целесообразно проводить после предварительной изоляции ее притока.

При выборе скважин для проведения гидравлического разрыва пласта полезно использовать данные электрокаротажа, анализы кернов, историю эксплуатации скважины, данные по разрывам пласта на других скважинах одного и того же месторождения и т.д. Эти данные должны быть тщательно проанализированы.

На малодушинском этом месторождении преобладают карбонатные пласты, поэтому нам необходимо проводить кислотный гидроразрыв пласта. Для того чтобы этот процесс был наиболее эффективен, скважина должна быть:

- с плотным, непроницаемым коллектором;

- отсутствие зон поглащения (при наличии таких зон, они должны временно блокироваться - многоэтапный ГРП);

- малая обводненность, низкий газовый фактор;

- толщина глинистых пропластков, отделяющих от газо- и водоносных пластов не менее 5 м;

- вблизи скважины не должно быть очагов прорыва воды.

Перед проведением ГКРП предусматривается щелевая перфорация.

Толщина глинистых пластов, отделяющих от газо- и водоносных пластов более 5 м, вблизи скважины нет очагов прорыва воды.

Исходя из всего этого, было бы целесообразно произвести гидрокислотный разрыв пласта на скважине №32 семилукского горизонта.

5.2 Расчет технологических параметров ГРП

Эксплуатационный горизонт - Sm

Глубина - 3766 м.

Плотность пород - 2130 кг/м³

Е модуль упругости - 5,8*10⁵ МПа

Коэффициент Пуассона - 0,3

Плотность жидкости ГРП: Вязкость жидкости ГРП:

1. Водонефтяная эмульсия - 930 кг/м³ 100 МПа*с

2. Нефтекислотная эмульсия - 1090 кг/м³ 1 МПа*с

3. Вода - 1130 кг/м³ 1 МПа*с

Темп закачки жидкости ГРП - 1555 м3/сут и 2160 м3/сут

Диаметр НКТ 73 мм

Эксплуатационная колонна 168х127, переход 2200 м.

Проницаемость пласта - 0.021 мкм²

Производительность агрегата 6,0 и 8,3 л/с

Рабочее забойное давление при ГРП определяется по формуле:

P_грп.з=1,5*Р_ст

где: P_ст - давление столба жидкости, МПа/м;

P_ст=H*_ж* g

Н = 3753 - вертикальная глубина до среднего уровня перфорации, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²

_ж - плотность технической жидкости, _ж =1020 кг/м³;

P_ст=3753*1020*9,81=37553268 Па=37,55 МПа;

Тогда по формуле:

P_грп.з=1,5*37,55=56,3 МПа.

Вертикальная составляющая горного давления

Р_г.в= _п*g*L

_п - средневзвешенная плотность разреза, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с²

L - глубина пласта, м

Р_г.в=2130*9,81*3753*10^-6=78,4 МПа

Горизонтальная составляющая горного давления

Р_г=Р_г.в*/(1-)

Р_г=78,4*0,3/(1-0,3)=33,6 МПа

Средний объем жидкости разрыва V_р=50 м³

Объем кислотного раствора V_к.р=20 м³

Объем продавочной жидкости

V_п=g_тр*Н_тр+g_к*Н_к

V_п=0,0028*3753+0,011*13=10,7 м³

Объем 1 п.м. НКТ=(*d²/4)*1=(3,14*0,06²/4)*1=0,0028 м³

Объем 1 п.м. НКТ=(3,14*(0,14-0,02)²/4)*1=0,011 м³

Н_нкт=3753 м

Н_эк=3766-3753=13 м

Число Рейнольдса находим по формуле

Re=4*Q*_ж/*d*_ж

Q - темп закачки, м³/с

_ж - плотность закачиваемой жидкости, кг/м³

_ж - вязкость закачиваемой жидкости, кг/м³

d - диаметр труб, м

Темп закачки жидкости 1555 м³/сут (18 л/с)

Re_внэ=4*18*10^-3*930/3,14*0,06*0,1=3554

Re_в=4*18*10^-3*1130/3,14*0,06*0,001=431847

Re_вкэ=4*18*10^-3*1090/3,14*0,06*0,001=416560

Темп закачки жидкости 2160 м³/сут (25 л/с)

Re_внэ=4*25*10^-3*930/3,140*06*0,1=4936

Re_в=4*25*10^-3*1130/3,14*0,06*0,001=599788

Re_вкэ=4*25*10^-3*1090/3,14*0,06*0,001=578556

Коэффициент гидравлического сопротивления

=0,3164/⁴Re

При темпе закачки 25 л/с При темпе закачки 18 л/с

_внэ=0,3164/⁴4936=0,038 _внэ=0,3164/⁴3554=0,041

_в=0,3164/⁴599788=0,0114 _в=0,3164/⁴431847=0,0123

_вкэ=0,3164/⁴578556=0,0115 _вкэ=0,3164/⁴416560=0,0124

Потери давления на трение будут равны:

Р_тр=*16*Q²*L/2*²*d⁵

При Q=18 л/с

Р_тр.внэ=0,041*16*18²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=17,2 МПа

Р_тр.в=0,0123*16*18²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=5,1 МПа

Р_тр.вкэ=0,0124*16*18²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=5,2 МПа

При Q=25 л/с

Р_тр.внэ=0,038*16*25²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=30,6 МПа

Р_тр.в=0,0114*16*25²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=9,2 МПа

Р_тр.вкэ=0,0115*16*25²*10^-6*3753/2*3,14²*0,06⁵=9,3 МПа

Давление на устье скважины

Р_у=Р_{грп з}-_ж*g*L+Р_тр

При минимальном давлении разрыва Р_{грп з}=66,9 МПа

При Q=18 л/с

Р_у.внэ=66,9-930*9,81*3753*10^-6+17,2=49,9 МПа

Р_у.в=66,9-1130*9,81*3753*10^-6+5,1=30,4 МПа

Р_у.вкэ=66,9-1090*9,81*3753*10^-6+5,2=32 МПа

При Q=25 л/с

Р_у.внэ=66,9-930*9,81*3753*10^-6+30,6=63,3 МПа

Р_у.в=66,9-1130*9,81*3753*10^-6+9,2=34,5 МПа

Р_у.вкэ=66,9-1090*9,81*3753*10^-6+9,3=36,1 МПа

Время закачки жидкости разрыва находим по формуле:

t=Vp/Q

при Q=18 л/с (1,079 м³/мин) при Q=25 л/с (1,5 м³/мин)

t=50/1,079=46 мин t=50/1,5=33 мин

Радиус трещины

r_т=c*(Q**t/k)^0,5

При закачке ВНЭ, при темпе 1555 м³/сут.

r_т=0,013*(50*100*46/5*10^-6)^0,5=16 м.

При закачке воды

r_т=0,013*(50*1*46/5*10^-6)^0,5=5,1 м.

При закачке ВКЭ

r_т=0,013*(50*1*46/5*10^-6)^0,5=5,1 м.

При темпе 2160 м³/сут.

При закачке ВНЭ

r_т=0,013*(50*100*33/5*10^-6)^0,5=14,73 м.

При закачке воды.

r_т=0,013*(50*1*33/5*10^-6)^0,5=4,66 м.

При закачке ВКЭ.

r_т=0,013*(50*1*33/5*10^-6)^0,5=4,66 м.

Длина трещины равна:

l=V_ж*E/5,6*(1-²)*h*Р_у-Р_г

где h-толщина пласта.

При закачке ВНЭ (Q=18 л/с)

l=50*5,8*10⁵*10⁶/5,6*(1-0,3²)*27* (44,9-33,6)*10⁶=136,6 м.

При закачке ВНЭ (Q=25 л/с)

l=50*5,8*10⁵*10⁶/5,6*(1-0,3²)*27*(63,3-33,6)*10⁶=84,2 м.

Толщина (раскрытость) трещины.

_о=4*(1-²)*l*(Р_{грп з}-Р_ст)/Е

При Q=18 л/с

_о=4*(1-0,3²)*136,6*(56,3-37,55)*10⁶/5,8*10⁵*10⁶=0,016 м=16 мм.

При Q=25 л/с

_о=4*(1-0,3²)*84,2*(56,3-37,55)*10⁶/5,8*10⁵*10⁶=0,010 м=10 мм.

Необходимое число насосных агрегатов.

При производительности 6,0 л/с - давление 70 МПа

n=P_у*Q/P_а*Q_а*К_тс

Ктс - коэффициент технического состояния агрегатов.

n=56,3*18/70*6,0*0,7+1=5 агрегатов

При производительности 8,3 л/с - давление 51МПа

n=56,3*25/51*8,3*0,7+1=6 агрегатов.

5.3 План проведения гидроразрыва пласта в скважине №32 Малодушинского месторождения

1. Геолого-техническая характеристика скважины.

1.1. Продуктивный горизонт - семилукскийский.

1.2. Эксплуатационная колонна диаметром 127*168 мм, переход диаметров на глубине 2200 м.

1.3. Искусственный забой -3820 м,

1.4. Тип арматуры - АФК 3х65х210.

1.5. Давление опрессовки колонны - 210 атм.

1.6. Интервал перфорации - 3743-3766;

2. Жидкости гидроразрыва;

- жидкость разрыва - 50 м³;

- кислотный раствор - 20 м³.

- продавочная жидкость - 12 м³.

3. Оборудование.

3.1. НКТ 73 мм с высадкой марки С-75

(максимальное допустимое внутреннее давление - 69,5 МПа;

максимальное допустимое внешнее давление - 62,5 МПа) 3753 м.

3.2. Гидравлический пакер фирмы BJ Service - 1 шт.

3.3. Скребок фирмы BJ Service - 1 шт.

3.4. Насосный агрегат фирмы BJ Service - 4 шт.

3.5. Блок манифольда фирмы BJ Service - 1 шт.

3.6. Емкость объемом 50 м³ для жидкости гидроразрыва - 2 шт.

3.7. Емкость для кислоты (30 м³) - 1 шт.

4. Подготовительные работы

4.1. Заглушить скважину.

4.2. Произвести опрессовку устья скважины и фонтанной арматуры на давление 21 МПа

4.3. Поднять подземное оборудование,

4.4. Спустить воронку на НКТ и промыть забой скважины минерализованной водой до чистой жидкости с допуском НКТ до искусственного забоя.

4.5. Произвести шаблонировку эксплуатационной колонны шаблоном диаметром 116 мм и длиной 2 м до верхних дыр интервалов перфорации.

4.6. Произвести зачистку эксплуатационной колонны скрепером в интервале посадки пакера 3743-3766 м.

4.7. Спустить воронку на НКТ и промыть забой скважины минерализованной водой до чистой жидкости с допуском НКТ до искусственного забоя.

4.8. Завезти на скважину оборудование и материалы гидроразрыва.

5. Проведение работ по ГРП.

5.1. Спустить насосно-компрессорные трубы для гидроразрыва пласта марки С-75 и диаметром 73 мм с опрессовочным устройством в башмаке НКТ и пакером фирмы BJ Service. Спуск производить со скоростью не более 0,5 м/с. Произвести привязку глубины установки пакера по локатору муфт.

5.2. Установить на планшайбу центральную задвижку, затем герметизирующий узел для НКТ, оборудованный в верхней части быстросъемным соединением. Обвязать нагнетательные линии и спрессовать наземные коммуникации на давление = 60 МПа.

5.3. Закачать в пласт жидкость разрыва со скоростью прокачки 1,5 м³/мин. При получении разрыва пласта (падение давления воздействия), закачать в пласт 20 м³ кислотного раствора с той же скоростью прокачки, а затем 12 м³ промывочной жидкости.

5.4. Постепенно (для предотвращения вымывания кислотного раствора) сбросить избыточное давление на устье скважины и промыть ее минерализованной водой до чистой жидкости.

5.5. Поднять компановку с пакером.

6. Заключительные работы.

6.1. Спустить в скважину НКТ с воронкой и промыть до искусственного забоя минерализованной водой.

6.2. Освоить скважину с помощью глубинного насоса.

6.3. После отработки и выхода на режим произвести гидродинамические исследования (по специальному плану).

6.4. По результатам отработки скважины и данным гидродинамических исследований оценить эффективность обработки.

Все операции по монтажу и демонтажу емкостей, погрузочно-разгрузочным работам с оборудованием, скважинные работы, выполняемые бригадой капитального ремонта производить в соответствии с действующими нормами и правилами техники безопасности. При выполнении работ по п.п. 5.3-5.4. на скважине должны находиться запас пресной воды, передвижная медицинская амбулатория и автомашина с пожарной бригадой.

5.3 Оценка экономической эффективности гидроразрыва пласта на скважине №32 Малодушинского месторождения

Прогнозный дебит скв. №32, Малодушинского месторождения после проведения ГРП составил 6 т/сут.

По данным многолетних наблюдений падение дебита после ГРП будет происходить следующим образом:

Период, сут	Среднесуточный дебит, т/сут
0-90	6
90-180	5,8
180-365	5,2
365-550	4,3
550-730	3,3

Исходя из этого определяем добычу нефти за время продолжения эффекта от гидравлического разрыва. Продолжительность эффекта примем два года.

Q=90*6+(180-90)*5,8+(365-180)*5,2+(550-365)*4,3+(730-550)*3,3=3413,5 т

Рассчитаем добычу нефти по периодам и сносим результаты в таблицу.



Период, сут	0-90	90-180	180-365	365-550	550-730
Добыча, т	540	522	962	795,5	594

Среднесуточный дебит полученный за счет проведения гидроразрыва пласта на время продолжительности эффекта равен:

Q_СР=3413,5/730=4,67 т/сут

Экономическую эффективность ГРП определим исходя из размера экономии, которая может быть получена в результате применения гидроразрыва на скв. №32 Малодушинского месторождения.

Для этого найдем приведеные затраты:

З_П=С₂+DК_Д*Е_Н,

где З_П - приведеные затраты;

С₂ -себестоимость полученная за счет гидроразрыва нефти;

DК_Д - удельные дополнительные затраты

Е_Н =0,15.