ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП)

ГРП – гидравлическое воздействие на призабойную зону, т.е. процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колоны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи истекающей из насадок специального устройства – перфоратора.

ГРП – производится путем закачки в пласт под давлением нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизтопливо и др. жидкость). В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют калиброванный песок или пропант, после закачки песка его продавливают и останавливают скважину на 12 часов, потом начинают её осваивать.

1. Продуктивный пласт 2. Эксплутационная колона 3. НКТ специальная

4. Хвостовик (якорь) 5. Пакер 6. Глухой клапан для опрессовки НКТ

Процесс состоит из следующих этапов:

1.Определяют приемистость скважины (бригада КРС)

2.Спускают специальную НКТ (старую вытаскивают)

с якорем для утяжеления, устанавливают пакер

3. Опрессовывают НКТ давлением выше, чем давление

разрыва (200 – 600 кг с/см²)

4.Для разрыва используют три жидкости: а) Жидкость разрыва б) Жидкость песконоситель в) Жидкость продавки. Давление продавки будет выше давления закачки песконосителя, а давление жидкости песконосителя выше давления жидкости гидроразрыва.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Технологическим режимом называется установление таких параметров, при которых, обеспечиваются наибольшие дебеты газа, нефти и конденсата, с учетом ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

Так или иначе, тех. режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации скважин.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОМЫСЛОВЫЙ ФАКТОР

1.Разрушение призабойной зоны пласта в следствии выноса песка и цементирующих материалов породы. Вынос может привести к разрушению забоя с образованием песчаных пробок, к истиранию колонных труб, поверхностного оборудования и в последствии к утечке газа и открытому фонтанированию

2.Образование конусов подошвенной воды или преждевременным прорывам краевой воды к скважинам.

3.Опасность гидратообразования в НКТ и поверхностных коммуникациях

4.Необходимость получения с газом максимального количества конденсата.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ

1.Ограничение пропускной способности ствола скважины, газосборной сети, промысловых сооружении УКПГ (Установка Комплексной Подготовки Газа)

2.Опасность смятия эксплуатационной колоны при создании малых противодавлений на пласт

3.Опасность вибрации наземного оборудования установленного на устье скважины, в следствии пульсации газового потока при изменении давления. При больших дебетах газа вибрация фонтанного оборудования может привести к усталости материала и разрушению оборудования (арматуры)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ

1. Одним из простейших с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи является режим максимально допустимой депрессии на пласт

∆ Р = Р пл. - Р забойное – депрессия на пласт. Режим рекомендуется для слабоцементированных, рыхлых пород. Допустимая депрессия определяется по результатам исследования скважин, т. е. это такая депрессия, при которой еще не наблюдалось разрушение призабойной зоны скважины.

2.В крепких, устойчивых коллекторах поддерживается режим постоянного дебета Q = const, при поддержании этого условия, депрессия на забое будет, увеличиваться. Однако это не опасно, т. к. коллектор твердый и разрушатся, не будет.

3. При разработке газоконденсатного месторождения с целью предотвращения преждевременного выпадения конденсата в призабойной зоне поддерживается режим постоянного забойного давления, которое выше давления начала конденсации. Рзабойн.=const , Рзаб. >Р. нач. конд.

4. В ряде случаев технологические условия потребления газа (местные потребители, отсутствие ДКС и т. д.) приводят к необходимости поддержании заданного во времени давления на устье скважины

Руст. = const.