Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

а) создание трещины;

б) удержание трещины в раскрытом состоянии;

в) удаление жидкости разрыва;

г) повышение продуктивности пласта.

Создание трещины. Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва. Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта. До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва. Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1) повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности;

2) создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта. Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со "скиновым повреждением", то есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет "скина". Обычно принимают скин-фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 - метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

1) вторжение в пласт частиц бурового раствора;

2) вторжение в пласт фильтрата бурового раствора;

3) вторжение в пласт фильтрата цемента;

4) несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий;

5) разрушение перфорации и уплотнение материнской породы;

6) мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию;

7) вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения;

8) закупоривание пласта природными глинами;

9) отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации;

10) отложения солей в пласте или перфорации;

11) образование или закачка эмульсии в пласт;

12) закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50 % в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14 %. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40 %. Снижение на 75 % проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64 %. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25 % от начальной добычи, нефти составит только 36 м³ /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость. Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко - проницаемый канал (100-1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Направление трещины разрыва. Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях, зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв. В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180° друг к другу.

Горизонтальный разрыв. Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.



ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА

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

· Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями:

1) нарушение проницаемости пласта.

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

2) нарушение проницаемости песчаной пробки.

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

3) пластовые жидкости.

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

· Стоимость.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью (таблица 11).

Таблица 11.

Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

Наименование жидкости разрыва	Стоимость1 куб. м.	Стоимость 1 куб. м. гелеообразующего компонента	Стоимость в сумме
Загущенная вода	-	66,00	66,00
Полимерсшитная вода	-	126,00	126,00
Загущенный реформат	250,00	94,00	344,00
Двухфазная жидкость	50,00	66,00	116,00
Метанол+СО2	350,00	150,00	500,00
Полимерсшитый метанол	400,00	210,00	610,00
Жидкий СО2	300,00	-	300,00
Кислота 15 %	380,00	200,00	580,00
Кислота 28 %	750,00	250,00	1000,00

· Виды жидкостей.

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

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

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

3. Эти жидкости невоспламеняемые; следовательно они не взрывоопасны.

4. Жидкости на водной основе легко доступны.

5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

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

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем, которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается, связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м³ гуарового соединителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидроксиметилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует, что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении, увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

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

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

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости;

3. Соединительные системы имеют лучшую термостабильность;

4. Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

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

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127 °C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаро-взрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

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

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

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва:

Жидкости на основе пен, энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

· Реология жидкостей.

К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д., например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта: густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

1) Ньютоновские жидкости. У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Примеры: вода, незагущенная сырая нефть, реформат.

2) Неньютоновские жидкости. Пластмассы Бингама - простейшая разновидность неньютоновских жидкостей. Как и у ньютоновских жидкостей, здесь проявляется линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Однако, для возбуждения потока этих жидкостей требуется некоторое, не бесконечно малое напряжение сдвига. Пример: пена.

Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения:

E=P+5,79x10^-3xQ/HW2 (Сантипуаз),

где P-пластическая вязкость (Сантипуаз),

Q-расход при закачке (м3/мин),

H-высота трещины (м),

W-ширина трещины (мм).

3) Жидкости, подчиняющиеся степенному закону. У таких жидкостей проявляется "кажущаяся" вязкость, которая меняется вместе с изменением расхода (скорости сдвига). "Кажущаяся" вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.

4) Сверхкритические жидкости. При использовании жидкостей разрыва с высоким содержанием CO₂ (ГРП смесью метанола и CO₂, ГРП жидким CO₂) разрыв происходит при давлении, а зачастую и температуре, которые выше критических параметров для CO₂. В этом диапазоне при повышении давления увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.

· Измерение вязкости.

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.

Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра (табл.12).

Таблица 12.

Обороты вискозиметра	Скорость сдвига
100	170
200	341
300	511
600	1022

· Регулирование фильтруемости жидкости.

Величина эффективности жидкости разрыва показывает, какой объем жидкости поглащается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Например, если эффективность жидкости равна 0,65. Это означает, что 35 % жидкости теряется, и лишь 65 % жидкости образуют объем разрыва. Упрощенно можно сказать, что чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность. Однако, следует помнить, что хотя чрезмерная фильтрация нежелательна, от низкого поглощения не будет пользы, если не добавить в жидкость достаточное количество проппанта для надлежащего расклинивания трещины. Более низкая утечка жидкости также не даст трещине быстро сомкнуться и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.

Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.

· Несущая способность жидкости по проппанту.

Несущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концентрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая обычно гораздо больше вертикальной, благодаря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO₂, для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентность.

· Трение.

При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

· Безопасность.

При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

· Удаление и определение количества жидкости.

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную энергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO₂ или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

· Расклинивающие материалы (проппанты).

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов:

Таблица 13.

Размер сит	Предельные размеры частиц (мм)
100	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов:

1) размеры и однородность:

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины;

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однородная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц;

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20 % частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз;

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50 % выше проницаемости песка 10/20;

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56);

2) прочность.

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 МПа проницаемость проппанта 20/40 "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 МПа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчаных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц;

3) термохимическая стабильность.

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температурам;

4) стоимость.

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

· Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности - явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

· Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

· Типы проппантов.

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты.

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85 % Al₂O₃. Остальные 15 % составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности.

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

3) Керамики низкой плотности.

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49 % Al₂O₃, 45 % SiO₂, 2 % TiO₂ и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72, то есть они наиболее распространенные проппанты, благодаря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.



РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Составить план проведения гидроразрыва пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса для следующих условий:

Эксплуатационная скважина (таблица 14), месторождения.

Таблица 14.

Показатель	Обозначение	Величина	Размерность
Глубина скважины	L	2100	м
Диаметр по долоту	D	0,25	м
Вскрытая толщина пласта	H	13,5	м
Средняя проницаемость	K	9,8*10-8	м2
Модуль упругости пород	E	2*1010	Па
Коэффициент Пуассона	n	0,25
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	rп	2385,2	кг/м3
Плотность жидкости разрыва	rн	930	кг/м3
Вязкость жидкости разрыва	m	0,2	Па*с
Концентрация песка	С	1200	кг/м3
Темп закачки	Q	1,2*10-2	м3/с

1. Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = rgL.

Ргв = 2385,6*9,81*2100*10^-6 = 46,75 Мпа.

2. Горизонтальная составляющая горного давления:

Рг = Ргв*n/(1-n).

Рг = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 Мпа.

В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтина, плотность и вязкость даны в таблице. Содержание песка принимаем (см. в таблице 4.), для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 4.), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.

При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м³, которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова.

3. Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж).

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25*(2*10¹⁰)2*12*10^-3*0,2/(1-0,252)2 * (15,58*10⁶)3*7,6) = 2*10^-4.

Рзаб = 49,4*10⁶ = 49,4 Мпа.

4. Определяем длину трещины:

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2.

l = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5*(49,4 - 15,58)*106))1/2 = 31,7 м.

5. Определяем ширину (раскрытость) трещины:

w = 4(1-n2)*l*(Рзаб-Рг)/E.

w = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 м =1,58 см.

6. Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:

l1=0,9*l.

l1 = 0,9*31,7 = 28,5 м.

7. Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2:

w1 = wno/(1-m).

w1 = 1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см.

8. Определяем проницаемость трещины такой ширины:

kт = w21/12.

kт = 0,00732/12 = 4,44*10^-6 м².

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим параметры ГРП.

1. Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ:

rж = rн(1-no)+rпес*no.

rж = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м³.

Число Рейнольдса:

Re = 4Qrж/(pdmж).

Re = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

l = 64/Re.

l = 64/633,7 = 0,124.

По Ю.В. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re = 516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза.

2. Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт.

Ру = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 Мпа.

Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 15.)

Таблица 15.

Скорость	Подача, л/с	давление, МПа
1	6,0	70
2	8,3	51
3	11,6	36
4	14,6	29

3. Необходимое число насосных агрегатов:

N = РуQ/(РаQakтс) +1.

N = 45,9*12/(29*14,6*0,8) + 1 = 3,

где Ра - рабочее давление агрегата;

Qa - подача агрегата при этом давлении;

kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0,5-0,8.

4. Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя:

Vп = 0,785*d2L.

Vп = 0,785*0,0762*2100 = 9,52 м³.

5. Продолжительность гидроразрыва:

t = (Vж+Vп)/Qа.

t = (7,6+6,37)/(14,6*10-3*60) = 19,5 мин.



ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу. гидравлический разрыв продуктивность скважина

По технологическим схемам проведения различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП.

При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном - лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5-10 т песка. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40-50 кг/м³. Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных обычно используют 5-10 м³ жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя.

Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2 м³/мин и может быть оценен при образовании вертикальной и горизонтальной трещин соответственно по формулам:

,

где Qгор - мин. расходы, л/с; h - толщина пласта, см; Wверт, Wгор - ширина верт. и гор. трещины, см; µ - вязкость жидкости, мПа х с; Rт - радиус гориз. трещины, см.

Давление ГРП пласта устанавливают по опыту или оценивают по формуле:

рГРП=рr + sр,

где рГРП - заб. давление разрыва пласта; рr =Hrпg - горное давление; sр - прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия; H - глубина залегания пласта; rп - средняя плотность вышележащих горных пород, равная 2200-2600 кг/м³, в среднем 2300 кг/м³; g - ускорение свободного падения.

Давление нагнетания на устье скважины:

РУ = рГРП + ?ртр - рс,

где ?ртр - потери давления на трение в трубах; рс - гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Если давление нагнетания рУ больше допустимого устьевого давления рУдоп, то на НКТ над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер якорем. Допустимое давление рУдоп принимается как наибольшее из двух давлений, вычисленных по формуле Ламэ и с использованием формулы Яковлева-Шумилова.

В осадочных горных породах обычно образуются субвертикальные трещины, длина которых достигает первых десятков метров, а раскрытие - нескольких мм, реже см. ГРП вызывает возрастание дебитов в 1,5-2 раза и более. Для повышения эффективности ГРП в карбонатных породах его сочетают с кислотной обработкой пород. Давление разрыва плохо поддается теоретическому предсказанию, поскольку зависит от многих причин: напряжений в породе, ее прочности, уже существующей трещиноватости, угла наклона пласта и т.д. Обычно избыточное давление подбирается эмпирически и колеблется от 0,1 до 1,5 (в среднем примерно 0,8) гидростатического.

Для проведения ГРП скважина соответствующим образом оборудуется. К ее устью подключаются высокопроизводительные насосы, способные развить необходимое избыточное давление. Внутрь обсадных труб опускаются насосно-компрессорные трубы, оборудованные в нижней части пакером (рис. 1). Затрубное пространство обсадной колонны выше интервала ГРП должно бать надежно зацементировано.

При соблюдении всех технологических требований и благоприятных условий для ГРП эффект его несомненен.

Специальные агрегаты и технические средства, применяемые при ГРП

Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия. Прежде всего, чистая жидкость (буфер) закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижения в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину.

Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, ёмкость с нефтью или дизтопливом, смесительный агрегат (блендер). Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности.

Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП (насосными агрегатами) осуществляется через компьютерный центр, который имеет автоматическую защиту от возможных аварий (порывов обвязки). В случае аварии компьютерный центр автоматически отключает насосы, обратные клапана обвязки закрывают обратное течение жидкости у скважины и перед каждым насосным агрегатов. Сброс давления производится в вакуумную установку, входящую в комплект оборудования ГРП и постоянно включенную в обвязку. Эта же вакуумная установка собирает остатки жид кости в обвязке и насосах после ГРП, с целью исключения проливов на почву при демонтаже линий. Сброс давления из затрубного пространства производится в емкость ЦА-320, постоянно подключенной к устью скважины через крестовину фонтанной арматуры.

Для производства ГРП используется следующая техника (на примере рассматриваемой области месторождений):

1. КРАЗ-250 ЦА;

2. Урал-4320 пожарная машина;

3. Кенворд песковоз;

4. Кенворд хим.фургон;

5. Кенворд блендер;

6. Кенворд насосная установка;

7. Кенворд цемент агрегат;

8. Кенворд-трубовоз;

9. Форд-350 лаборатория;

10. УАЗ-3962 санитарный фургон;

11. К-700 вакуумная установка.

Техника Кенворд оборудована специальными фильтрами, улавливающими выбросы.

Подземное оборудование, применяемое при ГРП

Глушение скважины производится специальным солевым раствором, который готовится на растворном узле.

Применяемая технология исключает попадание раствора на поверхность почвы и ближайшие водоемы. При подготовке скважины к ГРП для исключения возможных выбросов жидкости глушения и продукции скважины устье последней оборудуется превенторными установками "Нydril".

При подготовке к ГРП для закачки жидкости в скважину спускается колонна НКТ диаметром 89 мм. Затрубное пространство (обсадная колонна и НКТ 89 мм) герметизируется установленным в зоне ГРП пакером. Установка пакера проверяется опрессовкой затрубного пространства водой на рабочее давление обсадной колонны через ЦА-320.

Устье скважины для проведение ГРП оборудуется двумя задвижками "Хамера" (рабочая и дублирующая).

Жидкость разрыва и расклинивающие агенты

Для гидроразрыва лучше всего применять жидкость, не содержащую водной фазы. По технологии должна использоваться солярка, но чаще находит применение нефть (как более доступный и относительно дешевый продукт) с активатором гелеобразования и деструктором, а также ПАВом - понизителем трения. Соотношение специальных добавок зависит от температуры объекта (пласта) последующей обработки. Так, система ROG-4 применяется для высоких (более чем 80 С) температурных условий, ROG-5 соответственно для низких. Каждый из указанных видов жидкости в зависимости от температуры среды обладает оптимальными реологическими свойствами. Используется определенная постоянно действующая система измерения параметров жидкости и регулирования ее значений специальными добавками, определенными на базе проводимых на скважине компьютерных расчетов. Структурированная жидкость является оптимальной для переноса закрепляющего материала, к тому же она практически не взаимодействует с породой и насыщающими ее флюидами. Отсутствие в ее составе водной фазы исключает возможность (при деструкции геля) негативного влияния на характер насыщения контактирующей с ней пластовой среды. Физические свойства жидкости характеризуются следующими показателями: плотность - 0,85 т/м3, вязкость - 90 МПА.с, коэффициент консистенции - 0,3. Для закрепления трещины закачивается высокопрочный (выдерживает давление не менее 70 МПА) искусственный термический продукт (пропант) алюмосиликатного состава. Применяемый материал практически одного размера (20/40 меш.), зерна достаточно совершенные, круглые, средний коэффициент сферичности 0,9. Это обеспечивает высокую фильтрационную способность (около 200 дарси) даже при самой плотной упаковке и внешнем давлении 50 Мпа.

Критерии выбора скважин для проведения ГРП

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям:

1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии:

1.1 эффективная толщина пласта не менее 5 м;

1.2 отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

1.3 продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10 м;

1.4 удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

1.5 накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20 % от удельных извлекаемых запасов;

1.6 расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;

1.7 скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны, так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50 м;

1.8 проницаемость пласта не более 0,03 мкм² при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне:

2.1 начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

2.2 наличие скин-эффекта на КВД;

2.3 обводненность продукции скважин не должна превышать 20 %;

2.4 продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций.

При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.

Технология проведения ГРП

На примере месторождений АО "Томскнефть" рассмотрим технологию проведения ГРП.

Технология проведения процесса следующая. Проводится запакеровка эксплуатационной колонны на 15-20 метров выше кровли интервала перфорации, интервал пакеровки выбирается по диаграмме МЛМ.

Устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУ-700. Затрубное пространство опрессовывается на давление 15 МПа с целью проверки герметичности пакера. В дальнейшем при проведении процесса давление на затрубном пространстве на уровне давления опрессовки с целью снижения нагрузки на резиновые манжеты, создаваемой подпакерным давлением во время проведения процесса.

Для проведения ГРП используется 8 насосных агрегатов, причем 6 из них заняты на проведении процесса, 2 работают в холостом режиме.

Нагнетание эмульсии производится при давлении разрыва при общей производительности агрегатов 1,8 м³/мин. В поток закачиваемой жидкости подается закрепляющий материал с концентрацией 150 кг/м³, которая постепенно увеличивается и в последние 20 мин составляет 500 кг/м³. Песок предварительно затаривается в пескосмесители УСП-50 и подается на всасывающий патрубок 4АН-700 агрегатом ЦА-320. После прекращения подачи песка производится закачка продавочной жидкости 20 м³ при темпе 2,4 м³/мин.

Задвижка на буфере закрывается после проведения процесса, устье скважины оборудуется манометром и по нему снимается кривая падения давления, интерпретация которой позволяет определить радиус трещины.

Из техники использовались пескосмесители и агрегаты ЦА-820 и АН-700, которые позволяют поднять давление на устье скважины до 45-60 МПа. Однако, при давлениях 60 МПа агрегаты АН-700 эксплуатировались на пределе своих возможностей, т.е. при значительных глубинах и плотном продуктивном пласте возникают технические ограничения по давлениям, и соответственно расходу жидкости.

При достижении упомянутых величин обычно происходит гидроразрыв пластов. Указанный диапазон давлений предопределялся различием литолого-физических, а в основном, прочностными характеристиками пластов и напряжениями в породе. Поэтому созданные ГРП трещины ориентированы в вертикальном направлении.

По отечественной технологии для осуществления разрыва и переноса закрепляющего трещину материала используется специальная композиционная жидкость, где в аммонизированный водный раствор нитрата кальция (АРНК), составляющего 55-65 % от общего объема жидкости (около 100 м³), добавлялись 30-43 % нефти и 1,5-3,0 % эмульгатора. Тип применяемого эмульгатора, в свою очередь, зависел от температуры наружного воздуха.

Полиэмульсия АРНК характеризуется повышенными физическими характеристиками: плотность 1,18-1,24 т/м³, вязкость - 120-150 Мпа.с, коэффициент консистенции - 0,8. Повышенные вязкость и консистенция жидкости предусматривались, чтобы обеспечить перенос песка, используемого в целях закрепления трещины, объем которого постоянен и составляет около 20 т. Максимальная концентрация песка в жидкости достигала 500 кг/м³. Для лучшего раскрытия трещин и исключения выпадения песка на забой скважины требовалась высокая скорость прокачки, которая оказалась технически осуществимой на уровне только 2,4 м³/мин.

В качестве расклинивающего агента использовался привозной кварцевый песок.

Применение при проведении ГРП отечественной технологии не дало удовлетворительных результатов, поэтому в настоящее время на месторождениях района ГРП проводится СП "Вах Фракмастер Сервисиз" по зарубежной технологии и с применением более совершенной техники.

По зарубежной технологии для закачки используется специальное насосное оборудование: эжекторные плунжерные горизонтальные насосы трехцилиндровые со сменной гидравлической частью (от 3" до 71/2,"), развивающие давление до 100 МПа и расход 2,5 м³/мин.

Установлены теоретические (подтвержденные экспериментально) зависимости геометрических размеров трещины: длина х высота (площадь распространения разрыва), ширина от вязкости, количества закачиваемой жидкости, давления и темпов закачки. Их довольно сложная взаимосвязь отражена и решается на уровне компьютерного моделирования как до проведения работ на скважине, так и в процессе.

Насосами обеспечивается высокая скорость прокачки жидкости 5,5 м3/мин и при относительно небольшой плотности пропанта (1,6 т/м³) в процессе операции выдерживается достаточно высокая (до 1000 кг/м³) концентрация переносимого закрепляющего материала.

Через определенное расчетное время, по мере перехода (под действием деструктора) из гелеобразного состояния в более подвижное жидкое, закачанный флюид постепенно удаляется из трещины.

Из вышеизложенного следует, что применяемые СП "Вах фракмастер Сервисиз" и специализированные только для ГРП спецобработанные жидкости, закрепляющий материал, а также техника и технология по многим показателям выгодно отличаются от отечественной. Это в совокупности обеспечивает больший как начальный, так и накопленный прирост добычи нефти. В качестве преимущественных усматриваются следующие основные факторы:

- отсутствие в жидкости ГРП водной фазы;

- высокие фильтрационные свойства закрепляющего материала, обеспечиваемое сферичностью зерен и однородностью фракции;

- технологическая и техническая возможность проводить ГРП с установленной длиной и шириной трещин. Теоретически установлено, что при низких темпах закачки жидкости ГРП (около 2,5 м³/мин) образуются длинные (до 300 м) трещины. Для формирования относительно коротких и широких трещин необходимы вдвое большие темпы закачки жидкости. Наличие длинных трещин, как известно, может способствовать нежелательным преждевременным прорывам закачиваемых вод.

Помимо изложенного, немаловажным является и существенное различие в очередности операций при пуске скважины в работу. Так, непосредственно после ГРП по зарубежной технологии проводится отработка скважины на излив через различные штуцера в возрастающей последовательности их диаметров: 2, 4, 8 мм; тем самым обеспечивается плавное увеличение депрессии в призабойной зоне, сопровождающееся выносом жидкости гидроразрыва, укреплением горным давлением пропанта в трещине и подключением в работу объекта разработки. Как следует из вышеизложенного, во всем процессе работ ГРП в среду коллектора призабойной зоны извне водная фаза не привносится, что благоприятствуют движению и извлечению нефтяной фазы.

Другим методом проводится ГРП по отечественной технологии. Сразу после проведения ГРП осуществляется глушение скважины соленым растворов с последующим срывом пакера и подъемом НКТ. Затем спускается насосное оборудование и начинается эксплуатация скважины. Таким образом, по отечественной технологии весь процесс от начала ГРП до последующего пуска скважины в работу практически постоянно сопровождается присутствием в призабойной зоне и трещине водной фазы.

Общеизвестно негативное влияние на продуктивность процесса глушения скважин, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости на зону пласта. На рассматриваемом месторождении для глушения скважин применяется солевой раствор и, в зависимости от величины пластового давления в районе скважины, плотность обычно колеблется около 1,18 т/м³ (минерализация - 300 г/л).

В промысловой практике раствор должным образом не фильтруется, поэтому в скважину закачивается много инородных веществ песчано-глинистого состава. Содержание их настолько велико, что нередко является причиной выхода из строя насосного оборудования. Отсюда несложно представить степень кольматации проницаемых прослоев в интервале перфорации, трещине гидроразрыва и неизбежного снижения за счет этого продуктивности скважин.

ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;

- сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча).

При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти.

Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

Что касается расчетных методов оценки, то, исходя из конкретной ситуации, необходимо отметить следующее. Скважины с ГРП рассредоточены практически по всей территории крупного месторождения. Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с огромным объемом работ и задействованием мощной вычислительной техники. К тому же, к настоящему времени по скважинам имеется очень скудная геолого-физическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки. При этом представляется, что результаты наиболее приемлемы или страдают наименьшей погрешностью для относительных оценок взаимовлияния скважин, т.е. их интерференции.