Техническая характеристика арматуры устья 2ау-700. Таблица 3.7

Технические данные	Головка арматуры
	трубная	устьевая
Максимальное рабочее давление, кг/см2	700	320
Количество присоединительных линий	2	2
Условный проход, мин.	50	50
Масса головки (без присоединит.узлов), кг	35	60
Диаметр уплотнительных труб и муфт, мм	60, 73, 89
Условный проход крана, мм	50

3.4 Критерий успешности и целесообразности применения гидравлического разрыва пласта.

К вышеназванным критериям условно отнесены такие параметры, как текущие пластовое давление, толщина пласта, его проницаемость и вязкость пластового флюида.

I. Текущее давление. Давление продуктивного пласта определяет запас пластовой энергии, которая влияет на продолжительность работы объекта после ГРП с увеличенным дебитом. В ряде случаев текущее пластовое давление перед гидроразрывом составляло 48.5-96.1% от начального пластового давления. Низкие текущие пластовые давления (48.5 - 67.3% от р_по) пласта не позволяет получать устойчивый эффект от ГРП.

На основе полученных данных рекомендовано подбирать скважины для ГРП, текущее пластовое давление в которых не ниже 75% от начального пластового давления.

II. Толщина пласта. На месторождениях ОАО «Оренбургнефть» гидроразрыв проводился на объектах с эффективной толщиной пласта от 1.8 до 14.4 м. По критериям подбора объектов для ГРП эффективная толщина пласта не должна быть менее 4-5 м. Это положение подтверждается промысловыми данными месторождений Западной Сибири и Оренбургской области. Из 91 скважины, обработанной ГРП, в 10 скважинах эффективная толщина составляла 1.8-3.6 м. В добывающих скважинах положительный результат при толщине продуктивного пласта более 5 м, увеличение дебитов нефти от 3 до 96 т/сут. Следует считать, что наряду с организационными и технологическими причинами на результаты ГРП в условиях месторождений ОАО «Оренбургнефть» существенное влияние оказывает толщина пласта. Поэтому при проектировании и оценке эффективности ГРП необходимо обращать внимание на изучение этого вопроса.

III. Проницаемость пласта и динамическая вязкость нефти. Начальная проницаемость продуктивных пластов, обработанных гидроразрывом, колеблется в широких пределах от 0.001 до 0.865 мкм², динамическая вязкость пластовой нефти от 1.24 до 11.2 мПа·с. По критериям подбора объектов проницаемость пласта не должна превышать 0.03 мкм² для нефтей с вязкостью в пластовых условиях до 5 мПа·с и 0.05 мкм² для нефтей с вязкостью 5-50 мПа·с. При подборе объектов и проектировании ГРП используется средняя проницаемость по пласту. При неоднородности пласта по площади это может привести к большим ошибкам и осложнениям при ГРП с закреплением трещин проппантом. Поэтому рекомендуется использовать коррекционные зависимости между пористостью и проницаемостью. Ошибки в этом случае не будут превышать 15%.

IV. Толщина экранов. Анализ результатов ГРП свидетельствует, что в некоторых скважинах получены отрицательные результаты из-за недоучета толщины нижнего экрана. Так, в скважинах, дававших продукцию с обводненностью 0 - 4%, после проведения ГРП обводненность продукции выросла до 80-100%. Резкое увеличение содержания воды обусловлено тем, что образовавшиеся трещины, очевидно, соединили нефтенасыщенные породы с водонасыщенными, так как толщина нижнего экрана выбранных объектов была значительно ниже критических значений и составляла 0.8-4.8 м. Сравнивая результаты ГРП с темпом закачки жидкости и толщиной экранов, можно рекомендовать проведение ограниченного гидроразрыва пласта с толщиной экранов не менее 5-6 м при темпе закачки 1 – 1.5 м³/мин.

V. Скин-эффект. Гидроразрыв пласта в настоящее время является одним из основных методов снятия скин-эффекта. Для определения величины загрязнения призабойной зоны необходимо проводить исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации методом восстановления забойного давления. Этот метод производит существенное изменение гидродинамической связи скважины через трещину с удаленной зоной пласта.