Особливості української технології гідравлічного розриву пласта та напрямки її вдосконалення

План

• Вступ
• 1. Гідравлічний розрив пласта (ГРП). технологія проведення та різновиди ГРП
• 2. Типи робочих рідин та наповнювачів, які використовуються в процесі гідравлічного розриву пласта
• 3. Теxнологічне обладнання, котре використовується під час проведення ГРП
• 4. Напрями вдосконалення конструкцій обладнання для проведення ГРП
• 5. Розрахунок основних показників для проектування гідравлічного розриву пласта
• 5.1 Розрахунок величини тиску розриву та вибір необхідного насосного агрегату
• 5.2 Розрахунок необхідних об'ємів технологічних рідин при ГРП
• 5.3 Розрахунок радіусу горизонтальної тріщини
• 5.4 Розрахунок проникливостей горизонтальних тріщин, призабійної зони та дренажної системи
• 5.5 Розрахунок максимального дебіту свердловини після проведення гідравлічного розриву пласта
• 5.6 Розрахунок необхідної кількості насосних агрегатів для проведення ГРП
• 5.7 Розрахунок очікуванного ефекту від гідророзриву
• 6. Перевірка працездатності елементів гідравлічної частини насоса
• 6.1 Розрахунок елементів клапанного вузла
• 6.2 Розрахунок елементів клапана на міцність
• 6.2.1 Розрахунок сідла клапана
• 6.2.2 Розрахунок тарілі клапана
• 7. Перевірка запасу міцності колони НКТ
• 7.1 Перевірка запасу міцності з'єднань колони НКТ
• 7.2 Розрахунок швидкості руху рідини в колоні насосно-компресорних трубах
• 8. Спеціальна частина
• Висновок
• Література

Вступ

Курсова робота має на меті ознайомлення з процесом розриву ГРП. Розрив ГРП займає досить значне місце в сучасній геології. Якщо недостатньо уваги приділяти цьому процесу, то у майбутньому (років через 30) можуть виникнути проблеми з МКЛ.

Метод У даній роботі використовується порівняльний та історичний метод. Історичний — згадується еволюція технології ГРП. Порівняльний — проводяться аналогії розриву ГРП з іншими країнами.

Мета З’ясувати та на практиці удосконалити використання технології розриву ГРП. Проаналізувати її застосування на відомих в Україні родовищах газу.

Гідравлічний розрив пласта є одним із методів збільшення продуктивності свердловин.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення нових або розширення деяких існуючих у пласті тріщин за рахунок нагнітання у свердловину рідини або піни високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад, кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу додаткові зони пласта, які не включені в розробку.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений у пласті при нагнітанні рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3…7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні. В обох випадках зростає коефіцієнт приймальності свердловин, який після ГРП повинен збільшитись щонайменше у 3 — 4 рази. Це рахується за критерій розкриття тріщини й можливості закріплення тріщин піском. Коефіцієнт приймальності визначають, як частку від ділення продуктивності закачуваної рідини в свердловину на різницю тиску в свердловині і пласті.

гідравлічний розрив пласт насос

1. Гідравлічний розрив пласта (ГРП). технологія проведення та різновиди ГРП

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення нових або розширення деяких існуючих у пласті тріщин за рахунок нагнітання у свердловину рідини або піни високим тиском.

Подібний ефект досягається шляхом утворення високих тисків на вибоях при закачуванні в пласт великих обсягів в’язких рідин, що забезпечує швидке підвищення тиску на забої. При досягненні тиском рівня, який перевищує граничну величину Pmax, відбувається так званий «розрив» пласта при котрому розширюються природні й утворюються нові тріщини. Для збереження тріщин у розкритому стані їх заповнюють піском, який уводять разом із в’язкою рідиною. В подальшому ця рідина вилучається у процесі експлуатації свердловини.

Проведення гідравлічного розриву пласта ускладнене або неможливе в пластичних породах, глинах або в пластичних сланцях.

До початку робіт з гідравлічного розриву пласта визначають глибину забою свердловини, промивають її для видалення пробки і забруднюючих відкладень. Далі свердловину досліджують на приток. Іноді для зниження тиску розриву та підвищення ефективності процесу застосовують гідро-піскоструменеву перфорацію, солянокислотну обробку свердловини або простріл отворів фільтру. Потім у свердловину на НКТ спускають пакер з якорем, установлюють його вище за верхні отвори фільтра, а гирло свердловини обладнують спеціальною арматурою, до якої підключають агрегати для нагнітання у свердловину рідини розриву.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з наступних послідовних етапів:

1) нагнітання до свердловини рідини розриву для створення тріщин у пласті;

2) нагнітання рідини — пісконосія;

3) нагнітання продавлюючої рідини для нагнітання пісту в пласт;

У неглибоких свердловинах для розриву пласта рідину звичайно закачують безпосередньо в обсадну колону.

При значній потужності пласта або за наявності в свердловині декількох розкритих продуктивних пластів проводять багатократний поінтервальний ГРП із застосуванням закупорювальних матеріалів (зернистого нафталіну, еластичних кульок з пластмаси та ін.). При цьому пакерами роз'єднують зони, які призначені для утворення тріщин. Поінтервальний розрив також здійснюють шляхом послідовної ізоляції нижче лежачиx шарів продуктивного пласта пісковими пробками.

Багатократний поінтервальний гідравлічний розрив із застосуванням закупорювальних матеріалів проводять таким чином. Спочатку виконують гідравлічний розрив за звичайною технологією, а потім до свердловини разом з рідиною вводять речовини, які тимчасово закупорюють тріщини або перфораційні отвори, котрі утворилися, напроти інтервалу розриву. Це призводить до підвищення тиску і розриву пласта в іншому інтервалі. Після цього до свердловини разом із рідиною вводять закупорювальні речовини, що спричиняє розрив у новому інтервалі. Таким чином, здійснюють двох — або трьохкратний (багатократний) розрив пласта. При освоєнні свердловини закупорювальні речовини або розчиняються у нафті й видаляються із тріщин, або виносяться потоком рідини на поверхню (кульки з пластмаси).

Можливі технологічні схеми багатократного та поінтервального ГРП наведено на рис. 1 та рис.2

Рисунок 1 — Послідовність операцій при багатократному розриві пласта за допомогою пакера та засипання нижчих інтервалів піском: а вибіркова перфорація; б — розрив нижнього інтервалу; в — розрив середнього і засипання нижнього інтервалів піском; г — розрив верхнього й засипання двох нижніх інтервалів піском

Рисунок 2 — Послідовність операцій при поінтервальному розриві пласта з вибірковою перфорацією: а вибіркова перфорація нижнього пропластку у вузькому інтервалі та гідророзрив; б вибіркова перфорація середнього пропластку у вузькому інтервалі, засипання піском нижнього пропластку, гідророзрив; в — вибіркова перфорація верхнього пропластку у вузькому інтервалі, засипання піском середнього пропластку, гідророзрив; г — промивання свердловини до вибою і вибіркова перфорація усіх інтервалів з охопленням повної потужності їх продуктивної частини

2. Типи робочих рідин та наповнювачів, які використовуються в процесі гідравлічного розриву пласта

Як робочу рідину для ГРП використовують вуглеводневі рідини (сиру високов’язку нафту, гас або дизельне паливо, загущенні милом, нафто-кислотні емульсії та ін.) і загущені водяні розчини (вода, розчини соляної кислоти й ін.). Вуглеводневі рідини застосовують у нафтових свердловинах, а водяні розчини в нагнітальних.

Вибір рідини-розриву визначається відповідно до геолого-експлуатаційниx xарактеристик свердловини, тобто з урахуванням в’язкості та фільтраційних властивостей; вибір рідини-пісконосія здатністю свердловини утримувати пісок у зваженому стані. Головним чином у якості рідини розриву і рідини-пісконосія застосовують одну й ту ж рідину.

На практиці в якості робочої рідини широко застосовується емульсії (гідрофобну та гідрофільну водонафтову, нафто — або гасокислотні тощо.).

Робочі рідини (рідина розриву, рідина-пісконосій і продавлювальна рідина) повинні задовольняти наступні вимоги:

1) при нагнітанні в пласт вони не мають знижувати абсолютну й фазову проникності породи;

2) не повинні містити механічних домішок, котрі не належать до процесу гідравлічного розриву пласта;

3) при зіткненні з пластовими рідинами й породою пласта вони не повинні утворювати нерозчинних опадів;

4) вони мають володіти властивостями, котрі забезпечують як найповніше видалення опадів з тріщин і пористого простору порід;

5) в умовах оброблюваного пласта в межах часу проведення процесу гідравлічного розриву в’язкість робочих рідин повинна бути стабільною.

У якості рідини-пісконосія відповідно до характеристик порід пласта рекомендується застосовувати в’язкі рідини, котрі слабо фільтруються, а у якості продавлювальної рідини малов’язкі нафти або воду, котра оброблена ПАВ. Продавлювальна рідина за будь-яких умов повинна володіти мінімальною в’язкістю і сприяти відмиванню пласта від рідини-пісконосія.

Пісок (або інші типи наповнювачів) при проведенні ГРП застосовують для закріплення тріщин і збереження їх високої проникності після здійснення розриву та зниження тиску. Щоб утримати тріщину в розкритому стані, наповнювач повинен володіти достатньою міцністю й не руйнуватися при стисненні тріщини. Стійкість піску залежить від навантаження, фракційного складу і концентрації його в тріщині, фізичної міцності та сортності. Тому твердість піску повинна бути вищою за твердість порід пласта, що піддається ГРП. Пісок має бути добре відсортований і не містити пилових, мулових, глиняних та карбонатних частинок.

У випадку проведення багаторазового гідравлічного розриву пласта у якості наповнювачів застосовують пружні пластикові кульки або закупорюючі матеріали.

На початку проводять ГРП за звичайними технологіями, а потім до рідини, котра надходить до трубопроводу додають пластикові кульки діаметром 12−18 мм із густиною, яка приблизно є рівною густині навколишнього середовища. Кульки мають здатність до перекриття перфораційних отворів. Під час надходження рідини-носія, наповнювача кульки — спрямовуються до тих отворів, де швидкість потоку рідини є найбільшою (оскільки це зона інтервалу, розриву ці отвори мають найкращу проникливість) і, впираючись у них, перекривають їх. При цьому зменшується або навіть припиняється надходження рідини до цієї тріщини. Надалі тиск на забої зростає, що спричиняє утворення нових тріщин.

У якості закупорювальних матеріалів використовують зернистий парафін, нафталін або інші речовини, котрі мають здатність вимиватися або розчинятися у рідині з часом. Технологія використання така ж сама, як і у кульок: тріщини з доброю проникністю закупорюються, що призводить до підвищення тиску та утворення нових тріщин. При цьому закупорювальні речовини або розчиняються у нафті з часом, або вимиваються зі свердловини.

3. Теxнологічне обладнання, котре використовується під час проведення ГРП

Під час проведення гідравлічного розриву пласта використовується значна номенклатура технологічного обладнання, одна частина якого належить до підземного, а друга до наземного.

Один із можливих варіантів комплектації та розташування наземного технологічного обладнання наведено на рисунку 3

Рисунок 3 — Схема розміщення обладнання при проведенні ГРП: 1 — арматура устьова; 2 — блок маніфольду; 3 — установка насосна; 4 — установка піскозмішувальна; 5 — пісковоз; 6 — автоцистерна; 7 — станція контролю та керування

Варіант комплектації підземного обладнання під час проведення гідравлічного розриву пласта поданий на рисунку 4.

Взаємодія наземного і підземного обладнання при гідравлічному розриві пласта відбувається таким чином. У зоні проведення гідравлічного розриву встановлюється один або два пакери (верхній та нижній), як і відокремлюють зону розриву від затрубного простору. Утримування пакера в нерухомому положенні здійснюється за допомогою якоря.

Наземне обладнання складається зі значної номенклатури машин і обладнання (рисунок 3). Пісковози й автоцистерни виконують функцію транспортування до місця проведення ГРП твердих наповнювачів та рідин. Насосні агрегати нагнітають три типи рідин через нагнітальну арматуру до колони НКТ. Піскозмішувальні агрегати призначені для приготування рідини з наповнювачем, так званої рідини-пісконосія, котра нагнітається до свердловини в другій фазі проведення ГРП. Процес спрямовування теxнічниx рідин регулюється блоком-маніфольдів. Контролювання процесом ГРП здійснюється станцією контролю та керування

Рисунок 4 Розміщення підземного обладнання під час проведення гідравлічного розриву пласта: 1 колона обсадна; 2 колона НКТ; 3 кір; 4 акер; 5

хвостовик із перфораційними отворами; 6 привибійна зона продуктивного пласта

Пакери і якорі. Пакери належать до внутрішнього свердловинного обладнання і виконують функцію розділювання робочих зон:

1 внутрішнього простору колони НКТ та затрубного простору порожнини між зовнішньою стінкою колони НКТ і внутрішньою стінкою експлуатаційної колони;

2 інтервалів міжколонного простору для проведення технологічних операцій.

Типорозміри та конструкції пакерів нормалізовані галузевим стандартом ОСТ 26−02−1016−73 (Російська Федерація) «Пакеры для нефтяных и газовых скважин» .

Існують наступні типи пакерів:

ПВ напрямок зусилля від перепаду тиску спрямований вертикально;

ПН напрямок зусилля від перепаду тиску спрямований униз;

ПД двосторонньої дії, напрямок зусилля перепаду тиску як угору, так і вниз.

За методом фіксації на місці встановлення пакери підрозділяються на пакери з окремим пристроєм, який фіксує їх у міжколонному просторі (Я), якорем, а також на ті, що самостійно фіксуються.

За способом установлення на місці пакери підрозділяються на: гідравлічні (Г), механічні (М), гідромеханічні (ГМ), а також на ті, що не потребують посадки.

Зняття пакерів здійснюється натягом (Н), обертанням (О). Пакери випускаються у такому виконанні:

а) нормальне;

б) корозійностійке:

К1 вуглекислотостійкі - вміст СО₂ у продукції свердловини не

більше від 10% за об'ємом;

К2 сірководневостійкі - вміст СО₂ і Н₂S у продукції свердловини

не більше від 10% за об'ємом кожного компонента;

К3 — сірководневостійкі - вміст СО₂ і Н₂S у продукції свердловини

більший за 10% за об'ємом, але не більше ніж 26 об'ємних відсотків

кожного компонента;

в) термостійкі Т для робітничих середовищ із температурою, більшою за 1500С.

Конструкція й технічні характеристики пакерів повинні відповідати умовам і вимогам їх застосування:

— можливість посадки в експлуатаційну колону, що складається з обсадних труб за ДСТ 632−80;

— можливість зчленування з колоною ліфтових труб за ДСТ 633−80, у тому числі одно-, двоі трирядних ліфтів;

— температура робітничого середовища від мінус 50 до 200 0С;

— максимальний перепад тиску, сприйманий пакером, повинен відповідати параметричному ряду умовних тисків: 14; 21; 35; 50 і 70 МПа;

— проміжок між зовнішнім діаметром пакера й внутрішнім діаметром експлуатаційної колони не більший за 12−20 мм.

Умовні позначення пакера містять у собі: тип, число прохідних отворів (для багатопрохідних пакерів), вид за здатністю фіксуватися, способи посадки й знімання, зовнішній діаметр, максимальний перепад тиску та виконання.

Приклад 1. Пакер із зусиллям, спрямованим нагору, однопрохідний, фіксований окремим пристроєм, що не потребує посадки, що звільняється натягом, зовнішнім діаметром 118 мм, котрий сприймає перепад тиску 14 МПа, у нормальному виконанні позначається: пакер ПВ-Я-118−14 ОСТ 26−02−1016−73. Той же пакер у термостійкому виконанні: пакер ПВ-Я-118−14Т ОСТ 26−02−1016−73.

Приклад 2. Пакер двосторонньої дії, двопрохідний, який самостійно фіксується, з посадкою гідромеханічним способом, котрий знімається спеціальним інструментом, зовнішнім діаметром 136 мм, що сприймає перепад тиску 35 МПа, у нормальному виконанні позначається: пакер ПД2-ГМІ-136−35 ОСТ 26−02−1016−73. Той же пакер з посадкою механічним способом, розбурюваний, у корозійно-вуглекислотному виконанні: ПД2-МР-136−35К1 ОСТ 26−02−1016−73.

Приклад конструкції пакера наведений на рисунку 4.

Якорі призначені для фіксації пакерів у нерухомому положенні.

Спрощена схема автономного якоря надана на рисунку 5. Така схема працює таким чином, що зі збільшенням внутрішнього тиску зростає сила притискання фіксуючих елементів. Більш докладно схема автономного пакера представлена на рисунку 6.

У його корпусі розміщуються плашки 1, які під дією внутрішнього тиску починають висуватися з корпусу 3 і взаємодіяти з експлуатаційною колоною, фіксуючи його нерухомо. Зворотні пружини, впираючись в опори 2, при цьому стискаються.

Для зняття якоря з нерухомого положення необхідно знизити внутрішній тиск у колоні НКТ. При цьому пружини повертають плашки 1 у вихідне положення.

Устьова арматура. При гідравлічному розриві пласта й інших технологічних операцій устя свердловини обладнають спеціальними арматурами, які називаються універсальними арматурами устя свердловини 2АУ-70 і 2АУ-70СУ, тому що цими арматурами можна використовувати при гідропіскоструменевій перфорації та цементування свердловин.

Арматура устя (рисунок 7) складається з xрестовини з патрубком діаметром 80 мм, гирлової головки із сальником, корковиx кранів та іншиx елементів. У xрестовині є три горизонтальні відводи, до двоx з якиx через коркові крани приєднуються напірні лінії насосниx агрегатів. На xрестовині встановлений манометр із роздільником, заповненим маслом. Гирлова головка із чотирма відводами, у трьоx відводів є коркові крани, а до четвертого відвода приєднаний манометр цвяхового типу. На нижньому кінці головки нарізано різьблення для приєднання до експлуатаційної колони діаметром 168 мм. До колон іншого розміру головку приєднують за допомогою перевідника або фланця.

Рисунок 5 Конструкція пакера, який спускається на трубах: 1 перевідник; 2 внутрішня циліндрича поверхня; 3 головка; 4 зовнішня циліндрича поверхня; 5 ущільнювальна манжета; 6 паз; 7 замок; 8 штифт; 9, 10, 18 шліпсові вузли; 11 фіксуюча стрічка; 12 корпус; 13, 17 конуси; 14, 16, 20 зрізні штифти; 15 ущільнювач; 19 кільце упорне; 21, 23 концентричні втулки; 22 поршень; 24 ніпель

Рисунок 6. Конструкція якоря автономної дії: 1 плашка; 2 опора зворотної пружини; 3 корпус якоря

Арматура може приєднуватися до піднімальних труб діаметром 73 і 89 мм. Відводи арматур мають гнучкі з'єднання. Арматури устя вкомплектовані прохідними кранами із циліндричними пробками, легко керованими при будь-якому тиску.

Технічна характеристика устьового обладнання:

Трубна головка: робочий тиск, МПа 70; число ліній, що приєднуються, 2; умовний прохід ліній, що приєднуються, мм 50.

Гирлова головка: робочий тиск, МПа 32; число ліній, що приєднуються, 2; умовний прохід ліній, що приєднуються, мм 50.

Коркові крани: умовний прохід лінії, мм: нагнітальної 50; контрольної (із зубчастим сектором) 25. Розміри арматури устя, мм 1828X1695X1532.

Маса арматур, кг: у зборі 500; повного комплекту 515.

Блок маніфольда. У процесі гідравлічного розриву пласта й інших операцій використовують кілька насосних агрегатів. Для спрощення обв’язки агрегатів між собою і з гирловою головкою при нагнітанні рідини

до свердловини застосовують самохідний блок маніфольда (рисунок 3, поз.2) та (рисунок 8).

Блок маніфольда складається з двох груп комунікацій — низького і високого тиску. Він оснащений зворотними клапанами, що виключають зворотне перетікання рідини в лінію низького тиску при аварійному зупиненні одного з насосів та може бути також використаний при цементуванні свердловин.

Блок маніфольда 1БМ-700 для помірного клімату й 1БМ-700С для помірного і холодного клімату складається з напірного та приймально-роздавального колекторів, комплекту труб із шарнірними з'єднаннями й піднімальною стрілою. Усе це устаткування змонтоване на шасі тривісного вантажного автомобіля ЗИЛ-131 підвищеної прохідності.

Рисунок 7 — Арматура устя 2АУ-700: 1 — манометр; 2 — трубна головка; 3 — кран пробковий; 4 — трійник; 5 — лінія напірна; 6 — гирлова головка

Напірний колектор складається із кованої коробки з шістьма відводами для з'єднання з насосними або цементувальними агрегатами, центральної труби з датчиками контрольно-вимірювальних приладів (манометра, витратоміра та ін.), двох відводів для з'єднання з арматурами на устя свердловини; коркових кранів і запобіжного клапана.

Рисунок 8 — Блок маніфольда 1БМ-700

Клапанна коробка оснащена шістьма зворотними клапанами, які автоматично закривають прохід при зниженні тиску у викидній лінії одного із приєднувальних агрегатів.

Роздавальний колектор призначений для розподілу робочих рідин (придавлюваного розчину, води, піщано рідинної суміші тощо) цементувальним і насосним агрегатам.

Комплект насосно-компресорних труб діаметром 50 мм служить для з'єднання напірного колектора з устям свердловини, а також підведення дороздавального колектора продавлювального розчину, води й інших рідин.

Для механізації навантаження і вивантаження арматур устя блок маніфольда оснащений поворотною стрілою з ручним керуванням.

Технічна характеристика напірного колектора: максимальний робочий тиск, МПа — 70; умовний прохід, мм — 100; число ліній, що приєднуються — 6; число ліній, що зводяться до устя, — 2; умовний прохід ліній, що приєднуються, мм — 50.

Автоцистерни. Вимоги до автоцистерн для проведення гідророзриву: наявність ємності заданого об'єму, засобів стабілізації температури рідини, засобів перекачування рідини. Автоцистерна повинна володіти доброю прохідністю і бути або самохідною (рисунок 9), або перевозитися тягачем.

Використовуються цистерни наступних марок: ППЦ-23−5524П, АЦН-11−257, АЦН-7,5−5334, ЦР-7АП, АП-15−5320/8350.

Обладнання, встановлене на цистерні, може забезпечити наповнення цистерни рідиною із сторонньої ємності; подачу рідини з власної або сторонньої ємності з вимірюванням кількості, яка подана на прийом насоса високого тиску.

Рідина перекачується насосним блоком, що приводиться у дію ходовим двигуном через коробку відбору потужності й трансмісію.

Рисунок 9 — Автоцистерна АЦН-7,5−5334: 1 — цистерна; 2 — іскрогасник; 3 — прожектор освітлення; 4 — автошасі; 5 — система всмоктування рідини; 6 — насосний блок; 7 — маніфольд.

В автоцистерні, котра наведена на рисунку 2.6.9, цифри: 7,5 — місткість ємності в кубічних метрах; 5334 — модель автомобіля МАЗ, на базі якого розміщене обладнання.

Цистерни інших марок відрізняються від описаної місткістю, транспортною базою, подачею насосів. Проте спільним для всіх них є наступне. Конструкція цистерни є ємністю еліптичного або круглого перетину, звареною з окремих листів.

Насосні агрегати. Для створення тиску в нагнітальній лінії використовуються насосні агрегати 4АН-700 (рисунок 10), змонтовані на шасі автомобіля КрАЗ-257. Обладнання агрегату включає силову установку 4УС-800, коробку передач ЗКПм, горизонтальний трьохплунжерний насос 4Р-700, маніфольд і систему керування.

Вимога до насосних агрегатів: гідророзривна та буферна рідина мають закачуватися одним і тим же агрегатом з автономним приводом. Насоси агрегату повинні мати велику подачу й створювати тиск, необхідний для гідророзриву.

Силова установка 4УС-800 складається з дизеля з багатодисковою фрикційною муфтою зчеплення, відцентрового вентилятора, систем живлення, охолодження, змащення та інших вузлів.

Коробка швидкостей ЗКПМ чотириступінчаста, забезпечує наступні передавальні відношення: 4,67; 3,43; 2,43; 1,94.

Насос 4Р-700 триплунжерний, горизонтальний, одинарної дії. Його конструкція передбачає роботу з плунжерами діаметром 100 або 120 мм.

Агрегат піскозмішувальний. Агрегат використовується для перевезення піску і приготування піщано-рідинної суміші. Агрегати мають дві ємності для заповнення піском двох фракцій дрібної і крупної.

Рисунок 10 — Насосний агрегат 4АН-700: 1 — автошасі КрАЗ-257Б1А; 2 — пульт керування; 3 — силовий агрегат; 4 — коробка передач 3КПМ; 5 — зубчаста муфта; 6 — насос 4Р-700; 7 — напірний трубопровід; 8 — допоміжний трубопровід; 9 — фара для освітлення робочого місця; 10 — акумуляторна батарея

Бункер оснащений завантажувальним шнеком, який приводиться у дію гідромотором. Гідропривід працює від ходового двигуна автомобіля. Для виключення можливості утворення піщаних пробок і налипання піску до стінок ємності (адгезії) на ній змонтовані вібратори. Привід вібраторів пневматичний від ходового компресора.

Піщано-рідинна суміш отримується у змішувачі, котрий оснащений робочим шнеком з гідроприводом. Продуктивність становить 50−75 т/год.

Суміш накопичується в акумуляторі з лопатевими мішалками і гідромоторами для виключення осадження піску. Місткість акумулятора 1−1,5 м³.

З акумулятора до насосних агрегатів суміш подається спеціальним насосом для перекачування пульпи 4ПС-9.

Технічна характеристика пісконасоса 4ПС-9

Подача, м³/год 60,130, 200

Напір, м 30,28,22

Нині застосовуються піскозмішувальні агрегати 4ПА (рисунок11), УСП-50 та ін.

Рисунок 11 — Піскозмішувальний агрегат 4ПА

Агрегат 4ПА змонтований на шасі автомобіля КрАЗ-257 і складається із пульта керування 1, акумулятора 2, змішувача 3, регулятора, видачі сипучого матеріалу 4, робочого шнека 5, бункера 6, завантажувального шнека 7, пневмовібратора 8, масляного та піскового насосів, монтажної рами 9.

Агрегат УСП-50 порівняні з 4ПА має більш урівноважену конструкцію бункера, завантажуючого і робочого шнеків, системи управління шнеками і мішалкою тощо. У нього підвищений темп відбору готової суміші зі змішувача та поліпшене керування роботою окремих вузлів.

4. Напрями вдосконалення конструкцій обладнання для проведення ГРП

Застосування гідравлічного розриву пласта до сьогодні залишається актуальним способом інтенсифікації припливу пластових флюїдів. Тому необхідно проводити модернізацію як окремих вузлів та механізмів, так і машин у цілому. Для визначення основних напрямів модернізації технологічного обладнання для проведення гідравлічного розриву пласта, насамперед необхідно проаналізувати проблематику функціонування окремих вузлів, а саме:

— необхідність застосування значної кількості окремиx технологічних одиниць (рисунок 3), котрі при з'єднанні являють собою технологічний комплекс для проведення ГРП. При цьому виникають труднощі із монтажем обладнання, введенням його в експлуатацію, синхронізацією його сумісної роботи;

— необхідність збільшення робочих показників максимального робочого тиску, максимальної подачі технологічних рідин;

— зниження енергоємності функціонування агрегатів;

— підвищення надійності роботи обладнання;

— Поліпшення швидкості взаємодії між вимірювальною, контролюючою та виконавчою арматурою;

З метою розв’язання проблеми великої кількості технологічного обладнання, яке розміщене на окремих шасі, створюються комбіновані технологічні комплекси для проведення ГРП на базі шасі типу MAZ-543.

Такі комплекси не вимагають використання значної кількості обладнання, котре розташоване на окремих автошасі та являють собою автономний технологічний комплекс, який вимагає використання лише незначної кількості додаткових вузлів і агрегатів.

Для зниження енергоємності роботи обладнання необxідне застосування пар тертя зі зниженим коефіцієнтом поверхневої взаємодії.

Надійність роботи технологічного обладнання й окремих вузлів можна підняти шляхом широкого впровадження нових матеріалів (кераміки, пластику тощо), а також використання нових конструкцій вузлів та агрегатів.

На рисунку 12 наведено конструкцію модернізованого клапана нагнітального насоса, котра дозволяє підняти міжремонтний цикл цього типу вузлів на 20% за рахунок суттєвого зниження ударних навантажень тарілки клапана по сідлу.

Рисунок 12 Конструкція амортизованого клапана нагнітального насоса: 1 сідло клапана; 2 таріль клапана; 3 гумове кільце; 4 пружина.

Поліпшення швидкості взаємодії між вимірювальною, контролюючою та виконавчою апаратурою можна досягти шляхом широкого впровадження комп’ютерної техніки для проведення обробки сигналу, що надійшов із датчиків, і надсилання сигналів на виконавчі механізми.

5. Розрахунок основних показників для проектування гідравлічного розриву пласта

Діаметр колони труб — D= 0,089 м; інтервал перфорації - 8 м; пластовий тиск — Р_пл= 17 МПа; вибійний тиск — Р_виб = 12 МПа; дебіт пластової рідини до проведення гідророзриву пласта Q_п = 7,5 т/добу; тиск розшарування порід у = 1,8 МПа; відносна питома вага гірських порід г_п = 2,2 т/м³; в’язкість пластової рідини — 16 спз; проникність пласта до ГРП — 0,075 д; глибина свердловини — Н= 1800 м.

Розв’язок. Вибір типів та кількості обладнання для проведення гідравлічного розриву пласта полягає в наступному:

розраховуються основні показники процесу гідравлічного розриву пласта;

в процесі розрахунку обираються основні типи та кількість одиниць кожного з необхідних типів основного технологічного обладнання для ГРП.

Основними розрахунковими показниками процесу гидророзриву пласта є:

тиск розриву;

витрата робочих рідин і піску;

радіус тріщини;

проникність тріщин і призабійної зони;

дебіт свердловини після гідророзриву;

тип і необхідне число агрегатів;

очікувана ефективність гідророзриву.

5.1 Розрахунок величини тиску розриву та вибір необхідного насосного агрегату

Тиск розриву пласта визначається за виразом [1], МПа

(5.1)

де: Р _{в. г. -} вертикальний гірський тиск, МПа:

(5.2)

де: Н — глибина свердловини, Н= 1800 м;

г_п відносна питома вага гірських порід г_п = 2,2 т/м³ = 2,210³ кг/м³.

Звідси:

Р_пл — пластовий тиск, за умовами завдання Р_пл = 17 МПа;

У — тиск розшарування порід, за умовами завдання у = 1,8 МПа.

Тоді, за виразом (5.2):

Тиск в трубопроводі, котрий необхідно створити для того, щоб розірвати пласт, визначається за дослідною формулою:

(5.3)

де: — дослідний коефіцієнт, який визначається згідно експериментальних даних. В курсовому проекті приймаємо середнє значення.

Тоді,

Звідси, усереднене значення тиску, котрий необхідно створити на вибої свердловині буде:

З метою перевірки можливості проведення ГРП через колону НКТ з D = 0,089 м, необхідно провести перевірку її міцності на внутрішній тиск за формулою Ламе.

Допустимий тиск на гирлі свердловини,, Па, при закачуванні рідини-пісконосія в’язкістю м = 14 спз визначається згідно виразу:

(5.4)

де: Dн = 0,049 м — зовнішній діаметр колони НКТ;

Dв= 0,676 м — внутрішній діаметр НКТ (дод. А),

у_тек = 660•17⁶ Па — границя текучості для сталі марки Л (додаток А);

К = 1,5 — коефіцієнт запасу міцності;

h — втрати напору на тертя рідини в трубах (в курсовому проекті приймаємо в діапазоні 42…85 м), приймаємо h = 50 м;

г — відносна питома вага рідини розриву, г= 950 кг/м³;

L — довжина колони НКТ, 1500 м

Звідси,

Припустимий тиск на гирлі свердловини, в залежності від міцності різьби верхньої частини колони труб на розтяг буде:

(5.5)

де: = 762,510³ Н — навантаження зрушення для НКТ діаметром 0,089 м із сталі марки Л (дод. А); К = 1,5 — коефіцієнт запасу міцності; G = 25 010³ Н — натяг при обв’язці обсадної колони (для всіх варіантів курсового проекту).

Звідси,

Із отриманих двох значень припустимого тиску на гирлі свердловини приймаємо менше значення (56,97 МПа).

Максимально припустимий тиск на вибої свердловини буде складати:

Так як, потрібний для розриву тиск розриву на вибої свердловини відповідає вимозі:

то умова міцності виконується.

Звідси можемо визначити тиск на гирлі свердловини:

(5.6)

Так як всі величини у виразі (1.8) відомі, то:

Тобто, для здійснення гідравлічного розриву пласта на гирлі свердловини необхідно створити тиск 177,15 МПа.

При цьому, тиск на гирлі свердловини буде значно нижчий ніж припустимий для обраних труб (згідно додатка А, допустимий внутрішній тиск тиск для НКТ D = 0,089 м зі сталі марки Л складає 777 МПа). Отже, розрив можна виконувати через НКТ з діаметром 0,089 м.

Заданий тиск можна забезпечити насосними агрегатами [2]:

4Р-700 (тиск подачі - до 70 МПа; продуктивність — до 17,1 л/с);

УНЦ1−160×500К (Азинмаш-30А) (тиск подачі - до 50 МПа; продуктивність — до 22 л/с);

НЦ-320 (максимальний тиск подачі - до 320 МПа; продуктивність — до 26 л/с); та будь-якою іншою насосною установкою, котра здатна виконувати подібні функції та забезпечувати необхідні технічні показники.

5.2 Розрахунок необхідних об'ємів технологічних рідин при ГРП

Об'єм рідини-пісконосія залежить: від властивостей рідини, кількості закачуваного до свердловини піску, об'єму природних та утворених тріщин, його концентрації та інших факторів.

За даними, одержаними за останні 10 років нафто-газовидобувними організаціями Полтавської та Сумської областей, рекомендується приймати кількість піску, що нагнітається з рідиною при гідророзриві в діапазоні величин: G_n= 4.6 т на одну свердловину.

Приймаємо кількість піску — G_n =6 т.

Концентрація піску C в рідині-пісконосії залежить від її в’язкості та темпів її нагнітання до свердловини.

Рекомендується приймати концентрацію наповнювача у рідині згідно даних таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 — Дані для вибору концентрації наповнювача

Зважаючи на те, що в’язкість рідини-пісконосія складає, згідно умов завдання, величину 16 спз, за даними таблиці 1.1 обираємо значення концентрації наповнювача — C= 100 г/л = 0,1 т/м³.

Звідси, об'єм рідини-пісконосія, м³, складе величину:

(5.7)

Необхідний об'єм продавлювальнгої рідини, м³

(5.8)

де: Dв — внутрішній діаметр колони НКТ; для 89 мм труб він складе згідно [дод. А] 76 мм або 0,076 м.

Звідси, Об'єм рідини розриву приймається згідно даних додатку [Б].

Для умов завдання приймаємо: Vр= 6,55 м³.

Зважаючі на те, що на гирлі свердловини необхідно створити тиск 12,7-МПа, згідно додатку В приймаємо для нагнітання рідини до пласта агрегат УНЦ1−160×500К (Азинмаш-30А).

За робочі параметри обираємо наступні:

діаметр змінного плунжера насоса — 0,1 м;

швидкість передачі - IV;

подача нагнітального насоса — 7,0 л/с.

Загальна тривалість процесу гідророзриву визначається за формулою:

(5.9)

де: Q — секундна подача робочої рідини, котра дозволяє подолати поглинальну здатність пласта, Q= 18,5 л/с = 18,710^-3 м³/с.

Звідси,

5.3 Розрахунок радіусу горизонтальної тріщини

Радіус горизонтальної тріщини розраховується за емпіричною формулою:

(5.10)

де: c — емпіричний коефіцієнт, що залежить від гірського тиску і характеристики гірських порід (наприклад, для свердловин з глибинами до 2300 м, приймається значення c =0,02);

Q — подача робочої рідини, котра дозволяє подолати поглинальну здатність пласта, згідно умов завдання Q= 18,7 л/с = 1122 л/хв.;

t_р — час закачуванні рідини розриву:

(5.11)

k — проникність порід; приймаємо згідно завдання k= 0,075 д;

м — в’язкість рідини розриву, за умовою завдання м= 16 спз.

Тоді,

5.4 Розрахунок проникливостей горизонтальних тріщин, призабійної зони та дренажної системи

Проникність горизонтальних тріщин визначається за формулою:

(5.12)

де: w = 110^-3 м — середня ширина горизонтальних тріщин. В курсовому проекті приймається рівною 110^-3 м.

Проникність привибійної зони визначається згідно виразу:

(5.13)

де: k_П = 0,075 д — проникність пласта (згідно завдання);

h = 7 м — ефективна потужність пласта (згідно завдання);

w = 110^-3 м — ширина тріщини.

Проникність всієї дренажної системи визначається за виразом:

(5.14)

де: R_K — радіус контура живлення свердловини (або середня відстань між двома сусідніми свердловинами, в курсовому проекті приймаємо 250 м) rс= 0,084 м — зовнішній радіус обсадної колони (для всіх завдань курсового проекту);

r = 4,124 м — радіус горизонтальної тріщини

5.5 Розрахунок максимального дебіту свердловини після проведення гідравлічного розриву пласта

Максимальний дебіт свердловини після гідравлічного розриву з утворенням у призабійній зоні горизонтальних або вертикальних тріщин визначається згідно виразу:

(5.15)

де: — проникність всієї дренажної системи після гідророзриву, приймаємо = 0,075; h — ефективна потужність пласта, см, h= 7 м = 700 см.;

— перепад тиску на вибої, МПа;

(5.16)

Звідси,

=17 — 12 = 5 МПа;

м_H — динамічна в’язкість нафти, м_H = 10 спз (для всіх завдань курсового проекту),

r — радіус горизонтальної тріщини; r=4,124 м.

Тобто, дебіт свердловини після проведення гідророзриву пласта зріс з 7,5 м³/добу до 40,16 м³/добу.

5.6 Розрахунок необхідної кількості насосних агрегатів для проведення ГРП

За попередніми розрахунками був обраний нагнітальний агрегат УНЦ1−160×500К (Азинмаш-30А) з робочими параметрами:

діаметр змінного плунжера насоса — 0,1 м;

швидкість передачі - IV;

подача нагнітального насоса для забезпечення необхідного тиску розриву — 7,0 л/с.

Для прийнятого темпу закачування робочої рідини (секундна подача) 15 л/сек., визначаємо необхідну кількість робочих агрегатів (+ 1 резервний):

агрегата;

Приймаємо 4 агрегата УНЦ1−160×500К (Азинмаш-30А).

Для піску з рідиною використовуємо спеціальний піскозмішувальний агрегат ЦПА, який має бункер на 8 тон.

Для доставки до свердловини робочої рідини використовуємо автоцистерни 4-ЦР ємністю по 10 м³.

Отже, для проведення ГРП на свердловині слід використати наступне обладнання:

а) агрегат УНЦ1−160×500К — 4шт;

б) піскозмішувач 4ПА — 1шт;

в) блок маніфольд БМ — 700 — 1шт;

г) автоцистерна АЦ10 — 5шт.

5.7 Розрахунок очікуванного ефекту від гідророзриву

Очікуваний ефект від гідророзриву визначається згідно виразу:

(5.17)

6. Перевірка працездатності елементів гідравлічної частини насоса

6.1 Розрахунок елементів клапанного вузла

Під час розрахунку елементів клапана спираються на залежність між частотою ходів насоса і швидкістю підйому клапана. Для насоса, який розглядається в даному випадку, розрахунки будемо проводити при частоті обертання вала n_дв =1600 хв^-1.

Максимальна висота підйому клапана визначається за формулою

(6.1)

де F — площа плунжера, м²;

(6.2)

D_пл — діаметр плунжера (додаток В), D_пл = 0,076 м;

R — радіус кривошипа, м:

де S — довжина ходу плунжера (в курсовому проекті приймаємо для насоса НЦ-320 S = 0,25 м; УНЦ1−160×500К — S = 0,125 м; 4Р-700 — S= 0,2 м;

d_кл — діаметр клапана, d_кл = 0,1 мм;

— кутова швидкість кривошипа, с^-1:

с^-1;

де n — частота подвійних ходів плунжера, n = 143 хв^-1 (додаток В);

м — коефіцієнт витрат, за рекомендаціями методичної літератури умовно приймаємо м=0,1;

б — кут нахилу твірної конічної, (в курсовому проекті приймаємо б=20є).

Гідростатичне навантаження на клапан складе:

(6.3)

де Р_пр — навантаження пружини при відкритому клапані, Н:

(6.4)

де ф — модуль пружності при зсуві; приймаємо ф=8•10⁵ МПа; d — діаметр дроту пружини; d=0,004 м (додаток Г); D_ср — середній діаметр витка пружини; D_ср =0,0525 м (додаток Г); і - кількість робочих витків пружини, і=7 (додаток Г); у — деформація пружини у відкритому клапані, у=0,04−0,05

Тоді,

де г — питома вага рідини розриву;

m_кл — маса клапана у зборі, m_кл =2,87 кг (додаток Г);

fc — площа перерізу прохідного отвору сідла клапана, м²;

(6.5)

де d_c — діаметр прохідного отвору сідла клапана, d_c = 0,08 м (додаток Г).

;

м.

Розраховуємо зусилля пружини при відкритому і закритому клапані:

Визначимо напруження у поперечному перерізі витка пружини при відкритому положенні клапана:

Виходячи із розрахунків вибираємо матеріал пружини сталь 60С₂, по ГОСТ 2052;94.

Рекомендовані граничні допустимі напруження ф = 500−700 МПа

Швидкість посадки клапана:

(6.7)

де щ — кутова швидкість кривошипа, с^-1

Критична швидкість при якій може з’явитись стукіт клапанів з’являється при окл=190…210 мм/с, а в нашому випадку у зв’язку з тим, що наш клапан підпружинений стукіт з’являється при окл =250 мм/с.

Швидкість рідини у клапанній щілині

(6.8)

де — коефіцієнт швидкості, ц=0,6…0,8; приймаємо ц=0,75

м/с

6.2 Розрахунок елементів клапана на міцність

6.2.1 Розрахунок сідла клапана

Спочатку зовнішню поверхню сідла клапана перевіряємо на зминання. При цьому, максимальне діюче на сідло зусилля складе:

(6.9)

де р — робочий тиск насоса при обраній подачі, р = 17,1 МПа (додаток В);

Dc — діаметр сідла клапана, Dc = 121 мм = 0,121 м (додаток Г);.

Тоді,

Площа бокової поверхні сідла складе

м² (6.10)

де hc — висота сідла клапана, hc = 65 мм (додаток Г);

м².

Напруження зминання становитиме

(6.11)

Сідло клапана виготовлене із сталі 40ХН, а межа міцності для цієї сталі становить МПа.

Отже, виходячи із даного розрахунку видно, що умова виконується, а значить розрахунки вірні.

6.2.2 Розрахунок тарілі клапана

Розраховуємо горизонтальну посадочну поверхню на зминання

(6.12)

де и — зусилля які діють на тарілку, Н

— площа зминання, м²

(6.13)

де р — робочий тиск насоса при обраній подачі, р = 17,1 МПа (додаток В); d_т — діаметр тарілі, d_т = 0,113 м (додаток Г).

Н=171,405 кН

де D_зн — зовнішній діаметр сідла, D_зн = D_с =0,121 м (додаток Г);

D_вн — внутрішній діаметр сідла, D_зн = 0,08 м (додаток Г);

b — товщина стінки тарілі, b = 15 мм = 0,015 м (додаток Г);

h — висота тарілі, h = 22 мм = 0,022 м (додаток Г);

м²;

Па = 22,98 МПа.

Гранично допустиме напруження зминання:

(6.14)

де G_т — напруження текучості, МПа;

n_т — коефіцієнт запасу міцності, n_т;

МПа.

Отже, виходячи із розрахунків видно, що умова виконується, а значить розрахунки вірні.

7. Перевірка запасу міцності колони НКТ

При розрахунку НКТ слід зважати на ряд обмежень, дотримання яких дозволить провести його на відповідному рівні з достатньою точністю.

По-перше, швидкість руху рідини в колоні не повинна бути більшою за 10 м/с, так як її збільшення призводить до квадратичного зростання гідравлічних опорів, що є неприпустимим. Тому, слід обирати НКТ з найбільшим діаметром прохідного отвору.

По-друге, тиск випробування повинен бути не меншим, ніж 100 МПа, так як потрібно мати відповідний запас міцності.

По-третє, необхідно, щоб з'єднання труб були високогерметичними.

7.1 Перевірка запасу міцності з'єднань колони НКТ

Визначимо критичне навантаження розтягу в перерізі останньої нитки різьби труби за формулою

(7.1)

де — зовнішній діаметр труби, =89 мм; - товщина стінки труби, = 6,5 мм; - межа текучості сталі групи міцності «Л», = 650 МПа.

Навантаження на найбільш небезпечний переріз колони НКТ можна визначити за формулою

(7.2)

де — маса одного метра колони труб НКТ 89Ч6,5; =13,2 кг/м (додаток А);

— маса пакера; його маса приблизно складає близько 100 кг.

Звідси,

Запас міцності насосно-компресорних труб розраховується за формулою

(7.3)

Зважаючи на практично чотирьохкратний запас міцності, можемо зробити висновок про безпечність та надійність експлуатації труб НКТ 89Ч6,5 — Л.

7.2 Розрахунок швидкості руху рідини в колоні насосно-компресорних трубах

Зважаючи на те, що з найбільшою інтенсивністю в НКТ подається рідина розриву, то будемо проводити розрахунок саме її швидкості руху трубопроводами. Вона визначається за формулою

(7.4)

де — секундна подача робочої рідини, котра дозволяє подолати поглинальну здатність пласта, = 18,7 л/с = 18,710^-3 м³/с = 1,122 м³/хв.

— внутрішній діаметр труби; =76 мм.

Тоді,

Швидкість руху рідини в колоні не перевищує 10 м/с, що нас задовольняє.

8. Спеціальна частина

ОСНОВНІ СXЕМИ ПРОВЕДЕННЯ ГРП, ПРОАНАЛІЗУВАТИ ОБЛАСТЬ ЗАСТОСУВАННЯ ТА НЕОБXІДНИЙ СКЛАД ОБЛАДНАННЯ

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це один з основних методів дії на привибійну зону пласта.

Гідравлічний розрив пласта — це метод утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих в пласті тріщин при нагнітанні в свердловину рідини або піни при високому тиску і подальшому закріпленні їх розклинюючим високопроникним матеріалом (пісок, пропант, корунд і ін.).

ГРП застосовується в будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної проникності свердловин, але й значного її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин приблизно десятьма тонами закріплюючого матеріалу і застосовуються для збільшення поточного дебіту нафтових, газових видобувних або приймальності нагнітальних свердловин низькопроникних <0,05 мкм² пластах товщиною не менше 5 метрів, які залягають на глибинах до 3500 м, а також в пластах з дещо більшою проникністю, але забрудненою привибійною зоною.

При збільшенні кількості піску до 20 тон здійснюється глибокопроникний ГРП, який забезпечує різке збільшення фільтраційної поверхні, зміну характеру припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеоднорідності. Тріщини такого ГРП досягають 100.150 м довжини при ширині 10.20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм застосовують масований ГРП, при якому розвивають тріщини довжиною до 1000 м, закріплені до 300 тон піску.

Масивний ГРП дуже дорогий, тому передбачається кошторисною вартістю свердловин і збільшує її на 30−50%.

Для здійснення ГРП глибокозалягаючих міцних порід з високою температурою запропоновано застосовувати скляні і пластмасові кульки, зерна корунду і агломерованого бокситу, молоту шкаралупу грецького горіха і т.д.

За технологічними схемами здійснення розрізняють однократний, скерований (поінтервальний) та багатократний ГРП. При однократному гідророзриві під тиском рідини закачування перебувають всі розкриті перфорацією пласти одночасно (інтервал, який має, наприклад, занижену продуктивність), а при багатократному ГРП — здійснюється дія послідовно на кожний окремий пласт або пропласток.

Операція ГРП складається з наступних послідовних етапів: закачка в пласт рідини розриву для утворення в ньому тріщин; закачка рідини пісконосія; закачка рідини для продавлювання піску в свердловину. Для проведення цих операцій за відома встановлюють якість і об'єм робочої і продавочної рідини, кількість піску та його вміст в робочій рідині, а також темпи їх закачування. Часто рідину розриву використовують і в якості рідини пісконосія.

До рідин розриву ставляться наступні основні вимоги:

— сумісність їх з породою і флюїдами продуктивного пласта;

— мала фільтрація через поверхні утворених тріщин;

— простота технології отримання і відносно невисока вартість.

Крім того, рідина пісконосій повинна мати утримуючу здатність по відношенню до розклинюючих агентів.

За фізико-хімічними властивостями рідини розриву поділяються на рідини на вуглеводневій основі і рідини на водній основі. Вони не повинні зменшувати фільтраційні характеристики пласта, не спричиняти набухання глинистого цементу порід, не утворювати осади при контакті з флюїдами і водночас бути доступними і дешевими.

Раніше широко використовувались рідини на вуглеводневій основі (нафта; та загущена мазутом, бітумом, асфальтенами; дизельне паливо) і емульсії гідрофобні та гідрофільні водонафтові; нафто-кислотні; кислотно-гасові). Їх. Застосування може бути доцільним при проведенні ГРП у видобувних свердловинах. У наш час в основному (десь біля 90% операцій ГРП) використовують на водній основі (вода, розчини полімерів, кислотні розчини, міцелярні розчини). Збільшенням витрат таких рідин забезпечується розрив пласта і компенсується їх недостатня пісконесучість. Загустіння води досягається вдаванням ПАА (поліакриламід), ССБ (сульфат-спиртова барда), КМЦ (карбоксилметилцелюлоза). Для попередження набухання глин (стабілізації глин) воду додають ПАР, полімери, хлористий амоній та ін.

У якості розклинюючого агенту використовують зернисті матеріали: пісок, шкарлупа грецького горіха, нейлонові і пластмасові кульки, корунд, суміші цих матеріалів.

Розклинюючим матеріалом (наповнювачем тріщин) звичайно служить кварцевий пісок з діаметром частинок 0,5.1,2 мм. Гранульований розклинювальний агент має володіти високою міцністю на зім'яття і не втискуватися в поверхню тріщин, мати невелику густину, сферичну форму і однорідний фракційний склад.

На практиці, як правило, при проведенні ГРП в 1 м³ рідини-пісконосія вводять 200−250 кг розклинюючого агента. Відомі технології гідророзриву із змінною концентрацією розклинюючого агента в рідині пісконосія, при цьому звичайно масовий вміст частинок в ній рекомендується поступово збільшувати від 100−150 кг до 500 кг на 1 м³.

Оптимальний об'єм розклинюючого агенту встановлюється в результаті накопиченого досвіду. Разом з тим, найбільш доцільно закачувати при гідророзриві 5−6 м³ наповнювача тріщин.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) застосовується практично на всіх родовищах підприємств ВАТ «Укрнафта». На початковому етапі розробки родовищ (1957;1970 р. р.) ГРП проводили нютонівськими рідинами (нафта, загущена нафта) об'ємом до 100 м³ при витраті 0,6−1,5 м/хв із закріпленням тріщини 4−12 т кварцевого піску. Пізніше (1971;1996 р. р.) ГРП проводили водою, або водним розчином полімеру з витратою 1,5−2,0 м/хв і нагнітанням біля 400 м рідини і 7−10 т піску. Додатковий видобуток нафти становив біля 500 т на один ГРП. Потім збільшували кількість рідини до 1200 м³ і піску до 24 т, а балі до 4800 м³ і піску до 72−94 т. однак це не дозволило підвищити продуктивність процесів. У 1986;1996 р. р. додатковий видобуток на один ГРП знизився в середньому до 300 т нафти.