На основании геолого-промыслового материала по месторождению назначается выборка скважин для анализа. Количество скважин в пределах группы рекомендуется брать не менее 30, что обеспечивает достижение относительной погрешности ± 5%.

В выборке скважин (первая группа) выделяют две подгруппы скважин:

1. первая подгруппа включает скважины в выборке, суммарный отбор нефти, отнесённый к толщине продуктивного пласта, удовлетворяет следующим условиям ;
2. вторая подгруппа скважин включает скважины в выборке, в которых удельный коэффициент продуктивности меньше или равен среднему значению удельного коэффициента продуктивности, т.е . В случае отсутствия информации по значениям коэффициентов продуктивности скважин в выборе оценку производят по удельным дебитам скважин, т.е где , Q – дебит скважины, h – толщина продуктивного пласта.

Из первой и второй подгрупп скважин формируют вторую группу скважин, присутствующие в обоих подгруппах.

Дальнейшая дифференсация скважин во второй группе производится по степени разгрузки продуктивного пласта (контролируется показателем удельного электрического сопротивления глинистой породы, контактирующей с продуктивным пластом, ρик) и фильтрационно-ёмкостными показателями продуктивного пласта (контролируется показателем относительной амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации ).

Принцип выделения подгрупп скважин по принятым показателем представлен в таблице.

Показатель удельного электрического сопротивления глинистой породы, контактирующей с продуктивным пластом, ρик	Показатель относительной амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации
	1 подгруппа	3 подгруппа
	2 подгруппа	4 подгруппа

Подгруппы	Показатели		Рекомендации
		ρик
1			Рекомендуется проектирование работ по ИДН
2			Рекомендуется проектирование работ по ИДН. Следует ожидать увеличение дополнительной добычи на 25-30% меньше, чем в 1 подгруппе.
3			Целесообразна предварительная оценка прогнозных экономических показателей работ по ИДН
4			Постановка работ по ИДН нецелесообразна.

Первой подгруппе скважин соответствует наиболее проницаемая матрица продуктивной породы относительно средних значений (). Этой же подгруппе низкая степень разгрузки глинистого пласта относительно средних значений выборки (), т.е с меньшей глубиной загрязнения прискважинной зоны и успешность воздействия здесь будет выше по сравнению с результатами воздействия на объекты, у которых имеет место высокая степень разгрузки пласта в процессе бурения.

Во 2 подгруппе следует ожидать увеличение дополнительной добычи нефти на 25-35 % меньше, чем в 1 подгруппе.

В 3 подгруппе целесообразна предварительная оценка прогнозных экономических показателей мероприятия по интенсификации добычи углеводородов.

В 4 подгруппе постановка работ по интенсификации добычи углеводородов нецелесообразна.

Технологический регламент работ по щелевой разгрузки пласта

Оборудование

В основе предлагаемого метода повышения производительности скважин лежит использование специального забойного оборудования, позволяющего с помощью гидропескоструйной перфорации вскрыть вертикальными щелями обсадную колонну, цементный камень и продуктивный пласт на глубину 50-100см от осевой линии скважины, в зависимости от физико-механических свойств пород.

Подземное оборудование

В комплект подземного оборудования для проведения щелевой разгрузки входит двигатель гидропескоструйного перфоратора, пружинный блок взвода двигателя и перфоратор.

• Забойный двигатель представляет собой гидравлический цилиндр с двумя рабочими полостями, обеспечивающий перемещение перфоратора на забое за счет перетекания масла из одной камеры в другую. Рабочий ход двигателя направлен сверху вниз и при перепаде давления на насадках перфоратора 15.0-35 МПа обеспечивает скорость перемещения перфоратора вдоль оси скважины 5-6 мм в минуту в зависимости от предварительной регулировки двигателя на забойную температуру и рабочее давление. Забойный двигатель рассчитан на производство двух вертикальных диаметрально направленных щелей длиной 500 мм. Общая длина щелей полученных в течении одной операции ЩРП зависит от времени износа твердосплавных насадок перфоратора и составляет 3-4 метра.
• Возвратный пружинный блок производит обратный ход двигателя, который осуществляется снятием рабочего давления при свободной прямой циркуляции раствора. Время обратного хода двигателя составляет 1-2 минуты.
• Гидропескоструйный перфоратор оснащен двумя диаметрально расположенными твердосплавными насадками. Насадки имеют диаметр проходного отверстия 4-6мм

Время износа насадок зависит от концентрации абразива в рабочей жидкости и составляет 6-10 часов работы.

Поверхностное оборудование

Поверхностное оборудование предназначено для приготовления смеси песка с рабочей жидкостью и подачи его в скважину.

Комплект поверхностного оборудования включает в себя:

• Подъемник А-50М;
• Устье скважины, оборудованное превентором;
• Насосные агрегаты 4АН700 –2 шт;
• Пескосмесительный агрегат ПС-5;
• Емкость с запасом рабочей жидкости 60 м3;
• Подающий насос ЦА320 или 11 НГР;
• Шламосборник (вибросито);
• Фильтр высокого давления;
• Фильтр низкого давления;
• Емкость для сбора и хранения песчаной пульпы 60 м3;
• Трубы, колена, краны, шланги для обвязки скважины;
• Подгоночные патрубки НКТ

Песчано – жидкостная смесь приготовляется в пескосмесительном агрегате и подается на всас или гибкими всасывающими шлангами или принудительно цементировочными агрегатами. Контроль за параметрами процесса осуществляется ответственными исполнителями и фиксируется в акте, составленном о проведении операции. Целесообразно при щелевом вскрытии для контроля за его параметрами, использовать станцию контроля типа СКУ. Подача жидкости при промывках и поглощениях осуществляется из водяного коллектора, а при отсутствии его из расходной емкости, для чего необходимо иметь на скважине запас жидкости пескосмесителя не менее двух объемов скважины, помимо запаса раствора для глушения скважины. Жидкость может подаваться и из амбара, но при этом необходимо обеспечить, чтобы из амбара не поступал отстой, что особенно важно при промывках скважины.

При вскрытии пластов рабочей жидкостью, приготовленной на нефтяной основе необходимо предусмотреть следующее:

• емкость с рабочей жидкостью (нефтью), так же как и емскость-отстойник для дегазации и отстоя рабочей пульпы устанавливаются на безопасном расстоянии от рабочей площадки;
• наличие насосных агрегатов ЦА-320 для последовательной перекачки нефтяной жидкости из емкости в емкость и подачи ее на пескосмеситель и на устье скважины;
• все линии должны переключаться без отбивки, с помощью кранов высокого давления.

Материалы используемые для ЩРП

В качестве абразива при приготовлении рабочей пульпы используется песок с содержанием кварца более 50% и с размером зерен 0.2-2.0 мм. Песок должен быть промыт с целью удаления глинистой фракции и просеян. При кольцевой схеме потребность песка на одну резку 2-3 тоны, при работе «на выкид» более 10 тонн.

Рабочую жидкость подбирают в лабораторных условиях с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих их жидкостей, а также в зависимости от целей и задач вскрытия. Для исключения выбросов нефти и газа в процессе работы рабочая жидкость подбирается таким образом, чтобы гидростатическое давления столба жидкости компенсировало пластовое в скважине, но не превышало его более чем на 5-10%.

Плоскость и вязкость жидкости должна обеспечивать достаточную несущую способность для предотвращения выпадения песка на забой, прихватов инструмента.

Вязкость не должна приводить к большим гидравлическим потерям.

Выбор жидкости –песконосителя

При выборе жидкости- песконосителя необходимо учитывать, что она не должна ухудшать коллекторные и фильтрационные свойства пласта.

Основными жидкостями, используемыми для гидропескоструйной перфорации пластов являются:

• пластовая, сточная или соленая вода.
• техническая вода с добавкой солей, обеспечивающих необходимую минерализацию.
• дегазированная нефть.

Дегазированная нефть не оказывает существенного влияния на коллекторские и фильтрационные свойства нефтяных пластов, но использование нефти в качестве жидкости-песконоситея существенно усложняет технологический процесс проведения операции.

Вследствие низкой плотности нефти, объекты под ЩРП необходимо выбрать с учетом величины пластового давления, которое должно компенсироваться, либо незначительно превышать гидростатическое в скважине.

Высокая вязкость нефти и ее резкое снижение в условиях нагрева ведет к потерям и перепадам гидравлического давления, что сказывается на работе насосных агрегатов.

В результате сложности поддержания постоянного, необходимого рабочего давления и темпа прокачки пульпы снижается качество вскрытия пласта.

Нефть должна быть дегазирована, очищена от твердых соединений парафина, асфальтена и т. д. Пенообразование в пескосмесительной емкости недопустимо.

Последовательность работы на скважине

1. Принять скважину от представителя Заказчика по акту.
2. Завести на скважину и уложить на стеллажи технологическую подвеску труб.
3. Подготовить подгоночные патрубки.
4. Спустить НКТ и шаблонировать скважину.
5. Промыть скважину не менее двух циклов.
6. Поднять НКТ с шаблоном на поверхность.
7. Завести на скважину комплект оборудования для ЩРП и опрессовать его.
8. Спустить НКТ с комплектом оборудования ЩРП в скважину. Резьбы уплотнять лентой ФУМ.
9. Опресовать НКТ давлением 42 МПа.
10. Провести в НКТ запись РК и локатора муфт. Произвести привязку инструмента к разрезу.
11. Опресовать нагнетательную и обратную линии.
12. Промыть скважину прямой промывкой.
13. Опустить рабочий шар до перфоратора.
14. Начать подачу песка и довести до рабочего режима. Провести резку первого интервала.
15. Провести резку следующих интервалов.
16. Прекратить подачу песка и промыть скважину от песка до забоя.
17. Приступить к освоению скважины.

Весь процесс щелевой разгрузки пласта должен производиться непрерывно. Недопустимо (более нескольких минут) прекращение циркуляции жидкости в процессе работы.

Перед проведением работ по щелевой разгрузки составляется план работ на конкретной скважине.