ходу разбуривания эксплуатационных горизонтов с учетом геологофизической характеристики пластов, установленной по пробуренным и исследованным скважинам. Разбуривание идет по направлению от центра месторождения к его периферии; и по эксплуатационным горизонтам в их приконтурной области обязательно будет приконтурное заводнение нефтяных месторождений. На слаборазведанных и сложнопостроенных нефтяных и нефтегазовых месторождениях, в условиях неопределенности исходной информации о геологическом строении нефтяных пластов и о ценах на добываемую нефть, целесообразно проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов и позволяющую оперативно учитывать изменения геологической и экономической обстановки.
Контрольные вопросы
1.Применение плунжерных насосов Уитли-Урал.
2.Применение адаптивной системы разработки нефтяных месторождений.
3.Рациональное объединения пластов в общий эксплуатационный объект.
105
9.ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИСИЛА
ВНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
При огромном разнообразии разведанных и разрабатываемых нефтяных месторождений и их нефтей полезными могут быть различные химические вещества с разной направленностью действия.
В АО РИТЭК создано химическое вещество полисил разных модификаций. При применении гидрофобного полисила по специальной технологии в нагнетательных скважинах происходит значительное увеличение их коэффициента приемистости. Этот факт подтвержден по большому числу нагнетательных скважин (более 150 нагнетательных) на месторождениях различных нефтедобывающих районов России и Китая. Среднее увеличение коэффициента приемистости − в 2−5 раз. А на одном из месторождений России около 20 до того не работавших нагнетательных скважин стали нормально работать, т. е. произошло увеличение их приемистости с нуля в бесконечное число раз.
Где особенно эффективно применение в нагнетательных скважинах гидрофобного полисила?
Прежде всего, на нефтяных пластах пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, на которых ради достижения экономической рентабельности необходимо значительно увеличить добычу нефти и соответственно, увеличить закачку воды, вытесняющей нефть, особенно на нефтяных пластах, содержащих нефти низкой и средней вязкости, на которых при неизменном общем числе скважин увеличение доли нагнетательных приводит не только к увеличению начальной добычи нефти, но и к снижению конечной нефтеотдачи пластов. В этих условиях максимальный начальный (амплитудный) дебит нефти достигается при известной 5-точечной схеме площадного заводнения, где на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая m = 1 и все добывающие скважины являются стягивающими, к каждой из них фронт вытесняющей воды подходит с четырех разных сторон с различной скоростью. При применении вместо 5-точечной схемы обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения число нагнетательных скважин уменьшается в 2 раза, число добывающих скважин увеличивается в 1,5 раза, соотношение добывающих и нагнетательных становится равным га = 3 и в 2 раза уменьшается доля запасов нефти стягивающих добывающих скважин.
106
По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1,42 раза, а увеличение в v = 3 раза увеличивает общий дебит в 1,64 раза.
Применение обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения вместо 5-точечной позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза.
Но без увеличения коэффициента приемистости нагнетательных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к уменьшению общего дебита скважин в 1,45 раза.
А увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза не только компенсирует снижение общего дебита, но даже дополнительно увеличивает общий дебит в 1,16 раза; аналогично увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза, кроме увеличения извлекаемых запасов нефти, дополнительно увеличивает общий дебит в 1,44 раза.
По рассматриваемому нефтяному месторождению при применении 5-точечной схемы площадного заводнения, но без применения в нагнета-тельных скважинах химического вещества полисил, амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен 14,7 т/сут и 4851,0 т год, общее число проектных скважин − 100, в том числе 50 добывающих и 50 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10 млн т. При применении обращенной 9-точечной схемы и применении в нагнетательных скважинах химического вещества полисил амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен 17,06 т/сут. и 5629,8 т/год, общее число проектных скважин– 100, в том числе 75 добывающих и 25 нагнетательных, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10,8 млн т.
Для рассматриваемого нефтяного месторождения и его геоло- го-физических параметров были сделаны расчеты двух вариантов разработки.
Вариант 1: без применения в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении 5-точечной схемы площадного наводнения.
Вариант 2: с применением в нагнетательных скважинах химического вещества полисил; при осуществлении обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения.
107
По этим вариантам по каждому году рассматриваемого10-летнего периода были рассчитаны отборы нефти и жидкости и другие технологические показатели, а также производимые экономические затраты и достигаемые экономические эффекты.
Цена нефти была принята фактическая, равная 204 $/т. Все виды налогов и отчислений фактические. Нормативы капитальных и текущих экономических затрат были приняты по фактическим данным аналогичных нефтяных месторождений Западной Сибири.
Дополнительные затраты на обработку нагнетательных скважин химическим веществом полисил были рассчитаны следующим образом: стоимость 1 кг химического вещества полисил равна 20 $/кг; на одну обработку 1 м толщины нефтяного пласта надо 1,5 кг; средняя нефтяная толщина эксплуатационного объекта равна 10 м.
Поэтому на одну обработку одной нагнетательной скважины необходимо 15 кг и на одну обработку 25 нагнетательных скважин необходимо соответственно 15∙25 = 375 кг.
Уже экспериментально установлено, что эффективность обработки нагнетательной скважины сохраняется более года. Поэтому с необходимым запасом прочности (возможно, со слишком большим запасом прочности!) принимаем, что обработки нагнетательных скважин производят ежегодно или 10 раз за 10-летний период. Соответственно для этого необходимо 375∙10=3750 кг химического вещества полисил, что стоит 3750 х20 = = 75 тыс. $. Затраты на само вещество полисил составляют 0,1 % всех затрат на обработки нагнетательных скважин, с учетом этого все затраты на обработки составляют 75∙10 = 750 тыс. $,
Увеличение операционных расходов на 0,75 млн. $ влечет за собой увеличение потока наличности на 34,7 млн. $, это означает, что на один вложенный доллар получаем 46,3 $ чистой прибыли.
На месторождениях нефти низкой и средней вязкости, имеющих нефтяные пласты пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, где применяется внутриконтурное заводнение (рядное, многорядное или рассредоточенное: площадное или избирательное), высокоэффективно в нагнетательных скважинах обрабатывать нефтяные пласты химическим веществом полисил. Это увеличивает коэффициент приемистости нагнетательных скважин в 2−3 раза, существенно или значительно увеличивает текущую добычу нефти и заметно увеличивает нефтеотдачу пластов. На 1 $ дополнительных затрат дополнительный прирост чистой прибыли составляет около 50 $.
108
9.1.Технологии нефтеизвлечения из залежей
струдноизвлекаемыми запасами нефти
Темпы и полнота выработки запасов нефти предопределяются многими факторами. Эти факторы можно условно разделить на две взаимосвязанные группы: природные и технологические. Основными из этих факторов являются природными. Они диктуют выбор технологических схем и условий разработки залежей нефти. В конечном итоге, полнота учета природных факторов предопределяет эффективность выработки запасов нефти.
Вчисло основных природных факторов включаются параметры, характеризующие гидропроводность, проводимость и емкостные характеристики залежей: толщину пласта, пористость и проницаемость пород, а также вязкость пластовой нефти и насыщенность пустотного пространства коллектора нефтью для объектов в терригенных коллекторах. Для объектов в карбонатных отложениях учтен еще один природный фактор − доля коллекторов в разрезе. Оказалось, что при выделении однородных объектов определяющими являются фильтрационные и емкостные характеристики коллектора, свойства нефти. Существенное влияние этих факторов на эффективность разработки месторождений в нашей стране и за рубежом согласуется
свыводами Ивановой М. М. иГоворовой Г. А. [4].
Воснову классификации залежей нефти положены именно эти
основные параметры: − по коллекторским свойствам залежи в терригенных коллекторах делят на низко проницаемые – до 0,030 мкм2, проницаемые − от 0,030 до 0,100 мкм2 и высокопроницаемые − свыше 0,100 мкм2. Породы-коллекторы в терригенных коллектора подразделяют, в свою очередь, на высокопродуктивные − при содержании глин менее 2 % и высокопродуктивные глинистые − при содержании глинистых минералов свыше 2 %.
Карбонатные коллекторы по проницаемости пористой матрицы подразделяют на четыре группы: более 0,100 мкм2 − первая группа, 0,010−0,100 мкм2 − вторая, 0,001−0,010 мкм2 − третья и менее 0,001
мкм2 − четвертая группа. Четвертую группу карбонатных коллекторов относят к непроницаемым и слабопродуктивным.
При группировании карбонатных коллекторов по трещиноватости В. Д. Викторин выделяет шесть структурных уровней: ультрамикротрещинные с длиной трещин 0,01−0,010 м и раскрытостью 2−10 мкм; микротрещинные с длиной 0,04−0,40 м по площади и
109
0,01–0,10 м по разрезу коллектора, раскрытостью 10−20 мкм; мезотрещинные с длиной 0,4−4,0 м по площади и 0,1−1,0 м по разрезу, раскрытостью 20–100 мкм; макротрещинные с длиной 4–40 м по площади и 1–10 м по разрезу, раскрытостью 100−500 мкм; мегатрещинные с длиной трещин 400 м по площади, 100 м по разрезу и с раскрытостью 1000 мкм.
Разделение залежей по составу и свойствам нефти производится на основе таких параметров как плотность, вязкость, содержание серы и асфальтосмолистых веществ и парафинов. В последние годы выделяют залежи маловязких нефтей с вязкостью до10 мПа с, повышенной вязкости с диапазоном 10–30 мПа∙с, вязкие − 30–60 мПа∙с и высоковязкие − более 60 мПа∙с.
Наиболее важными по влиянию на эффективность разработки залежей являются реологические свойства: вязкость ньютоновская, аномалии вязкости и структурно-механические свойства нефти.
По степени проявления аномалий вязкости и структурномеханических свойств подразделяют залежи на ньютоновские и неньютоновские.
Реологические свойства нефти тесно связаны с содержанием асфальтосмолистых веществ. Нефти с содержанием асфальтенов более 1,0−1,5 % проявляют неньютоновские свойства. Такие свойства у нефтей, содержащих парафины, проявляются при охлаждении ниже температуры насыщения парафином.
При разработке свыше 90 % залежей в той или иной мере проявляются аномалии вязкости и структурно-механические свойства нефти.
В нефтепромысловой практике получило признание деление залежей по величине начальных извлекаемых запасов: на мелкие – с запасом нефти менее 10 млн. т, средние – 10–30 млн. т, крупные – 30–300 млн. т и уникальные – с запасом свыше 300 млн. т. По структуре запасов нефти выделяют три группы залежей: первая группа с преимущественно активными запасами, вторая с трудноизвлекаемыми и третья − промежуточная, с равным содержанием активных и трудноизвлекаемых запасов.
Р. Х. Муслимов и Р. Г. Абдулмазитов [9] рекомендуют отнести к высокоэффективным высоко- и среднедебитные залежи маловязких нефтей и нефти повышенной вязкости в высокопроницаемых
110
коллекторах с преимущественно активными запасами. Это, как правило, средние, крупные и уникальные месторождения.
Кмалоэффективным относят низкодебитные залежи вязких и высоковязких нефтей в низкопроницаемых или проницаемых коллекторах с преимущественно трудноизвлекаемыми запасами. Запасы нефти на таких месторождениях составляют обычно менее 10 млн т. Нефти их высокосмолистые и высокосернистые, с низким содержанием углеводородных газов [9].
Ктрудноизвлекаемым относят и запасы нефти в терригенных отложениях с глинистостью более 2 % и вязкостью нефти более 30 мПа∙с, в алевролитах, водонефтяных зонах, в пластах с толщиной до
двух метров, в линзах и зонах выклинивания пластов, а также в низкопродуктивных карбонатных коллекторах.
Отличительной особенностью месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» является большая доля трудноизвлекаемых запасов во все периоды деятельности акционерного общества. Так, для примера, доля запасов нефти в водонефтегазовых залежах с тонкой по разрезу нефтяной оторочкой не снижалась ниже 30 %. Длительное время они считались забалансовыми.
Внастоящее время доля трудноизвлекаемых запасов превышает 70 %. Это вынуждает акционерное общество вести поиск эффективных технологий нефтеизвлечения из всех классов трудно извлекаемых запасов.
Вданной работе рассмотрены две из них, прошедшие достаточно представительные промысловые испытания.
Первая технология предназначена для добычи нефти из нефтегазовых и водонефтегазовых залежей с тонкой по разрезу толщиной нефтяной оторочки и обширной по площади газовой шапкой. Такие залежи в настоящее время эксплуатируются на шести месторождениях: Лянторском, Федоровском, Быстринском, Вачимском, Комарьинском и Яун-Лорском).
Для добычи из них нефти в свое время была обоснована адаптирующаяся к геологическим условиям система внутриконтурного площадного заводнения, имеющая достаточно высокую техникоэкономическую эффективность в залежах с толщиной нефтяной оторочки более 10 м.
При толщинах нефтяной оторочки менее 10 м эффективность технологии существенно понижается, что вызывает необходимость
111
ее дальнейшего совершенствования. В качестве последнего было предложено использовать вместо вертикально-наклонных добывающих (ВС) горизонтальные скважины (ГС). Система разработки с их использованием была запроектирована, рассмотрена и утверждена ЦКР к внедрению на пластах АС4-8 Федоровского месторождения [1].
Площадь нефтеносности указанных пластов составляет 1173 км2, площадь газовой шапки 974 км2 (83 %). Высота нефтяной оторочки равна 12м. Средние эффективные толщины: нефтенасыщенной − 5,6; газонасыщенной − 9,7; водонасыщенной − 12,2 м. Начальные запасы нефти категорий B+Ci оцениваются в 641 млн т, извлекаемые −
в 159 млн т (КИН = 0,25), начальные запасы газа предполагаются в 220 млрд м3.
Опытно-промышленные работы (ОПР) по испытанию технологии адаптирующегося заводнения на базе ВС проводятся на пластах АС4-8 с 1976 г. В эксплуатации перебывали 609 скважин (четыре элемента пятиточечной системы размещения скважин по сетке 600x600 м, одна ячейка замкнутой системы по раздельному отбору нефти и газа, обращенная 9-точечная система расположения скважин по сетке 400x400).
ОПР доказали возможность промышленной добычи нефти из тонких нефтяных оторочек с применением адаптирующегося заводнения. Однако эффективность нефтеизвлечения при этом остаётся низкой: с каждой тонной нефти отбирается примерно 1000 м3 газа шапки и более 6 м3 воды. Отборы попутных газа и воды сильно зависят от толщины непроницаемых экранов между интервалом перфорации и ВНК (ГНК).
Опытным путем было установлено отсутствие поступления попутного газа на забой при толщине непроницаемого прослоя на ГНК более 5 м и на ВНК более 2 м.
В одной скважине может быть от одной до трех типов строения. В каждом типе строения пластов проведены с применением трехмерной трехфазной модели фильтрации техникоэкономические расчеты по определению предельных нефтенасыщенных толщин для размещения сетки скважин с учетом различных газо- и водонасыщенных толщин, плотности сетки и наилучшей схемы размещения ГС геометрии их проводки, длины горизонтальных участков ГС, их положение в разрезе нефтяной оторочки и положение интервалов перфорации.
112
По результатам технико-экономических расчетов было обосновано размещение на пластах АС4-8 Федоровского месторождения 1003 ГС, в том числе 950 на запасы категорий ВС1 при длине горизонтального участка ГС 550 м. Поскольку депрессии при использовании ГС существенно понижаются по сравнению с применением ВС, величины непроницаемых прослоев на ГНК и ВНК, сдерживающих поступление газа шапки и подошвенной воды на забой, снижаются соответственно до 2 и 1 м. Это позволило дополнительно вовлечь в разработку 100873 тыс. т запасов. В целом, применение ГС вместо ВС позволило повысить эффективность нефтеизвлечения из пластов АС4-8, более чем на порядок удвоить коэффициент нефтеизвлечения.
Интересен факт снижения во времени стоимости строительства ГС. Если стоимость первых ГС превышала стоимость ВС более чем в 4 раза, то на 01.01.2009 г. превышение составляет всего 75 %.
Сравнительная характеристика работы ГС в разных геологических условиях подтверждает негативное влияние попутных газа и воды на добычу нефти.
Бурение ГС проводится собственными силами с применением отечественных буровых установок ЭУК-3000 и импортных телеметрических систем типа DWD 650 фирмы «Сперри Сан». У п о- следней были закуплены пять комплектов систем, проведены обучение и стажировка специалистов «Сургутнефтегаза». В Сургуте создан центр по бурению ГС при Сургутском УБР-1, построены лаборатории по техническому обслуживанию и ремонту телесистем, изготовлены станции управления ими.
Разработаны эффективные конструкция и пятиинтервальный профиль проводки ГС технологические процессы, обеспечивающие безаварийное строительство ГС [2].
Специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» совместно с НПО «Буровая техника» «СургутНИПИнефтью» разработаны технология цементирования и оснастка низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать ГС с полным исключением импортной оснастки и заменой бурового раствора в горизонтальной части ГС кислотной средой для улучшения коллекторских свойств.
В частности, были разработаны:
– пакер типа ПДМ-146 для двухступенчатого и манжетного цементирования;
113
–фильтр типа ФГС-146 для ГС;
–центратор типа ЦТЖ-146 (турбулизирующий жесткий);
–центратор типа ЦПЖ-146 (прямоточный жесткий);
–тарельчатый обратный клапан типа ТОК-146;
–башмак для обсадных колонн типа БОК-146;
–кислотная перфорационная среда (КПС-1).
Несмотря на вышеуказанные успехи, при реализации технологической схемы остаются нерешенными многие вопросы. В частности, большая сложность возникает при определении истинного положения ГС. Телесистемы и инклинометры имеют низкую точность замеров параметров кривизны.
На рис. 9.1 показаны результаты замеров кривизны телесистемой (2) и инклинометром (7), где видно, что разница в показаниях может возникнуть как при входе в ГУ ( 2 левых рисунка), так и на наклонно-направленной части скважины (2правых рисунка). Результат − не обеспечивается уверенная и качественная проводка ГС. В 50 % ГС наблюдается выход из проектного коридора допуска, т. е., ГС подходит либо к ГНК, либо к ВНК.
Рис. 9.1. Результаты замеров кривизны: 1 –инклинометром; 2– телесистемой
114
Неопределенность положения ГУ в нефтяной оторочке затрудняет выбор оптимального режима эксплуатации скважин.
Каротаж аппаратурой ВИКИЗ не дает точной характеристики насыщения при приближении к плотным пропласткам и к газонасыщенным частям пласта. Траекторию ГС приходится прослеживать несколькими (от 3 до 10) промежуточными каротажами, постоянно корректировать и вести исправительные работы.
Отсутствуют методики определения фильтрационноемкостных свойств пласта в ГС, методы регулирования выработки прослоев и ремонтно-изоляционных работ.
Неизвестны места притоков флюидов в затрубное пространство ГС и работающие фильтры. Не исключено, что при освоении скважины после бурения и глушения осваиваются далеко не все продуктивные прослои ГС.
Замерные установки «Спутник» не приспособлены для замера продукции скважин с большим газовым фактором, отсутствуют приборы контроля и замера пластового и забойного давлений в скважинах оборудованных ЭЦН (практически все ГС).
Работы по совершенствованию технологии и технических средств проводки ГС, их исследований и разработки продолжаются.
В настоящее время установками АСМА замеряется продукция скважин (большим газовым фактором, в том числе и дебит газа; начинают применяться насосы с датчиком давления на приеме. Разработана и внедряется система разобщённых пакерами управляемых фильтров, которые могут быть открыты и закрыты в любой последовательности и количестве и т. д.
Все это вселяет надежду на дальнейшее повышение эффективности нефтеизвлечения из пластов АС4-8 Федоровского месторождения реализуемой системой разработки, что позволит поддерживать добычу нефти на месторождении на уровне 6−7 млн т в год более 10 лет.
Поиски эффективной технологии нефтеизвлечения из таких пластов проводятся уже длительное время. В частности, выполнены фундаментальные исследования по установлению особенностей вытеснения нефти в методе заводнения [3]. Всего было проведено 1387 экспериментов по определению остаточной нефтенасыщенности при фиксированных линейных скоростях фильтрации на образцах керна из всех продуктивных комплексов месторождений центральной части Западной Сибири.
115
На основе полученных зависимостей легко объяснить низкую эффективность метода заводнения в низкопроницаемых коллекторах. При существующей технологии нефтеизвлечения в призабойных зонах нагнетательных и добывающих скважин теряется 80−90 % перепада давления между их забоями, перепад давления в пласте, следовательно, не превышает 20 % общего перепада. При таком перепаде, в условиях ограниченных возможностей скважинного оборудования нагнетательных и добывающих скважин, невозможно получение высоких скоростей фильтрации. Остаточная нефтенасыщенность либо приближается, либо равна начальной, т. е. эффективное нефтеизвлечение невозможно.
Рис. 9.2. Зависимость содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды для коллекторов пластов ряда месторождений
Полученные результаты в то же время подсказывают путь повышения эффективности метода заводнения в низкопроницаемом коллекторе. Если передать забойные давления нагнетательных и добывающих скважин из их стволов в пласт, перепад давления на последнем многократно возрастёт. Следовательно, в такой же степени возрастут линейные скорости фильтрации, понизится остаточная нефтенасыщенность, возрастут кратно дебиты скважин, повысится кратно эффективность нефтеизвлечения. Вынос забойных давлений в пласт возможен путем проведения ГРП на всей совокупности нагнетательных и добывающих скважин. Системное про-
116
ведение ГРП в совокупности нагнетательных и добывающих скважин проведено в пласте БСц Западно-Сургутского месторождения. Основные параметры пласта: площадь нефтеносности –52204 тыс. м2, толщина общая − 10,0 м, эффективная нефтенасыщенная − 4,0 м, запасы категорий ABQ − 20035 тыс. т, коэффициенты: пористости − 21,8 %, проницаемости − 0,031 мкм2, начальной нефтенасыщенности − 45 %; вязкость нефти в пластовых условиях – 3,89 мПа∙с. Фонд добывающих скважин − 149, нагнетательных − 62. Эксплуатация пласта ведется с 1969 г. На 01.01.1999 г. отобрано 3767,7 тыс. т нефти, 4380,0 тыс. т жидкости, текущая обводненность – 25,6 %. В течение 1993−1998 гг. ГРП проведено в 50 добывающих и 21 нагнетательных скважинах.
На рис. 9.3 представлена зависимость относительной продуктивности скважин с ГРП от времени их работы. Видно, что на протяжении более чем трех лет продуктивность скважин после ГРП не снижается. На рис. 9.4 в интегральном виде представлены показатели разработки охваченных воздействием участков пласта БСп на конец эксплуатации. Дополнительная добыча нефти от мероприятия составит 495,23 тыс. т, или на 12,5 % больше базового варианта.
Рис. 9.3. Зависимость относительной продуктивности скважин от времени их работы после ГРП по пласту БСн Западно-Сургутского месторождения (50 ГРП в добывающих скважинах, 21 − в нагнетательных):
1 − продуктивность по нефти; 2 − продуктивность по жидкости
117
Проведенный эксперимент свидетельствует о больших возможностях ГРП для целей повышения эффективности нефтеизвлечения при условии нетрадиционного его применения.
На рис. 9 4 для сравнения показаны результаты проведения ГРП в единичных скважинах.
Дальнейшее совершенствование технологий проводится нами в направлениях расширения областей применения ГРП (включая сложно-построенные и выработанные методом заводнения залежи) и продления периода эффективной работы трещин разрыва.
Рис. 9.4. График зависимости накопленной добычи нефти от времени работы скважин (месторождение Западно-Сургутское пласт БСц, ГРП 50 добывающих, 21 нагнетательная и 133 оценочных скважин)
Решение указанных задач невозможно без создания математической модели для проектирования и реализации ГРП. Такая модель и программа созданы [4].
Они предназначены для выделения потенциально перспективного для проведения Г'РП фонда скважин, обеспечения специалистов возможностью контроля за качеством проектирования технологии ГРП и оценки степени обоснованности внесенных при выполнении операций изменений в проектные режимы, определения эффективности реализации произвольной технологии выполнения ГРП и максимального использования опыта оператора.
118