Способ сохранения безопасного диапазона проводимости трещины при выводе на режим скважины с грп
Владельцы патента RU 2745684:
Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (RU)
Группа изобретений относится к области технологий вывода скважины на режим, в частности к оптимизации параметров, оказывающих непосредственное влияние на повышение продуктивности скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает следующие этапы: выбирают не менее одной пары тестовых скважин с единым пластом и месторождением, определяют осредненные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), геомеханические свойства пласта на основании характеристик проведенных скважин, соседних к тестовым, расположенных в одном пласте и месторождении. Получают динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин. Определяют предполагаемые параметры геометрии трещин и получают свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти для соседних скважин. Производят предварительное моделирование очистки трещин ГРП и вывода скважин на режим с использованием различных сценариев вывода на режим для каждой тестовой скважины на основании данных, полученных на предыдущем шаге. Определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарии вывода скважины на режим, проводят ГРП в тестовых скважинах и выводят одну тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин на режим согласно первому сценарию, а вторую тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин выводят на режим согласно второму сценарию. Собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин. Производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных на предыдущем шаге данных. Определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценариями с использованием откалиброванных моделей. На основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры. Проводят ГРП и выводят рабочую скважину на режим согласно определенным на предыдущем шаге параметрам. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к области технологий вывода скважины на режим, в частности, к оптимизации параметров, оказывающих непосредственное влияние на повышение продуктивности скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Известна публикация US20180016897A1, Система и метод определения забойных условий при отработке сланцевого пласта (Schlumberger Technology Corp), который описывает техническое решение, которое содержит: измерение свойств флюидов, добываемых на поверхности скважины; использование имитатора переходного потока текучей среды для определения состава и свойств текучих сред в скважине между местом на поверхности скважины и по меньшей мере одним местоположением забоя скважины на основе измеренных свойств текучей среды; а также вычисление по меньшей мере одного забойного состояния в скважине на основе определенного состава и свойств флюидов в скважины.
Известна публикация US20180010429A1, Система управления и методика отработки сланцевых пластов (Schlumberger Technology Corp), содержит: штуцер, сконфигурированный для регулирования потока жидкости из скважины, в которой пласт подвергся гидроразрыву; по меньшей мере один датчик для измерения свойства текучей среды; а также система управления, связанная с датчиком и дросселем, при этом система принимает и обрабатывает измерения от датчика и регулирует поток на основе измерения.
Оба технических решения основаны на моделировании процессов гидроразрыва пласта и вывода скважины на режим по определению эксплуатационного «конверта» безопасности для сохранения долгосрочной проводимости трещины и в целом не обеспечивают необходимое решение по определению параметров вывода скважин на режим.
Известна публикация «Modeling of hydraulic fracture closure on proppants with proppant settling», Hanyi Wang, Mukul Sharma описывающая подход к моделированию закрытия трещины ГРП на проппантах и шероховатых поверхностях трещин.
В описанных публикациях не учтены процессы, влияющие на деградацию трещин, а именно: кольматация упаковки проппанта частицами раскрошенных зерен проппанта и другими мелкими частицами, неупругое сжатие проппантной упаковки (перераспределение и крошение зерен), неупругое вдавливание зерен проппанта в стенки трещины с учетом эффектов пластичности породы; разрушение стенок трещины; вынос проппанта в окрестности перфораций (риск смыкания трещины), что приводит к низкой точности и эффективности моделирования и снижению накопленной добычи, что не обеспечивает необходимую точность моделирования для вывода терригенной скважины на режим.
Техническим результатом заявленного технического решения способа оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП является более эффективный вывод скважины на режим, повышение точности и эффективности определения оптимальных параметров вывода скважины на режим, увеличение накопленной добычи нефти.
Технический результат достигается за счет использования способа оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, включающего следующие этапы:
- выбирают не менее одной пары тестовых скважин с единым пластом и месторождением;
- определяют осредненные ФЕС, геомеханические свойства пласта на основании характеристик проведенных скважин, соседних к тестовым, расположенных в одном пласте и месторождении;
- получают динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин;
- определяют предполагаемые параметры геометрии трещин и получают свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти для соседних скважин;
- производят предварительное моделирование очистки трещин ГРП и вывода скважин на режим с использованием различных сценариев вывода на режим для каждой тестовой скважины на основании данных, полученных на предыдущем шаге;
- определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарий вывода скважины на режим;
- проводят ГРП в тестовых скважинах и выводят одну тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин на режим согласно первому сценарию, а вторую тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин выводят на режим согласно второму сценарию;
- собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин;
- производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных на предыдущем шаге данных;
- определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценарием с использованием откалиброванных моделей;
- на основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры;
- проводят ГРП и выводят рабочую скважину на режим согласно определенным на предыдущем шаге параметрам.
Техническим результатом заявленного технических решений: способа определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП системы и машиночитаемого носителя для его осуществления, является повышение точности и эффективности определения оптимальных параметров вывода скважины на режим, увеличение накопленной добычи нефти.
Технический результат достигается за счет того, что способ определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП включает следующие этапы:
- получают данные о выбранных тестовых скважинах с единым пластом и месторождением: осредненные ФЕС, геомеханические свойства пласта на основании характеристик проведенных скважин, соседних к тестовым, расположенных в одном данном пласте и месторождении;
- получают динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин;
- определяют ожидаемые предполагаемые параметры геометрии трещин и получают свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти для соседних скважин;
- производят предварительное моделирование очистки трещин ГРП и вывода скважин на режим с использованием различных сценариев вывода на режим для каждой тестовой скважины на основании данных, полученных на предыдущем шаге;
- определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарий вывода скважины на режим;
- собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин;
- производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных на предыдущем шаге данных;
- определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценарием с использованием откалиброванных моделей;
- на основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры.
Технический результат достигается за счет того, что система определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП включает по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП.
Технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель содержит машинные инструкции способа определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.
В некоторых вариантах реализации технического решения первый сценарий вывода на режим характеризуется достижением технологического предела по геомеханическим осложнениям.
В некоторых вариантах реализации технического решения второй сценарий вывода на режим характеризуется достижением технологического предела по гидродинамическим осложнениям.
В некоторых вариантах реализации технического решения параметрами сценария являются: величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра.
В некоторых вариантах реализации технического решения модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
- разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП
В некоторых вариантах реализации технического решения подмодели геомехнических эффектов используют следующие модели породы и упаковки проппанта:
- жесткопластическую;
- упругопластическую;
- упругопластическая с ползучестью.
В некоторых вариантах реализации технического решения при выводе скважины на режим используются:
- многофазный расходомер на устье скважины для получения скоростей разных фаз с повышенной точностью;
- автоматический штуцер, который меняет внутренний диаметр по передаваемому сигналу;
- забойный манометр, передающий данные о забойном давлении на поверхность в реальном времени.
В некоторых вариантах реализации технического решения предполагаемые параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти получают из внешних источников данных.
В некоторых вариантах реализации технического решения внешним источником данных является база данных или удаленная база данных или удаленная компьютерная система.
В некоторых вариантах реализации технического решения для подбора пар скважин используют по крайней мере следующие характеристики: пористость, проницаемость, положение разломов, фации: конус выноса, склон, мелководье.
Ниже даны некоторые термины и определения, используемые в описании.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяют способность коллекторов вмещать (пористость) и фильтровать (проницаемость) флюиды.
Пористость — свойство горных пород, определяемое наличием в ней пустот — пор, трещин и каверн, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объёмом всех пор в породе, открытая — сообщающихся между собой. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов.
Проницаемость — это свойство породы пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов. Единицей измерения проницаемости является Дарси.
Способ оптимального вывода скважины на режим добычи после ГРП на терригенном коллекторе, включает следующие этапы (фиг.1):
Выбирают не менее одной пары тестовых скважин с единым пластом и месторождением.
Пары подбираются так, чтобы свойства пласта (фильтрационно-емкостные, тектонические, характеристики осадконакопления) в паре скважин были максимально близки.
В некоторых вариантах реализации технического решения для подбора пар скважин используют следующие характеристики: (ФЕС) пористость, проницаемость, положение разломов, фации: конус выноса, склон, мелководье.
Чем больше пар тестовых скважин доступно, тем более точно будет получен результат. При количестве тестовых пар три и более доступен т.н. «кворум» результатов моделирования, которое будет производиться / осуществляться далее.
Определяют осредненные ФЕС, геомеханические свойства пласта на основании характеристик соседних проведенных скважин, расположенных в данном пласте и месторождении, динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин, получают предполагаемые (ожидаемые) параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти.
Для каждой пары тестовых скважин берутся (определяются, выбираются) соседние проведенные скважины (одна или более), используемые для определения/вычисления осредненных фильтрационно-емкостных свойств, определения геомеханических свойств пласта. Ожидаемые параметры геометрии трещин берут из инженерного отчета. Свойства проппанта получают из паспорта проппанта. В некоторых вариантах реализации технического решения ожидаемые параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти получают из внешних источников данных, например, базы данных или хранилища данных или удаленных компьютерных систем.
В некоторых вариантах реализации технического решения производят сбор данных по скважинным операциям упомянутых соседних скважин. Сбор данных происходит только для проведенных скважин. Данные скважинных операций включают по крайней мере динамику устьевого и забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим, параметры жидкости ГРП (реология, плотность), параметры нефти (реология, плотность), параметры трещины ГРП (геометрические размеры – длина, высота, ширина), данные о проппанте (паспорт проппанта: зависимость пористости и проницаемости от напряжений, плотность, размер частиц), данные о породе (проницаемость/коэффициент проницаемости, пористость/коэффициент пористости, упругие модули, прочность породы), данные скважины (инклинометрия, диаметры канала закачки, минимальные горные напряжения, действующие в окрестности скважины или давление смыкания трещины ГРП).
Геометрические размеры трещины ГРП (полудлина, средняя высота, раскрытие в закрепленном состоянии после смыкания стенок трещины) могут оцениваться, например, на основании предварительных расчетов, проводимых в симуляторе симуляторе ГРП при планировании процесса ГРП (например, MFrac, FRACPRO, FracCADE, StimPlan, GOHFER, Kinetix, РН-ГРИД, Кибер ГРП).
Данные могут представлять собой числовые данные, могут быть в виде массива или в табличном виде, но не ограничиваясь.
Производят предварительное моделирование очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим с использованием различных сценариев вывода режим для каждой тестовой скважины на основании данных по скважинным операциям упомянутых соседних скважин.
Сценарий вывода скважины на режим определяет количество и длительность шагов по диаметрам штуцера устьевой арматуры (управляет темпом сброса давления).
Модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
- разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
При моделировании очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим варьируют следующие параметры (сценарий вывода на режим):
- общую длительность вывода скважины на режим;
- количество ступеней открытия штуцера;
- увеличение открытия штуцера на каждой ступени.
Для каждой скважины создают (формируют) собственную модель (экземпляр модели) очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим.
Моделирование осуществляется при помощи по крайней мере одного процессора, который выполняет инструкции/операции (машинные) описанные ниже.
Общая модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим формулируется следующим образом:
индекс 
относится к гидроразрывной жидкости,
- к фазе углеводородов (нефть или газ);
- текущее и начальное (без нагрузки со стороны стенок трещины ГРП) раскрытие (в метрах,
– плотности (в кг/м3) и насыщенности (безразмерные) жидкостей,
– неснижаемая насыщенность фаз в упаковке проппанта (как правило близка к нулю, безразмерные),
– полная текущая пористость, текущая пористость без учета мелких частиц, осажденных на стенках пор и начальная (без нагрузки со стороны стенок трещины) пористость упаковки проппанта (безразмерные); для первого приближения начальной пористости можно рассмотреть значение 
где 
– предельная концентрация упаковки сферических частиц, которая как правило лежит в диапазоне от 0.58 до 0.77; более точные данные могут быть получены из паспорта, предоставляемого поставщиком проппанта, путем анализа насыпной плотности),
– текущая и начальная (без нагрузки со стороны стенок и при отсутствии кольматации) проницаемость упаковки проппанта (в м2), для оценки проницаемости могут быть использованы как данные паспорта, предоставляемые поставщиком проппанта, так и формула (8);
– относительные фазовые проницаемости (безразмерные),
– скорость фильтрации фаз (в м/с),
– объемная концентрация взвешеных частиц (мелкие частицы породы и/или проппанта, нерастворимый осадок солей, нерастворимые продукты реакции распада сшитого геля), 
– концентрация плотной упаковки сферических частиц, (может быть получена из паспорта проппанта, как указано выше), оба параметра безразмерные,
– объемная концентрация осажденных частиц, кольматирующих поровое пространство упаковки проппанта (безразмерная),
– интенсивность мобилизации 
и кольматации 
частиц (в 1/с),
– скорость фильтрации углеводородов на стенках трещины, определяющая приток из пласта (в м/с),
– параметры реологии Хершеля-Балкли, измеряются в лабораторных или полевых условиях 
– эффективная вязкость жидкостей с учетом концентрацииа взвешенных части 
- константа Козени-Кармана (безразмерная),
– относительное сжатие проппантной пачки (безразмерное),
– средний радиус зерен проппанта, указан в паспорте проппанта (в метрах),
– глубина вдавливания проппанта в стенки трещины (в метрах).
Уравнение (1) описывает перенос насыщенности флюидов трещине ГРП, заполненной проппантом, с учетом притока углеводородов через стенки трещины;
Уравнение (2) описывает перенос объемной концентрации частиц при фильтрации флюидов через упаковку проппанта с учетом кольматации (осаждения на стенках пор) и мобилизации (отрыва от стенок пор и вовлечения в поток);
Уравнение (3) описывает эволюцию концентрации объемной доли захваченных (осажденных) частиц на стенках пор;
Уравнение (4) описывает связь между скорость фильтрации в упаковке проппанта и градиентом давления для фильтрации вязкопластической жидкости, несущей взвешенный частицы;
Уравнение (5) задает выражение для эффективной вязкости суспензии на основе вязкопластической жидкости; эффективная вязкость участвует в выражении для скорости фильтрации в уравнении (4);
Уравнения (6) задают выражения для абсолютной проницаемости упаковки проппанта в зависимости от концентрации осажденных частиц (первое уравнение) и для полной фазовой проницаемости упаковки проппанта с учетом относительной фазовой проницаемости (второе уравнение), равной нормированной насыщенности жидкости (третье уравнение);
Уравнение (7) задает выражение для пористости упаковки проппанта с учетом деформации из-за сдавливающих напряжений со стороны стенок трещины ГРП и осажденных частиц;
Уравнение (8) задает выражение для проницаемости упаковки проппанта с пористостью без учета осажденных мелких частиц;
Уравнение (9) выражает связь между текущим значением раскрытия трещины и деформацией при сжатии, а также глубиной вдавливания проппанта в стенки трещины ГРП.
Для решения уравнений (1) – (9) используются начальные и граничные условия: изначально трещина ГРП заполнена гидроразрывной жидкостью, задано начальное распределение концентрации взвешенных частиц (остаток разрушенного геля) в диапазоне от 0 до 0.3, концентрация осажденных частиц равна нулю, а также задается давление в скважине (забойное давление) и условие не протекания (скорость фаз равна нулю) на кончике трещины.
Входными данными модели являются параметры пласта, флюидов и частиц, необходимые для формулировки модели (1) – (9), а также динамика забойного давления (может быть задана произвольной функцией, или же получена путем сопряжения общей модели очистки с какой-либо моделью скважины, позволяющей пересчитать диаметр открытия штуцера в динамику забойного давления).
Выходными параметрами модели (1) – (9) являются распределения вдоль трещины следующих параметров, выдаваемых в дискретные моменты времени:
1. Распределение давления вдоль трещины;
2. Распределения насыщенности и концентраций всех фаз (жидкости ГРП, углеводородов, взвешенных и осажденных частиц);
3. Скорость фильтрации всех флюидов;
4. Распределение пористости и проницаемости упаковки проппанта вдоль трещины;
5. Распределение раскрытия трещины;
Кроме этого, рассчитывается динамика во времени следующих параметров, относящихся к трещине в целом:
1. Безразмерная проводимость трещины 
где 
– средняя по длине проницаемость трещины ГРП, w – среднее раскрытие, 
– проницаемость породы, 
– полудлина трещины ГРП;
2. Общий дебит трещины;
3. Дебит отдельных фаз (воды и углеводородов);
4. Размер зоны выноса проппанта в окрестности скважины;
5. Размер зоны разрушения стенок трещины в окретсности скважины;
6. Размер пробковой зоны, в которой отсутствует течение (эта зона отключена от трещины ГРП и не участвует в добыче углеводородов).
Общая модель очистки трещины ГРП (1) – (9) включает в себя подмодели следующих геомеханических и реологических эффектов:
Модель сжатия проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения.
Входные параметры модели:
– коэффициент дилатансии (на основе лабораторных испытаний сжатия упаковки проппанта),
– коэффициент внутреннего трения (на основе лабораторных испытаний сжатия упаковки проппанта),
– модуль Юнга зерен проппанта (на основе лабораторных испытаний материала зерен проппанта),
– величина сброса давления в трещине (разница между давлением гидроразрыва и забойным давлением),
– свободные параметры в формуле для связи параметра деформации и деформации 
находятся калибровкой модели сжатия упаковки относительно кривой нагружения, получаемого в лабораторных экспериментах (из паспорта проппанта);
– начальная пористость упаковки проппанта,
– начальная толщина (раскрытие) трещины.
Деформация упаковки проппанта 
может быть получены с использованием следующих формул:
Полученное значение используется для нахождения пористости упаковки проппанта и толщины трещины (уравнения (7) и (9)):
– текущая пористость упаковки проппанта.
– текущее раскрытие (ширина) трещины без учета вдавливания в стенки трещины.
Модель вдавливания зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП. Входные параметры модели:
При заданном перепаде давления, действующем на упаковку проппанта, может быть определена глубина вдавливания проппанта в стенки трещины 
где
Здесь 
В результате получаем значение глубины вдавливания
Модель разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП. Входные параметры модели:
– критический сброс давления (разность между текущим давлением жидкости в трещине ГРП 
и давлением гидроразрыва 
– коэффициент внутреннего трения,
– начальные напряжения,
Следующее условие позволяет определить критический сброс давления 
(разница между текущим занчением давления гидроразрыва и забойным давлением), при котором начнется разрушение стенок трещины:
Данная модель используется для динамического определения зоны разрушения породы в при выводе скважины на режим в процессе численного решения уравнений (1) – (9): это зона, в каждой точке которой выполняется критерий разрушения 
(10). Чем больше зона разрушения породы, тем больше частиц породы откалывается от стенок трещины и тем больше снижается проницаемость упаковки проппанта из-за кольматации порового пространства;
Модель выноса проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП. Входные параметры модели:
– давление жидкости в трещине ГРП,
- давление гидроразрыва,
– коэффициент трения между зернами 
и стенкой (для первого критерия) или между зернами проппанта 
(для второго),
с – сцепление или когезия зерен проппанта,
– локальная проницаемость проппантной упаковки,
– радиус зерен проппанта,
– раскрытие (толщина) трещины,
– давление жидкости,
– длина трещины,
– перепад давления между кончиком трещины и скважиной.
Проппант может выноситься из трещины под действием трех механизмов: преодоление трения между зернами проппанта и стенками, преодоление трения между зернами проппанта (на некотором расстоянии от стенок) и вынос за счет образования пластической зоны течения в проппанте как в гранулированной сплошной среде. Первые два критерия записываются в схожем виде:
Критерий появления пластической зоны в упаковке проппанта как гранулированной среде записывается в следующем виде:
Длина зоны выноса проппанта в процессе расчета уравнений (1) – (9) рассчитывается следующим образом: неравенство (11) проверяется в каждой точке расчетной области в каждый момент времени для данного распределния давления вдоль трещины 
если в данной расчетной ячейке неравенство (11) выполнено, то в данной ячейке расчетной сетки проппант выносится; также проводится вычисление длина зоны выноса по формуле (12) и выбирается наибольшая из зон, определяемых неравенством (11) и уравнением (12). Чем больше зона выноса проппанта, тем сильнее снижается проводимость трещины ГРП в окрестности скважины, тем больший риск смыкания краев трещины и тем больше общий негативный эффект на долгосрочную добычу трещины ГРП;
Модель смыкания стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта. Входные параметры модели:
– расстояние между целиками,
– полудлина зоны между целиками и зоны разрушенного проппанта,
– давление на свободных границах трещины,
– координата вдоль трещины,
На фиг.2 приведена схема закрытия стенок трещины ГРП (обозначены серым цветом) между целиками проппанта (обозначены оранжевый и зеленый), голубым цветом отмечен канал открытой трещины ГРП, не заполненной проппантом; в процессе сдавливания стенок трещины часть упаковки проппанта, контактирующая с областью открытой трещины, деформируется в пластическом режиме (оранжевый), остальная часть деформируется в упругом режиме (зеленый).
Изменение толщины трещины
и длина зоны пластического течения могут быть получены при помощи соотношений:
Здесь 
– давление жидкости в открытом канале трещины, не заполненном проппантом.
Данный геомеханический эффект применяется при моделировании очистки трещин с неоднородным распределением проппанта (получены технологиями импульсной закачки «суспензия с проппантом – чистая жидкость»). В этом случае раскрытие трещины в областях, занятых проппантом, вычисляются (определяются) как и ранее при помощи соотношения (9), а в областях без проппанта (между целиками проппанта) по формуле:
В процессе расчетов (определения) вывода скважины на режим в рамках модели (1) – (9) проводится расчет (определение) распределения давления вдоль трещины, включая области без проппанта (давление), что позволяет расчитать величину смыкания стенок трещины 
. В случае, если величина смыкания стенок 
Модель выноса жидкости ГРП с учетом предела сдвига жидкости ГРП. Входные параметры модели:
– относительная фазовая проницаемость,
– абсолютная проницаемость трещины ГРП,
– эффективная вязкость,
– параметры реологии Гершеля-Балкли,
- константа Козени-Кармана,
ц – пористость трещины,
– предел текучести,
– давление жидкости.
Если градиент давления жидкости 
превосходит по модулю величину 
то скорость течения жидкости определяется при помощи следующего соотношения:
Если градиент давления не превосходит данную величину, то скорость жидкости равна нулю (жидкость неподвижна).
В процессе расчетов вывода скважины на режим в рамках модели (1) – (9) определяется зона трещины ГРП, в которой отсутствует течение (пробковая зона) и выполнено неравенство (условие проверяется в каждой ячейке расчетной сетки):
Вычисления конкретных сценариев очистки трещины ГРП, заполненной вязкопластической жидкостью (например, неразложившимся сшитым гелем), позволяет определить зону трещины, в которой гель образует пробковую (неподвижную) зону. В этих зонах отсутствует приток углеводородов и, фактически, соответствующие зоны трещины ГРП не вносят вклад в добычу углеводородов (отключены от остальной части трещины ГРП). Чем больше размер пробковой зоны геля ГРП, тем меньше долгосрочная добыча углеводородов.
Модели отличаются описываемыми физическими эффектами, все эти эффекты сопутствуют процессу очистки трещины ГРП и потенциально приводят к снижению долгосрочной добычи скважины;
Модель сжатия упаковки проппанта определяет зависимость между эффективными сдавливающими напряжениями породы (главные тектонические напряжения с учетом порового давления жидкости за вычетом давления жидкости в упаковке проппанта) и толщиной (раскрытием трещины), а также пористостью упаковки проппанта. Пористость пересчитывается в проницаемость по известным корреляциям, например, согласно формуле (8) или по формуле Козени-Кармана:
где 
– средний диаметр зерен проппанта, 
– текущая пористость, 
– константа.
Вдавливание зерен проппанта определяется в зависимости от эффективных сдавливающих напряжений, что приводит к снижению толщины (раскрытия) трещины ГРП;
Критерий разрушения породы определяет критическую величину мгновенной депрессии (разность между давлением гидроразрыва и текущим давлением в забойной зоне скважины), выше которой происходит разрушение породы. Указанная критическая депрессия определяется как функция геомеханических свойств породы и тектонических напряжений.
Вынос проппанта начинается в случае, когда локальный градиент давления в трещине ГРП превосходит критическую величину, определяемую параметрами течения в трещине ГРП (местным давлением, давлением гидроразрыва, проницаемостью упаковки проппанта, радиусом и сцеплением зерен проппанта, коэффициентами трения между зернами проппанта и между зернами проппанта и стенками трещины).
Смыкание стенок трещины ГРП между островами (целиками) проппанта определяется как снижение раскрытия трещины в соответствующих областях в зависимости от геомеханических свойств породы, давления гидроразрыва и давления жидкости, а также параметрами ползучести породы.
Условие выноса жидкости ГРП считается с учетом предела текучести в реологии Хершеля-Балкли, который в моделировании сводится к наличию критического градиента давления в трещине, ниже которого движения жидкости ГРП по трещине не происходит.
Начальное значение шага штуцера (при моделировании) в некоторых вариантах реализации принимают равным 4. Дальше шаг меняется следующим образом - 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20.
В некоторых вариантах реализации технического решения интервалы шага длительности штуцера могут быть: 10 минут (время на смену), час(-ы)/несколько часов, день (сутки), но не ограничиваясь (шаг может быть как меньше, так и больше указанного).
Определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарий вывода на режим.
Под сценарием понимается целевой темп падения давления.
Первый сценарий, «агрессивный», характеризуется достижением технологического предела по геомеханическим осложнениям (рискам). Так, например, сброс давления на устье при первом («агрессивном») сценарии может инициировать наступление геомеханических рисков.
Второй сценарий, «плавный», характеризуется достижением технологического предела по гидродинамическим осложнениями (рискам). Так, например, сброс давления при втором («плавном») сценарии может создать недостаточный градиент для начала фильтрации неразложившегося геля ГРП образуя гидродинамические пробки.
Первый и второй сценарий задают диапазон безопасных сценариев вывода на режим, т.е. варьирование параметров сценария в диапазоне от первого режима («агрессивного режима») до второго режима («плавного режима») являются безопасными с геомеханических и гидродинамических пределов.
Агрессивность (сценария) вывода на режим определяется скоростью (мм/мин) открытия штуцера на поверхности и соответствующей этому открытию скоростью падения давления в забойной зоне скважины: при «агрессивном» режиме штуцер открывается в течение десятков минут или часов, при плавном режиме открытие происходит существенно медленнее, в течение нескольких дней (от недели до двух). В промежуточных режимах (при скорости падения давления от нескольких часов до недели) эффект на долгосрочную добычу по сравнению с распространенным в настоящее время агрессивным режимом будет небольшим, поэтому рассматриваются лишь предельные случаи.
Ниже показаны примеры первого и второго сценариев (один из возможных вариантов сценариев).
Таблица 1
| Сценарий “плавный” (второй сценарий) | Сценарий “агрессивный” (первый сценарий) | ||||
| шаг № | Продолжительность, час | Положении штуцера, мм | шаг № | Продолжительность, час | Положении штуцера, мм |
| 1 | 6 | 4 | 1 | 0,2 | 4 |
| 2 | 6 | 6 | 2 | 0,2 | 8 |
| 3 | 6 | 8 | 3 | 0,2 | 12 |
| 4 | 6 | 10 | 4 | 0,2 | 16 |
| 5 | 6 | 12 | 5 | 0,2 | 22 |
| 6 | 6 | 14 | - | - | - |
| 7 | 6 | 16 | - | - | - |
| 8 | 6 | 18 | - | - | - |
| 9 | 6 | 20 | - | - | - |
| 10 | 6 | 22 | - | - | - |
Степень агрессивности вывода скважины на режим задается в общей модели очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим (1) – (4) в виде динамики забойного давления, задаваемого на границе расчетной области (точка пересечения трещины со скважиной):
Здесь 
– заданная динамика забойного давления, которая может быть задана искусственно в виде любой убывающей во времени функции (включая кусочно-гладкую, кусочно-постоянную или гладкую) или же получена на основе численных расчетов модели очистки трещины ГРП (1) – (9) в сопряжении с какой-либо моделью течения в скважине с учетом модели штуцера. Во втором случае динамика раскрытия штуцера (см. таблицу 1) является входными данными модели вместо динамики зайбойного давления в модели (1) – (9), которое получается в результате численных расчетов сопряженного моделирования течения в скважине и присоединенной(ых) трещине(ах) ГРП. В качестве модели скважины может выступать любая модель течения в скважине, включая стационарную, квазистационарную и нестационарную модели.
При «агрессивном» сценарии (первом сценарии) вывода скважины на режим сброс давления от пластового значения до заданной величины происходит быстро (открытие штуцера на устье в течение нескольких десятков минут или нескольких часов); при «плавном» сценарии (втором сценарии) вывода скважины на режим сброс давления в забойной зоне происходит плавно (открытие штуцера на устье в течение нескольких дней или недель).
Интервал контролирующих параметров между двумя сценариями задает безопасный диапазон возможных сценариев вывода скважины на режим.
Проводят ГРП в тестовых скважинах и выводят половину тестовых скважин на режим согласно первому сценарию, а вторую половину скважин выводят на режим согласно второму сценарию.
Проводят серию промысловых экспериментов, в которых половину тестовых скважин выводят на первый режим («агрессивный»), а вторую часть – на второй режим («плавный»). Пример такого сценария указан в Табл.1. Параметры продолжительности открытия штуцера, положения штуцера и устьевого давления могут меняться (варьироваться) и определяются моделированием, которое было произведено на предыдущем шаге.
Собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин.
Производят сбор полевых данных (набор данных для «плавного» сценария и для «агрессивного») полученных при выводе тестовых скважин в упомянутых режимах: инженерные отчеты гидроразрыва пласта (это интегральный файл в формате заказчика содержащий всю необходимую информацию по ГРП), данные устьевых и забойных манометров, концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), данные обводненности (содержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти и воды) и замерных установок (стандарт АГЗУ, автоматическая групповая замерная установка), данные добычи за 3, 6 и 12 мес.
Расход по фазам определяется на АГЗУ, МЗК или объемным способом по уровню в сборной емкости.
Производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных данных.
Собранные данные (численные значения переменных для моделирования) из отчета ГРП, а так же зависимость устьевого или забойного давления подаются (загружаются) в модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим, после чего результаты моделирования дебита скважины при очистке на ранних этапах фильтрации (до 14 дней) сравниваются фактическими данными с замерных установок. Данные с низкой достоверностью (прочностные характеристики породы, проницаемость породы, предел сдвига жидкости) калибруются (производят настройку модели, где данные с низкой достоверностью являются свободными параметрами) так, чтобы модельная кривая дебита совпадала с фактической (тюнинг входных параметров в пределах допустимых значений с целью достижения невязки факт-расчет не выше 5%).
Настройка – это минимизация функционала ошибки модели при варьировании ее переменных. Один из вариантов настройки описан в публикации «Повышение эффективности процесса адаптации гидродинамической модели нефтяного месторождения», Семёнев В.С., Небоженко В.А.
На калиброванных моделях по каждой паре скважин определяется, какой из сценариев вывода на режим был наиболее оптимален с т.з. добычи углеводородов, «плавный», «агрессивный» или промежуточный между ними. По результатам моделирования на калиброванной модели определяется оптимальный темп падения давления, после чего подбирается длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры.
Определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценарием вывода на режим с использованием откалиброванных моделей.
На калиброванных моделях по каждой паре скважин определяется, какой из сценариев вывода на режим был наиболее оптимален с точки зрения добычи углеводородов (сравнение происходит по накопленной добыче), первый, второй или промежуточный между ними и определяют оптимальный диапазон сценариев.
На основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры.
По результатам моделирования для каждой калиброванной модели тестовой скважины определяется оптимальный темп падения давления, после чего подбирается длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры. В дальнейшем определяют интервалы параметров для рабочей скважины, например усреднением (расчётом среднего арифметического) параметров оптимальных сценариев вывода на режим по всем калиброванным тестовым скважинам (их моделям).
Полученный таким образом оптимальный способ вывода скважины на режим включает безопасные диапазоны возможного изменения контролирующих параметров (величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра).
В таблице 2 приведен оптимальный сценарий вывода на режим рабочей скважины.
Таблица 2
| Сценарий “оптимальный” | ||
| шаг № | Продолжительность | Положении штуцера (мм) |
| час | мм | |
| 1 | 1 | 4 |
| 2 | 1 | 6 |
| 3 | 1 | 8 |
| 4 | 1 | 10 |
| 5 | 1 | 12 |
| 6 | 1 | 14 |
| 7 | 1 | 16 |
| 8 | 1 | 22 |
Выводят скважину на режим согласно определенным на предыдущем шаге параметрам.
Производят/осуществляют вывод скважины на режим согласно таблице 2, включающей оптимальный сценарий, состоящий из 8 шагов вывода рабочей скважины на режим. Вывод на режим производится скважин(-ы) отличных(-ой) от тестовых, но находящихся(-ейся) в том же месторождении/пласте.
Также техническое решение включает способ определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, систему и машиночитаемый носитель для его осуществления.
Фиг. 3 представляет пример компьютерной системы общего назначения используемой для реализации описанного способа, персональный компьютер или сервер 20, содержащий центральный процессор 21, системную память 22 и системную шину 23, которая содержит разные системные компоненты, в том числе память, связанную с центральным процессором 21. Системная шина 23 реализована, как любая известная из уровня техники шинная структура, содержащая в свою очередь память шины или контроллер памяти шины, периферийную шину и локальную шину, которая способна взаимодействовать с любой другой шинной архитектурой. Системная память содержит постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 24, память с произвольным доступом (ОЗУ) 25. Основная система ввода/вывода (BIOS) 26, содержит основные процедуры, которые обеспечивают передачу информации между элементами персонального компьютера 20, например, в момент загрузки операционной системы с использованием ПЗУ 24.
Персональный компьютер 20 в свою очередь содержит жёсткий диск 27 для чтения и записи данных, привод магнитных дисков 28 для чтения и записи на сменные магнитные диски 29 и оптический привод 30 для чтения и записи на сменные оптические диски 31, такие как CD-ROM, DVD-ROM и иные оптические носители информации. Жёсткий диск 27, привод магнитных дисков 28, оптический привод 30 соединены с системной шиной 23 через интерфейс жёсткого диска 32, интерфейс магнитных дисков 33 и интерфейс оптического привода 34 соответственно. Приводы и соответствующие компьютерные носители информации представляют собой энергонезависимые средства хранения компьютерных инструкций, структур данных, программных модулей и прочих данных персонального компьютера 20.
Настоящее описание раскрывает реализацию системы, которая использует жёсткий диск 27, , но следует понимать, что возможно применение иных типов компьютерных носителей информации, которые способны хранить данные в доступной для чтения компьютером форме (твердотельные накопители, флеш карты памяти, цифровые диски, память с произвольным доступом (ОЗУ) и т.п.), которые подключены к системной шине 23.
Компьютер 20 имеет файловую систему 36, где хранится записанная операционная система 35, а также дополнительные программные приложения 37, другие программные модули 38 и данные программ 39. Пользователь имеет возможность вводить команды и информацию в персональный компьютер 20 посредством устройств ввода (клавиатуры 40, манипулятора «мышь» 42). Могут использоваться другие устройства ввода (не отображены): микрофон, джойстик, игровая консоль, сканер и т.п. Подобные устройства ввода по своему обычаю подключают к компьютерной системе 20 через интерфейс USB 46, который в свою очередь подсоединён к системной шине, но могут быть подключены иным способом, например, при помощи параллельного порта, игрового порта. Монитор 47 или иной тип устройства отображения также подсоединён к системной шине 23 через интерфейс, такой как видеоадаптер 48. В дополнение к монитору 47, персональный компьютер может быть оснащён другими периферийными устройствами вывода (не отображены).
Персональный компьютер 20 способен работать в сетевом окружении, при этом используется сетевое соединение с другим или несколькими удалёнными компьютерами 49. Удалённый компьютер (или компьютеры) 49 являются такими же персональными компьютерами или серверами, которые имеют большинство или все упомянутые элементы, отмеченные ранее при описании существа персонального компьютера 20, представленного на Фиг. 3. В вычислительной сети могут присутствовать также и другие устройства, например, маршрутизаторы, сетевые станции, пиринговые устройства или иные сетевые узлы.
Сетевые соединения могут образовывать локальную вычислительную сеть (LAN) 50 и глобальную вычислительную сеть (WAN). Такие сети применяются в корпоративных компьютерных сетях, внутренних сетях компаний и, как правило, имеют доступ к сети Интернет. В LAN- или WAN-сетях персональный компьютер 20 подключён к локальной сети 50 через сетевой адаптер или сетевой интерфейс 51. При использовании сетей персональный компьютер 20 может использовать роутер 54 или иные средства обеспечения связи с глобальной вычислительной сетью, такой как Интернет. Роутер 54, который является внутренним или внешним устройством, подключён к системной шине 23 посредством USB порта 46. Следует уточнить, что сетевые соединения являются лишь примерными и не обязаны отображать точную конфигурацию сети, т.е. в действительности существуют иные способы установления соединения техническими средствами связи одного компьютера с другим.
В заключение следует отметить, что приведённые в описании сведения являются примерами, которые не ограничивают объём настоящего технического решения, определённого формулой.
1. Способ оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, включающий следующие этапы:
- выбирают не менее одной пары тестовых скважин с единым пластом и месторождением;
- определяют осредненные ФЕС, геомеханические свойства пласта на основании характеристик проведенных скважин, соседних к тестовым, расположенных в одном пласте и месторождении;
- получают динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин;
- определяют предполагаемые параметры геометрии трещин и получают свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти для соседних скважин;
- производят предварительное моделирование очистки трещин ГРП и вывода скважин на режим с использованием различных сценариев вывода на режим для каждой тестовой скважины на основании данных, полученных на предыдущем шаге;
- определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарии вывода скважины на режим;
- проводят ГРП в тестовых скважинах и выводят одну тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин на режим согласно первому сценарию, а вторую тестовую скважину из каждой пары тестовых скважин выводят на режим согласно второму сценарию;
- собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин;
- производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных на предыдущем шаге данных;
- определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценариями с использованием откалиброванных моделей;
- на основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры;
- проводят ГРП и выводят рабочую скважину на режим согласно определенным на предыдущем шаге параметрам.
2. Способ по п.1, в котором первый сценарий вывода на режим характеризуется достижением технологического предела по геомеханическим осложнениям.
3. Способ по п.1, в котором второй сценарий вывода на режим характеризуется достижением технологического предела по гидродинамическим осложнениям.
4. Способ по пп.1-3, в котором параметрами сценария являются: величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра.
5. Способ по п.1, в котором модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
- разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
6. Способ по п.5, в котором подмодели геомеханических эффектов используют следующие модели породы и упаковки проппанта:
- жесткопластическую;
- упругопластическую;
- упругопластическую с ползучестью.
7. Способ по п.1, в котором при выводе скважины на режим используются:
- многофазный расходомер на устье скважины для получения скоростей разных фаз с повышенной точностью;
- автоматический штуцер, который меняет внутренний диаметр по передаваемому сигналу;
- забойный манометр, передающий данные о забойном давлении на поверхность в реальном времени.
8. Способ по п.1, в котором предполагаемые параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти получают из внешних источников данных.
9. Способ по п.8, в котором внешним источником данных является база данных, или удаленная база данных, или удаленная компьютерная система.
10. Способ по п.1, в котором для подбора пар скважин используют по крайней мере следующие характеристики: пористость, проницаемость, положение разломов; фации: конус выноса, склон, мелководье.
11. Способ определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, включающий следующие этапы:
- получают данные о выбранных тестовых скважинах с единым пластом и месторождением: осредненные ФЕС, геомеханические свойства пласта на основании характеристик проведенных скважин, соседних к тестовым, расположенных в одном данном пласте и месторождении;
- получают динамику устьевого и/или забойного давления, фазовые дебиты при выводе на режим упомянутых соседних скважин;
- определяют ожидаемые предполагаемые параметры геометрии трещин и получают свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти для соседних скважин;
- производят предварительное моделирование очистки трещин ГРП и вывода скважин на режим с использованием различных сценариев вывода на режим для каждой тестовой скважины на основании данных, полученных на предыдущем шаге;
- определяют для каждой тестовой скважины первый и второй сценарий вывода скважины на режим;
- собирают данные с забойных и устьевых манометров, данные по концентрации взвешенных частиц (КВЧ), обводненности, расход по фазам с выведенных в первом и втором режиме тестовых скважин;
- производят калибровку предварительных моделей тестовых скважин на основании собранных на предыдущем шаге данных;
- определяют для каждой тестовой скважины оптимальный диапазон сценариев вывода на режим, находящийся в интервале между первым и вторым сценариями с использованием откалиброванных моделей;
- на основании оптимальных диапазонов сценариев вывода на режим тестовых скважин определяют интервалы параметров для вывода на режим рабочей скважины, включающие по крайней мере оптимальный темп падения давления, длительность и количество шагов по штуцеру устьевой арматуры.
12. Способ по п.11, в котором параметрами сценария являются: величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра.
13. Способ по п. 11, в котором модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
- разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
14. Способ по п.13, в котором подмодели геомеханических эффектов используют следующие модели породы и упаковки проппанта:
- жесткопластическую;
- упругопластическую;
- упругопластическую с ползучестью.
15. Способ по п.11, в котором предполагаемые параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти получают из внешних источников данных.
16. Система определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП по п.11.
17. Система по п. 16, в которой параметрами сценария являются: величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра.
18. Система по п. 16, в которой модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
- разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
19. Система по п. 18, в которой подмодели геомеханических эффектов используют следующие модели породы и упаковки проппанта:
- жесткопластическую;
- упругопластическую;
- упругопластическую с ползучестью.
20. Система по п. 16, в которой модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
-разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
21. Машиночитаемый носитель, содержащие машинные инструкции способа определения оптимального вывода скважины терригенного месторождения на режим добычи после ГРП по п. 11, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.
22. Машиночитаемый носитель по п. 21, в котором параметрами сценария являются: величина падения давления при смене штуцера, последовательность диаметров штуцера и длительности использования штуцера каждого диаметра.
23. Машиночитаемый носитель по п. 21, в котором модель очистки трещины ГРП и вывода скважины на режим включает, по крайней мере, следующие подмодели геомеханических эффектов:
- сжатие проппантной упаковки массивом породы в процессе депрессии трещины ГРП с учетом перераспределения зерен и их крошения;
- вдавливание зерен проппанта в стенки трещины в процессе депрессии трещины ГРП;
-разрушение породы на стенках трещины при избыточной депрессии трещины ГРП;
- вынос проппанта в прискважинной зоне трещины ГРП;
- смыкание стенок трещины в областях между островами (целиками) проппанта;
- вынос жидкости ГРП с учетом предела текучести и вязкопластической реологии жидкости ГРП.
24. Машиночитаемый носитель по п. 23, в котором подмодели геомеханических эффектов используют следующие модели породы и упаковки проппанта:
- жесткопластическую;
- упругопластическую;
- упругопластическую с ползучестью.
25. Машиночитаем носитель по п. 21, в котором предполагаемые параметры геометрии трещин и свойства проппанта, параметры жидкости ГРП, нефти получают из внешних источников данных.
