Прогнозирование разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения с использованием ГРП

Содержание

Введение……………………………………………………………………………5 стр.

1. Геологическая часть…………………………………………………………….7 стр.

1.1. Характеристика земельного участка…………………………………...7 стр.

1.2. Климатические условия участка………………………………………..8 стр.

1.3. Физико-географические  и техногенные условия……………………...9 стр.

1.4. Геологическое строение……………………………………………….10 стр.

1.5. Гидрогелогические условия участка………………………………….11 стр.

1.6. Геологические и инженерно-геологические процессы……………...12 стр.

2. Технологическая часть………………………………………………………..13 стр.

2.1. Гидроразрыв пласта, как  средство поддержания продуктивности   скважины…………………………………………………………………….13 стр.

2.2. Сущность метода ГРП…………………………………………………14 стр.

2.2.1. Проведение гидроразрыва…………………………………….16 стр.

2.2.2. Средства проведения  ГРП…………………………………….17 стр.

2.2.3. Необходимые параметры  для проведения ГРП……………..18 стр.

2.3. Технология и техника  проведения ГРП………………………………21 стр.

2.4. Обвязка и оборудование  при ГРП…………………………………….24 стр.

2.5. Оборудование, используемое  при ГРП……………………………….27 стр.

2.6. Расчет гидроразрыва  пласта…………………………………………...32 стр.

Заключение……………………………………………………………………….39 стр.

Список литературы………………………………………………………………40 стр.

 

 

 

Введение

Разработка газовых месторождений - это комплекс работ по извлечению природного газа  из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений  характеризуются зависимостями  изменения по времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежьпластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др.  Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи. При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения среднего пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа. Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры (вследствие проявления эффекта Джоуля — Томсона). Поэтому при низкой пластовой температуре в призабойной зоне возможно образование гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Снижение температуры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет температуру, большую температуры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатационных колонн в результате явления обратногопромерзания пород.  Когда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, которые вместе с парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызыватькоррозию забойного и устьевого оборудования скважины, а также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. В случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны , песчано-глинистых коллекторов —гидравлический разрыв пласта. 

Главной целью данной работы является рассмотрение прогнозирование применения гидравлического разрыва пласта на Анастасиевско-Троицком месторождении.

Геологическая часть

1.1 Характеристика  земельного участка

. В административном отношении участок проектируемого строительства расположен на территории Краснодарского края, Крымского района, на территории Анастасиевско-Троицкого нефтегазового месторождения, на землях запаса Управления имущественных отношений Крымского района, входит в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. Это месторождение открыто в 1953 году, а разрабатывается с 1954 года.

Ближайшие населённые пункты: ст. Анастасиевская в 8 км к северу от объекта и ст. Троицкая в 12 км к востоку. Районные центры – города Крымск и Славянск-на-Кубани – расположены в 21 км к югу и 17 км к северо-востоку от проектируемого объекта.

В районе строительства проложена  густая сеть автодорог с твёрдым  покрытием, которые примыкают к  автодороге Крымск – Славянск-на-Кубани и автодороге Славянск-на-Кубани –  Темрюк.

Ближайшие железнодорожные  станции, имеющие погрузочно-разгрузочные площадки – "Себедахово" и "Протока". Железнодорожная станция "Себедахово" СКЖД на участке Крымская – Тимашевская  находится в станице Троицкой. Железнодорожная станция "Протока" СКЖД на участке Крымская – Тимашевская  расположена в городе Славянск-на-Кубани, в 17 км северо-восточнее района расположения площадки. Район работ представляет равнинную местность и занимает центральную часть дельты р. Кубань.

 

 

 

 

 

 

1.2 Климатические  условия участка

Проектируемый объект расположен в западной части Краснодарского края. По климатическому районированию  для строительства относится  к району III Б. Материалы наблюдений приведены по метеостанциям (МС) Славянск-на-Кубани, расчётные значения приведены по данным МС Краснодар.

Климат района умеренно-континентальный  с мягкой зимой, сухим жарким летом, тёплой осенью.

Зима начинается во второй половине декабря и продолжается в течение двух месяцев. Зима неустойчивая. Наиболее холодный месяц – январь, наименьшие срочные значения температуры  по МС Славянск-на-Кубани характерны для  февраля (минус 33 °С). Длительность безморозного периода – 194 дня. Снежный покров бывает ежегодно, но отличается неустойчивостью. Первое появление снега отмечается в первой декаде декабря, сход – в первой декаде марта. Высота снежного покрова достигает в среднем 18 см на защищённой местности. Число дней со снежным покровом достигает 39.

Лето жаркое, сухое, иногда с сильными ливнями. Максимальная температура  самого жаркого месяца (июля) – плюс 41 °С.

Наиболее часто повторяются  ветры северо-восточного и восточного направлений. В летний период восточные  ветры стихают, и одинаково часто  повторяются ветры западных румбов. Среднегодовая скорость ветра – 3,4 м/сек. Среднее число дней за год  с сильным ветром (более 15 м/сек) по МС Славянск-на-Кубани – 19. Наибольшее число дней за год с сильным  ветром по МС Славянск-на-Кубани – 41. Распределение  осадков в течение года довольно равномерное с некоторым преобладанием  в летнее время (июнь – июль), в  зимнее время в декабре – феврале. Режим выпадения летних осадков, как правило, носит ливневый характер. Зимой осадки выпадают в виде дождя  и мокрого снега. Годовое количество осадков – до 652 мм.

 

 

1.3 Физико-географические и техногенные условия

В геоморфологическом отношении участок месторождения приурочен к левобережной пойме р. Кубань. Поверхность поймы представляет собой аккумулятивную, плоскую низменную равнину. Уклоны поверхности незначительны.

В тектоническом отношении  район строительства относится  к Западно-Кубанскому прогибу и  расположен в пределах Славянско-Рязанской  мегантиклинали.

Участок под строительство  расположен на территории Анастасиевско-Троицкого  месторождения нефти и газа. Абсолютные отметки поверхности земли изменяются от 2,20 м до 4,46 м.

Район строительства несёт  высокую техногенную нагрузку. Основными  техногенными формами рельефа здесь  являются сети подземных и наземных коммуникаций, нефтяные и газовые  скважины, промысловые дороги, каналы.

Гидрографическая сеть района представлена реками Кубань, Протока, Адагум, Афипским коллектором и внутренними  водоёмами. Имеется развитая сеть оросительных и сбросных каналов.

Естественный рельеф района представляет собой плоскую, почти  идеальную равнину, сложенную речными  наносами. Абсолютные отметки поверхности  едва заметно уменьшаются в направлении  Приазовских плавней (отметки колеблются от 2,5 до 4,9 м).

Естественная растительность района представлена вербой, тополями вдоль реки Кубани, камышом, кугой  и рогозом вдоль каналов и  ериков, имеется терновник, акация и  ежевика.

 

 

 

 

 

1.4 Геологическое строение

Месторождение приурочено к  брахиантиклинали в пределах Анастасиевско-Краснодарской  антиклинальной зоны. Складка осложнена  двумя сводовыми поднятиями. Установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене  на глубине 750-1770 м. Горизонты I, Ia, II, III содержат газ, IV - нефть с газовой шапкой, V, VI, VIa, VII - нефть. Основной продуктивный горизонт IV с эффективной толщей до 50 м. Газонефтяной контакт 1502 м., а водонефтяной 1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы поровые ( пески и песчаники); пористость 20-30 %, проницаемость 900 мД. Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, температура 38-66°С. Cостав газа (%): CH4 - 91- 98; C2H6 + высшие - 3,5-0,80; CO2 - 5,0-0,2; N2 - до 1,3. Hефть содержит S до 0,3%, парафина до 3%. Плотность нефти 830-908 кг/м3. Эксплуатируются 900 скважин. Центр добычи - пос. гор. т. Ахтырский. Начальный дебит нефти в скважинах 14-45 т/сут.

Геологическое строение рассматриваемого участка, до изученной глубины 15,0 м, представлено следующими геолого-генетическими комплексами:

  • комплексом нерасчленённых голоценовых и верхнеплейстоценовых аллювиальных отложений;
  • комплексом голоценовых делювиально-аллювиальных отложений;
  • комплексом современных почв;
  • комплексом современных техногенных грунтов.

Разрез отличается разнообразием  литологического состава грунтов. Здесь выделены пески пылеватые  и мелкие, и все разновидности  глинистых грунтов (от супесей до глин). Преобладающими в разрезе  являются глинистые разности грунтов. В целом для геологического строения территории характерна частая и быстрая смена одних отложений другими, фациальные изменения грунтов в плане и по глубине. Комплекс нерасчленённых голоценовых и верхнеплейстоценовых аллювиальных отложений  представлен глинистыми разностями (суглинки, глины) различной консистенции от полутвёрдой до текучепластичной, и песками пылеватыми и мелкими водонасыщенными. Грунты неоднородны. Вскрытая мощность отложений колеблется от 1,4 м до 12,5 м. Комплекс голоценовых делювиально-аллювиальных отложений  представлен глинами полутвёрдыми, суглинками туго и мягкопластичными, супесями твёрдыми и песками пылеватыми влажными и маловлажными. Отложения залегают под маломощными почвами, редко под насыпными грунтами. Мощность отложений изменяется от 0,2 до 3,5 м. Комплекс современных почв распространен практически повсеместно с поверхности грунтового массива. Почвы суглинистые относятся к типу аллювиальных луговых почв. Содержание органического углерода в почвах в среднем 3,2 %. Почвы характеризуются маломощным плодородным слоем (их мощность изменяется в пределах 0,1 – 0,5 м). Для целей рекультивации они используются на полную мощность.

1.5 Гидрогеологические условия участка

На рассматриваемой территории, на глубине 2 – 4 м вскрыты подземные воды первого водоносного горизонта, и на глубине 8 – 10 м вскрыты подземные воды второго от поверхности водоносного горизонта. На момент изысканий (март 2009 г.) уровень подземных вод зафиксирован на глубине 1 – 4 метра. Водовмещающими являются практически все выделенные разности грунтов (глины, суглинки и пески). Питание подземных вод осуществляется за счёт поверхностных вод и атмосферных осадков. Разгрузка происходит в нижележащие горизонты. Естественный режим подземных вод нарушенный. Установившийся уровень их характеризуется непостоянством и зависит от климатического и техногенного факторов. В зимне-осенний период из-за высокого природного уровня подземных вод в условиях равнинного рельефа даже незначительные осадки приводят к водонасыщению кровли грунтовой толщи. А в весенне-летний период, при естественном понижении уровня подземных вод, создаётся искусственный его подъём (заполняются водой оросительные и дренажные системы полей). Воды первого и второго водоносных комплексов обладают тесной гидравлической связью.

1.6 Геологические и инженерно-геологические процессы

 

Эндогенные процессы. Район  работ относится к сейсмически  опасным. Проектируемые сооружения, по предполагаемому воздействию  на окружающую среду при аварии, можно отнести к объектам нормального  уровня ответственности. Район строительства  относится к зоне 8 баллов.

Экзогенные процессы. В  процессе хозяйственной деятельности нарушен естественный сток атмосферных  осадков и режим подземных  вод. Система каналов относится  к подтопляемой и затопляемой  территории. При организации строительства  следует учитывать высокий естественный уровень грунтовых вод в зимне-весенний период.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Технологическая часть

2.1. Гидравлический разрыв пласта, как средство поддержания продуктивности скважин

Рассмотрим возможность применения гидравлического разрыва пласта на Анастасиевско-Троицком месторождении. Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что  производительность скважин после  гидравлического разрыва увеличивается  иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что  образовавшиеся трещины соединяются  с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или  образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения  расхода Q и давления P при осуществлении  процесса. Образование искусственных  трещин на графике характеризуется  падением давления при постоянном темпе  закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство  новой скважины как с экономической  стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического  разрыва требует очень тщательного  изучения термодинамических условий  и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление  гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

1.  Давших при опробовании слабый приток

2.  С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора

3.  С загрязненной призабойной зоной

4.  С заниженной продуктивностью

5.  С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими)

6.  Нагнетательных с низкой приёмистостью

7.  Нагнетательных для расширения интервала поглощения

Целью проведения гидравлического  разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную  зону скважины – изменение свойств  пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин ).

Допустим, что успех или неуспех  гидроразрыва мы связываем с двумя  факторами : предшествующим дебитом  скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов : давления нагнетаемой жидкости, темпа  закачки, процента песка в этой жидкости и т.д.

 
2.2. Сущность метода ГРП

Гидравлический разрыв пласта на Анастасиевско-Троицком месторождении должен проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после  снижения давления ниже давления разрыва  в образовавшиеся трещины нагнетают  вместе с жидкостью отсортированный  крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как  во вновь созданные, так и в  существовавшие в пласте трещины, раскрытые  при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых  или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости  призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.

Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в  пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после  окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.

Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины  в породы. В идеальных условиях давление раскрытия рр должно быть меньше горного давления рг, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство рг * рп < рр, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким образом, давление разрыва зависит  от предшествующего эксплуатации скважин  процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва на Анастасиевско-Троицком месторождении нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах.

 

2.2.1 Проведение гидроразрыва

Гидроразрыв проводят по следующей  технологии. Вначале под большим  давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления  трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-песконоситель  при обработке добывающих скважин  приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка  в жидкости-песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м3 и зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности.

Механизм гидравлического разрыва  пласта на Анастасиевско-Троицком месторождении, т. е. механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может  изменяться в широких пределах. Практикой  подтверждено, что в большинстве  случаев давление разрыва Ppна забое скважины ниже горного давления и составляет (15...25) * Н, кПа (1,5…2,5 кгс/см2).

Здесь Н — глубина скважины в  м.

Для малопроницаемых пород это  давление может быть достигнуто при  закачке маловязких жидкостей разрыва  с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется  большая скорость нагнетания, а при  ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций:

1) закачка в пласт жидкости  разрыва для образования трещин;

2) закачка жидкости-песконосителя  с песком, предназначенным для  закрепления трещин;

3) закачка продавочной жидкости  для продавливания песка в  трещины.

 

2.2.2 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва  и жидкости-песконосителя применяют  одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием  — жидкость разрыва. Для гидравлического  разрыва пласта применяют различные  рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей  применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или  керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор  сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени  зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности  удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

К жидкости разрыва предъявляются  следующие требования. Во-первых, она  должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение  в глубь пласта, иначе повышение  давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вторых, при наличии в разрезе  скважины нескольких продуктивных пропластков  необходимо обеспечить по возможности  равномерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразрыва будет снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным. Подобной фильтрационной характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для которой может быть записан в виде.

 
2.2.3 Необходимые параметры для проведения ГРП

Для гидроразрыва на Анастасиевско-Троицком месторождении в скважину должны быть спущены трубы, по которым жидкость будет поступать в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним — гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.

При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в  пласт большого объема жидкости, что  связано с необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.

При высокой вязкости жидкости разрыва  для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости  от проницаемости пород оптимальная  вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50—500 сП. Иногда при закачке  через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и  даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного  в ней песка, что предупреждает  возможность оседания его в цилиндрах  насоса, элементах обвязки, трубах и  на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва  и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость  проверяют на приборе по определению  водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см3жидкости за 30 мин.

Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится  в прямой зависимости от вязкости.

Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые  нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется  в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых  при гидроразрыве пластов, достигается  введением в них соответствующих  загустителей. Такими загустителями  для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой  песконесущей способностью обладают некоторые  нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя  при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Прогнозирование разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения с использованием ГРП