Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ВВЕДЕНИЕ
Одним из самых крупным нефтедобывающим предприятием Компании Роснефть является акционерное общество «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ». Приразломное месторождение относится к числу перспективных месторождений объединения.
В последнее время, ГРП становится эффективным инструментом, позволяющим управлять работой пласта (в том числе изменять его фильтрационные характеристики) и реализовывать долгосрочные стратегические программы разработки. Концепция ГРП достаточно проста. В общем, для относительно простой геологии, физические основы теории ГРП достаточно хорошо разработаны и проверены. Эффективность ГРП в значительной степени зависит от правильного выбора объекта проведения этого процесса и технологии его реализации.
Залежь Приразломного месторождения относится к низко проницаемым пластам, которые обычно имеют значительную неоднородность, как по разрезу, так и по площади. В результате скважины даже при относительно большой плотности сетки скважин не могут охватить весь пласт дренированием.
Отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтедобычу в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабопроницаемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, в результате чего конечная нефтеотдача пласта может быть увеличена на 3-5 % и более.
Главной задачей любой нефтедобывающей компании является постоянный прирост ресурсной базы, как условие стабильной добычи нефти с оптимальной себестоимостью. При достаточно больших начальных удельных затратах на проведение ГРП окупаемость затрат составляет не более года.
В течение дальнейших 4-5 лет инвестор получит прибыль, многократно превышающую затраты.
На конец 2004 года более 60% фонда скважин Приразломного месторождения были подвергнуты ГРП, за счет которых была получена дополнительная добыча нефти, прирост дебитов по нефти и небольшая обводненность. В будущем предполагается дальнейшее проведение гидроразрывов на территории месторождения, так как это выгодно экономически и технологически, при условии подробных исследований скбажин.
Одним из основных методов интенсификации добычи нефти на Приразломном месторождении является ГРП. За период с 1990 года до 2004 года накопленный объем ГРП составляет 818 операций, из них компанией «Фракмастер» с 1990г по 1998г произведено 434 операции, компанией «Интрас» с 1994 по 1997гг произведено - 233 операции, с 1999 года гидроразрыв пласта на Приразломном месторождении производит компания «Шлюмберже» в 2003 году количество операций составила 106 операций, а 6 2003 году приступила к проведению ГРП компания «КАТКОнефть» произвела 19 операции на конец 2004 года компания «Халибуртон» 23,а компания «Петроальянс» 5 операций.
При рассмотрении результатов оценки удельной дополнительной добычи нефти от ГРП можно отметить, что накопленная добыча нефти оценивается на дату 1.01.2005 года и составляет - 25661585 т. («Фракмастер» - 1174-0185т. «Интрас» - 7781723т. «Шлюмберже»- 11959690т. «КАТКОнефть» - 586183т. «Халибуртон» - 308063т, «Петроальянс» - 42700т.).
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Разработка Приразломного месторождения было начато в 1986 году. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - пласта БС4-5. За рассматриваемый период 1986-2004 гг. на месторождении производилось эксплуатационное бурение, разработка месторождения согласно технологической схеме осуществляется с применением системы поддержания пластового давления путём закачки воды.
По состоянию но 01.01.2004 г. общий фонд Приразломного месторождения составил 1031 скважину, из которых 741 добывающая, 220 нагнетательных 14 пьезометрических, 33 контрольные, 23 ликвидированные.
На 01.01.2004 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 741 скважину, в том числе по пласту БС4-5 -726 скважин, БС18 - 15. Разбуренность месторождения добывающим фондом скважин за период 1986-2000 гг. не достигла проектного уровня (2060 скважин) и составила 36 %. Действующий фонд составил 667 скважин (90 % от добывающего фонда): из них по пласту 5С4-5 - 663 скважины. Бездействующий фонд составил 73 скважины: из них по пласту БС4 - 62, БС18 - 11 скважин. Выход скважин в БД фонд несколько рос до 1994- года, а с 1994 года идет значительное снижение. Наличие скважин в бездействии объясняется, в основном, аварийностью установок ЭЦН, что в свою очередь вызвано засоренностью призабойных зон скважин. В освоении на месторождении находится 7 скважин - на пласте БС4-5 (1 из добывающего фонда и 6 из нагнетательного).
Преобладающим на Приразломном месторождении является механизированный способ добычи нефти: (ЭЦН и ШГН). По состоянию на 01.01.2004 г., в действующем фонде находилось 59 фонтанирующих скважин (8,9 % от действующего фонда), 419 скважин, оборудованных ЭЦН (62,8 %) и 189 скважин, оборудованных ШГН (28,3 %).
По состоянию на 1.01.2005 г. эксплуатационный фонд Приразломного составил 716 скважин, действующий фонд –скважины (88%)I из них фонтанных -341 скважин (15% от действующего фонда) 431 скважин, оборудованных ЭЦН (67%) и 92 скважин, оборудованных ШГН (14 %).
1.2 Орогидрография района
В административном отношении Приразломное месторождение находится на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского округа Тюменской области.
Центр округа - г. Ханты-Мансийск расположен в 90 км к западу от месторождения, г. Нефтеюганск в 70 км к востоку.
Приразломное месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений - Приобского, Правдинского, Мало-Балыкского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой.
Местность представляет собой заболоченную равнину, высотные отметки рельефа колеблются от +35.0 до +65.0 м.
Растительный мир района отличается значительным разнообразием. Преобладает хвойный и смешанный лес. На сухих песчаных почвах развиты сосновые боры. Низовая пойма в речных долинах покрыта кедровником и зарослями тальника.
Территория располагается в зоне вечной мерзлоты, имеющей преимущественно прерывистое строение. Мерзлотные зоны относятся к типу неустойчивых погребенных, с температурой от 00С до -50С. Толщина составляет от 15 до 40 м., глубина залегания от 140 до 180 м.
1.3 Стратиграфия
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.
Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 м представлена туфоаргиллитами, нижняя - кварцевыми порфирами и порфиритом и среднедеВанского, и возроста.
Платформенный чехол представлен терригенными отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системами общей толщиной немногим долее 3300 м.
Юрская система.
Породы залегают с угловым несогласием на фундаменте. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и низы верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту.
В районе Приразломного месторождения в разрезе морских верхнеюрских отложений выделяются две свиты: нижняя - балакская, верхняя - баженовская.
Тюменская свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей.
На Приразломном месторождении мощность тюменской свиты достигает 388 м (скважина 184). Ближайшая к отчетной площади скважина, вскрывшая отложения тюменской свиты - скважина 189 (глубина кровли свиты 2996 м.).
Абалакская свита сложена темно-серыми, почти черными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми, глауконитовыми, с остатками раковин пелиципод, рострами белемнитов. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты.
Толщина абалокской свиты достигает 32 м.
Баженовская свита сложено в основном аргиллитами темно-серыми, иногда почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых прослоями, массивными, битуминозными, слюдистыми. Встречаются прослои алевритистых битуминозных аргиллитов, органогенно-глинисто-карбонатных пород.
С отложениями баженовской свиты связаны промышленные притоки нефти на Салымском, Правдинском, Приобском месторождениях.
Толщина баженовской свиты на 46 м.
Меловая система
Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами нижним и верхним.
В составе нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская, ханты-мансийская свиты, а верхнего - верхне-ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части. Непосредственно на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка темно-серых, почти черных аргиллитов (подачимовская).
Аргиллиты этой пачки слабоалевритистые, слюдистые, известковистые. Толщина от 15 до 20 м.
Выше залегает ачимовская толща, представленная неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, не выдержанных по мощности и простиранию. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые, с глинисто-карбонатным цементом, с включением углистого детрита.
1.4 Характеристика нефтегазоносных пластов
Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пластах ачимовской толщи, БС4-5, БС1, АС111 и АС112. Основным объектом разработки является пласт БС4-5.
Пласт БС4-5
Характеристика толщин пластов, статистические показатели неоднородности, характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности приведены в таблицах 1.1 и 1.2 только по основному пласту БС4-5.
Карта проницаемости по керну приведена на рисунке 1.1, а. Скважины с отбором керна расположены по площади достаточно равномерно. Можно видеть, что зоны повышенных проницаемостей распространяются в северо-восточном направлении в средней части разбуренного пласта. Более точную картину распределения проницаемости дает карта, построенная по данным определения проницаемости с учетом ГДИ (рисунок 1.1, б). В целом картина распределения проницаемости пласта сохраняется, однако отмечается большая детализация и уточняются зоны распространения высоких значений.
Наиболее характерные толщины проницаемых прослоев находятся в интервале от 1.0 до 1.5 метров (рисунок 1.2), их доля составляет около 45 %. Прослоев с толщиной более 3 метров практически не встречается. Зоны со средними толщинами коллекторов более 2 м расположены в восточной и центральной частях пласта БС4-5..
Рисунок 1.1 - карты проницаемости по разбуреннои части
пласта БС4-5
а) построенные данным керна, б) по принятым для расчетов данным.
Пласты группы АС
Пласт АС11 приурочен к базальным слоям шельфовой части разреза неокома, которая располагается выше маркирующей пачки пимских глин. В пределах Приразломного месторождения пласт состоит из двух песчаных слоев, обозначенных авторами отчета 1985 г. как АС111 и АС112.
Залежь пласта АС111 вскрыта в районе скважины 191. По ней получен промышленный приток нефти (Qн=9.8 м3/сут при Нд=663 м) ВПК проводится по подошве нижнего нефтенасыщенного по ГИС коллектора на абсолютной отметке 2370 м. Залежь вскрыта одной скважиной.
1. Залежь в районе скважины 188 отнесена к категории С2 (см. рисунок 1.3), вследствие получения притока нефти с водой /процентное соотношение нефти к воде как 85:17 /1/), несмотря на нефтеносную по ГИС характеристику пласта. ВНК залежи 2371 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 5.0 х 4.2 км, высота залежи 7м.
2. Залежь в районе скважины 214, вскрытая также и скважиной 213, литологически экранированная. Залежь недоразведана. Средняя нефтенасыщенная толщина, принятая на балансе РФГФ, составляет 1м (категория С1см. рисунок 1.3).
Песчаники и алевролиты пласта АС11 представлены светло серыми, серыми с буроватым оттенком породами, в которых широко распространена горизонтальная и мелко-косая слоистость, подчеркнутая полосками углисто-слюдистого материала. Характерна примесь рассеянного углистого детрита. Отсортированность обломочного материала от средней до хорошей.
Минеральный состав полимиктовый, иногда переходящий в полевошпатово-кварцевый. Из акцессорных минералов встречается циркон и гранит.
Цемент в основном пленочно-поровый. Покрышкой залежи пласта АС11 служит толща аргиллитов, изменяющаяся в приделах от 3 до 21 м..
1.5 Характеристика пластовых флюидов
Нефти Приразломного месторождения сернистые (содержание серы от 0,72 до 1,60 %) смолистые (от 4,92 до 8,3 %) парафинистые (от 3,11 до 4,10 %) содержание асфальтенов от 1,09 до 10,80%. Нефть пласта БС4-5 маловязкая.
Нефть находится в условиях повышенных пластовых давлений 28 МПа. Давление насыщения в два раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-15,8 Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69-100 м3/т и более. В составе пластовой нефти содержание метана 22,67%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над их изомерами.
Минерализация исследуемых вод находится в пределах от 2.2 до 56.9 г/л при среднем значении 10.05 г/л.
Характеристику пластовых флюидов смотрите в таблицах 1.1, 1.2, 1.3.
1.6 Свойства нефти
Свойства пластовой нефти горизонта БС4-5 исследованы методом однократного разгазирования.
Нефть находится в условиях повышенных пластовых давлений 28 МПа. Давление насыщения в два раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-15Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69-100 м3/т и более. В таблице 1 представлены сведения о компонентном составе нефти.
По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает до 69,6%, нафтеновых 27,9 %, ароматических 16,6%. Нефть хорошо растворима в органических растворителях. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В среднем в нефти содержится около 84-85% углерода и 13-14% водорода.
По состоянию на 1.01.2005 г. эксплуатационный фонд Приразломного составил 716 скважин, действующий фонд - 636 скважины (88%), из них фонтанных - 341 скважин (15% от действующего фонда), 431 скважин, оборудованных ЭЦН (67%) и 92 скважин, оборудованных ШГН (14 %).
Фонтанные скважины работают со средним дебитом по нефти 2,5 т/сут.( средний дебит новых скважин до 10 т/сутки нефти). Все скважины малодебитные, хотя первые разведочные скважины до 25т/сут. Из 341 скважин в эксплуатации - 64скважин. Средний период фонтанирования - 2 года. Коэффициент продуктивности -0,18 м3/сут МПа.
Установками ЗЦН оборудовано на 1.01.2005 г - 431 скважин: из них в эксплуатации находятся 373 скважины, в бездействии 58 скважин. Добыча нефти УЭЦН составляет 65% от общей добычи. Комплексной тех.схемой предусматривалось лишь 20% фонда скважин оборудовать установками ЭЦН (из-за ухудшенных свойств пластов: большая проницаемость, неоднородность пласта по мощности, высокие пластовые температуры). Проводимые с 1993 года массовые ГРП привели к улучшению коллекторских свойств пласта БС4-5 средний дебит возрос, таким образом, возникла потребность в УЭЦН.
Средний дебит скважин с УЭЦН на 1.01.2005год - 23 т/сут по нефти. Анализ работы добывающего фонда УЭЦН показал, что в оптимальном режиме работает только 40% скважин, в режиме ниже оптимального - 59%, выше - 1%. Почти половина действующего фонда УЭЦН (38%) работает в периодическом режиме, с периодом накопления от 2 до 20 часов. Коэффициенты эксплуатации и использования составили соответственно 0,9871 и 0,596.
Штанговые установки на 1.01.2005 года работают на 90 скважинах, из них в работе - 63 скважин, в бездействии - 27 скважин. На 1.01.2005 год средний дебит составил - 7,4 т/сут. по нефти.
1.10 Конструкция скважины
Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом № 63 и технологическим регламентом на крепление скважин.
Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная рисунок 14.
1. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений.
2. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/смЗ до устья. Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-1 в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе.
3. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Опыт применения гидроразрыва в скважинах месторождения.
За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП "ЮГАНСКФРАК-МАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнефтегаз", показал следующее.
Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5-10-2 мкг2 из них 51 % менее 10-2 мкм2 и 45 % менее 5-10 мкм2.
В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин - на бездействующих скважинах -24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в результате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводненности на 6,2 %. Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты БС4-5 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3,5 - 6,7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5-6%. Динамика показателей до повторного ГРП и после смотрите на рисунках 2.1 и 2.2
2.2 Задачи и цели гидравлического разрыва и критерии выбора скважин для проведения ГРП.
Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого, материала –удержать созданную трещину в раскрытом состояний после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает, дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давления на породу пласта, называется жидкостью разрыва.
Задачи гидравлического разрыва
При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:
а) создание трещины
б) удержание трещины в раскрытом состоянии
в) удаление жидкости разрыва
г) повышение продуктивности пласта
Цель гидравлического разрыва
Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:
. Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв лучший способ повышения продуктивности.
2. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.
Выбор скважины. Гидравлический разрыв пласта рекомендуется проводить в следующих скважинах: давших при опробовании слабый приток нефти, с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью коллекторов с загрязненной призабойной зоной, имеющих заниженный дебит против окружающих; с высоким газовым фактором в нагнетательных с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу; в нагнетательных с низкой приемистостью.
Гидравлический разрыв пласта не рекомендуется проводить в скважинах: технически неисправных (нарушен фильтр, смята колонна); расположенных вблизи водонефтяного или газонефтяного контура, во избежание преждевременного обводнения нефтяных скважин или прорыва газа.
При выборе скважин для гидравлического разрыва пластов учитывают результаты проведенных тампонажных и изоляционных работ. В случае недостаточной высоты подъема цемента за колонной или некачественно проведенных тампонажных работ проводить гидроразрыв не следует.
2.3 Жидкость разрыва, жидкость песконосителя, расклинивающие материалы
Кроме того, жидкость песконоситель должна обладать заданными регулируемыми реологическими свойствами, обеспечивающими доставку расклинивающего реагента (песка –проппанта) на расчетную длину трещины и закрепление его там после окончания операции.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используют одну и ту же жидкость.
В качестве рабочих жидкостей для ГРП могут использоваться загущенные углеводородные жидкости (нефть, керосин, дизельное топливо) инвертные эмульсионные растворы, нефтекислотные эмульсии, а также загущенные жидкости на водной основе.
На основе накопленного опыта предприятия «Интрас» рекомендуются к использованию два типа рабочей жидкости:
а) на углеводородной основе: загущенная нефть или загущенное дизтопливо.
Для загущения углеводородной жидкости в качестве гелеобразователей используются импортные химреагенты HGA-37, NGA-44. Для разложения геля используется деструктор «pH Вreаkеr».
Вышеприведенная рабочая жидкость (гель) применялась управлением «Интрас» ОАО Юганскнефтегаз. Основа для приготовления (нефть, дизтопливо) завозятся на скважину в готовом виде. Гелеобразователи и деструктор вводятся непосредственно перед проведением ГРП. Недостатком этой рабочей жидкости на углеводородной основе является ее относительно высокая стоимость;
б) на водной основе: пластовая вода, загущенная гелями.
В качестве химреагентов, обеспечивающих, загущение и технологические свойства жидкости на водной основе используются импортные композиции: WGA-1, NCL-100, NE-201, BXL-10. Для разложения геля на водной основе применяется деструктор «Ap Break».
По данным для плотных пород при вскрытой толщине не более 20м объем рабочей жидкости рекомендуется определять из расчета 4-6м3 на 1м вскрытой части пласта. Исходя из анализа расчета 4-6м3 на 1м вскрытой части пласта. Исходя
проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.
- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10-20.
) прочность
При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60Мпа проницаемость проппанта 20/40 «CarboProp» значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчаных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.
Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температурам.
ОАО «Юганскнефтегаз» работ по ГРП концентрация проппанта рекомендуется в пределах от 100 кг/м3 в начале операции до 800 кг/м3 в конце ГРП, в каждом конкретном случае количество проппанта, его концентрация в жидкости определяются расчетным путем. Для расчета потребности проппанта на всю операцию ГРП рекомендуется принимать среднее значение концентрации 450 кг/м3.