Нефть и газ: новые технологии. Таграс-ремсервис осваивает новые технологические решения для грп

Директор ИВТ СО РАН д.ф.-м.н. Сергей Григорьевич Черный.

Для чего нужен гидроразрыв пласта (ГРП), почему его необходимо моделировать, что такое продвинутая модель и кому она интересна – на эти и другие вопросы отвечает директор Института вычислительных технологий СО РАН доктор физико-математических наук Сергей Григорьевич Черный.

1. Для чего нужен ГРП

Гидроразрыв изобретен для разработки месторождений полезных ископаемых и строительства подземных сооружений в сложных геолого-физических условиях – когда необходимы методы управляемого разрушения и разгрузки массивов горных пород, создания в них дренажных систем, изолирующих экранов и так далее. Особое место ГРП занимает среди методов интенсификации работы нефтяных и газовых добывающих скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. В 2015-2017 году в России проводилось по 14-15 тысяч операций ГРП в год, в США – около 50 тысяч.

Метод ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в нетронутом массиве породы для обеспечения притока к забою скважины газа, нефти, их смеси, конденсата и др. Технология проведения ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосов жидкости гидроразрыва: геля, воды, либо разбавленной кислоты. Давление закачки выше давления разрыва пласта, поэтому образуется трещина. Для ее закрепления в открытом состоянии используется либо проппант, расклинивающий разлом, либо кислота, разъедающая стенки созданной трещины. Название проппант пришло из англоязычного сокращения «propping agent» – расклинивающий наполнитель. В этом качестве используется, например, кварцевый песок или специальные керамические шарики, более прочные и крупные, а, значит, более проницаемые.

2. Для чего нужно моделирование ГРП

Создание технологии ГРП требует моделирования его процесса. Это позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать всю технологию ГРП. В частности, очень важно обеспечить правильную форму трещины на начальном участке ее распространения в окрестности скважины. Надо, чтобы у нее отсутствовали резкие перегибы, которые могут привести к возникновению пробок, закупоривающих канал откачки добываемых нефти или газа. Возникает естественный вопрос: откуда брать необходимые для работы модели геофизические данные о пласте, такие как проницаемость, пористость, сжимаемость, напряженное состояние и другие?

Такой вопрос возник задолго до разработки технологии ГРП и наука предложила множество методов определения различных параметров задачи. Это и анализ кернов (образцов породы, получаемых во время бурения), и множественные датчики давления и деформаций, установленные в различных частях скважины, и методы сейсморазведки, в которых по времени прохождения упругих волн, индуцируемых с поверхности, определяют границы различных материалов в породе и их параметры, и даже замеры естественной радиоактивности, которая может показать, например, местоположение глиняных пропластков.

Для определения главных напряжений залегания в нетронутом массиве у геофизиков имеются проверенные технологии, в том числе базирующиеся на натурном бурении и геофизических измерениях. Также используется технология мини-ГРП, в которой по параметрам, получаемым в процессе создания маленькой трещины, калибруются модели, по которым будет предсказываться поведение трещины большего размера. Разумеется, полную картину не может дать ни один из подходов, поэтому методы получения информации о пласте постоянно совершенствуются, в том числе и в нашем институте. Например, нами показано, что параметры трещиноватости породы, окружающей скважину, можно определить, решая обратные задачи на основе моделей фильтрации бурового раствора и замеряемых зависимостей давления в скважине. Также мы определяем структуру и параметры прискважинной области по результатам каротажного зондирования, решая обратную задачу на основе уравнений Максвелла.

3. Давно ли ведется моделирование ГРП

Сравнительно давно, с 50-х годов XX века, практически сразу после того, как ГРП как метод увеличения продуктивности скважины начал использоваться. Тогда же, в 1955 г. была предложена одна из первых моделей ГРП – модель Христиановича-Желтова, получившая дальнейшее развитие в работе Гиртсма и де Клерка и известная во всем мире как модель Христиановича-Гиртсма-де Клерка (KGD). Немного позднее были созданы еще две известные, широко используемые и в настоящее время модели: Перкинса-Керна-Нордгрена (PKN) и модель плоскорадиальной трещины. Эти три модели представляют соответственно три основные геометрические концепции во множестве плоских одномерных моделей:

• прямолинейное распространение трещины из линейного источника бесконечной высоты;
• прямолинейное распространение трещины из линейного источника конечной высоты;
• радиальное симметричное распространение трещины из точечного источника.

Три базовых концепта и их модификации достаточно хорошо описывают ГРП для типичных ориентаций скважин в традиционных месторождениях нефти и газа, предполагающих вертикальное или наклонное бурение и одну трещину гидроразрыва на одну скважину. Эти модели не потеряли своей актуальности и благодаря своей скорости используются в современных симуляторах ГРП, как для получения первичной информации о трещине, так и для оптимизации параметров ГРП.

Однако в настоящее время в связи с истощением традиционных, легкоизвлекаемых запасов все большее место в мире занимает разработка нетрадиционных месторождений, которые характеризуются более сложной структурой нефтеносных и газоносных пластов. Отличительными особенностями таких пластовых резервуаров являются низкая (плотный песок) и ультранизкая (сланцевые газ и нефть) или наоборот экстремально высокая (песчаник с тяжелой нефтью) проницаемость пласта, присутствие разветвленной системы трещин, которые могут содержать одно или более семейств, ориентированных в различных направлениях и пересекающих друг друга. Очень часто разработка таких нетрадиционных месторождений становится экономически невыгодной без такой интенсификации добычи, как ГРП. В то же время традиционные модели ГРП не позволяют адекватно описывать эти процессы, и требуются новые более изысканные (современные, продвинутые, усовершенствованные) модели.

4. Способен ли ИВТ СО РАН решить проблему моделирования ГРП для нетрадиционных месторождений

ГРП – сложная технология, и разработка модели всего процесса не под силу одному институту, поэтому во всем мире группы ученых концентрируются на различных частях этой технологии. ИВТ обладает большим опытом в моделировании начального этапа распространения трещины ГРП: от ее образования до достижения ей размеров нескольких метров. На этом этапе, в отличие от развитой трещины, размеры которой достигают уже сотен метров, сильно заметно и сильно влияет искривление, которое необходимо учитывать.

Поэтому мы развиваем направление усовершенствования моделей в плане учета в них трехмерности процесса распространения. Для реалистичного описания продвижения фронта трещины в произвольном трехмерном случае необходимо применять трехмерный же критерий нахождения приращения фронта трещины и выбора направления его распространения, учитывающий смешанное нагружение по всем трем модам напряжений. Среди существующих работ, посвященных трехмерным моделям распространения, отклонение фронта трещины определяется только по второй моде. В них используются двумерные плоские критерии. Нами построена и верифицирована новая полностью трехмерная численная модель распространения трещины от полости под воздействием давления закачиваемой жидкости сложной реологии с трехмерным критерием распространения. Она позволила описать эволюцию трещины от момента ее образования до выхода на главное направление, с учетом ее искривления.

Еще одной отличительной особенностью этой модели является одновременное рассмотрение в ней самой скважины и переменной нагрузки, вызванной течением жидкости, в распространяющейся от скважины трещине. Обычно в работах по трехмерному моделированию распространения трещины скважина не присутствует в модели. В лучшем случае рассматривается переменная нагрузка в трещине, вызванная закачиванием в нее ньютоновской жидкости из точечного источника.

Следует также отметить, что технологическая разработка нетрадиционных пластовых резервуаров сопровождается проектированием новых жидкостей гидроразрыва и различных добавок к ним (волокна, флока и др.), которые значительно изменяют реологическое поведение этих жидкостей. Например, возрастающий интерес к плотным и ультраплотным нетрадиционным пластовым резервуарам с высоким содержанием глины привел к разработке специальных составов с большими долями газа и малыми долями воды. Эти жидкости не ухудшают фильтрационные свойства породы и не вызывают ее физическое разрушение при их закачивании.

В нашей монографии, вышедшей в 2016 году, проведено обобщение разработанных ИВТ СО РАН моделей трещин. В ней собраны результаты, опубликованные в высокорейтинговых журналах, входящих в базы цитирования WoS и Scopus, таких как «Engineering Fracture Mechanics», «International Journal of Fracture» и другие.

5. Зачем нужна модифицированная модель

Как будет располагаться развитая трещина – более или менее известно. Есть термин preferred fracture plane – плоскость предпочтительного распространения трещины. Если известны напряжения (силы) сжимающие породу и их направления (определить их тоже проблема, ей занимаются геофизики), то эту плоскость определить не составляет труда. В современных моделях и симуляторах основное внимание уделяется конфигурации трещины в этой плоскости. Когда же трещина только зарождается от скважины, на положение и направление влияют не только напряжения в породе, но и скважина, и обсадная колонна, и перфорации (дырки в породе), их форма, размеры. И направление трещины в начале процесса не всегда совпадает с плоскостью, в которой будет лежать развитая трещина. Неизбежно возникает искривление трещины, в котором возникает пережатие трещины. Такое пережатие не только может привести к застреванию проппанта, но и вызывает сильное падение давления у скважины. Сейчас в симуляторах это падение давления учитывают с помощью эмпирического коэффициента – скин-фактора, и не очень успешно. Наша модель позволяет более точно предсказывать и описывать этот эффект.

6. Может ли модифицированная модель ГРП применяться непосредственно на промыслах

Изначально ИВТ не был ориентирован на реализацию известных моделей и разработку технологий, а концентрировался на создании их научных основ. Однако таковые основы имеют и непосредственное практическое применение. Например, в начале процесса ГРП для инициирования трещины требуется большее давление, чем для ее поддержания. И определить это давление не всегда просто, а от него зависит количество и тип необходимого оборудования. В мировой литературе представлены приближенные аналитические оценки, были попытки расчетов, но окончательного решения проблемы не найдено. Нами разработана модель инициирования трещины, которая (модель) по конфигурации и напряжениям в породе предсказывает и давление разрушения, и тип образовавшейся трещины, и ее ориентацию.

Эту модель нельзя непосредственно применять в поле. Расчет и настройка занимает некоторое время. Кроме того, требуется точное знание направлений напряжений, их значений, направлений перфораций. Обычно этой информации нет, так как точность измерений не всегда достаточна, из-за высокой стоимости не все напряжения в породе измеряются, направления перфораций нельзя точно установить, так как от места, где фиксируется обсадная колонна, до перфораций несколько километров.

Но модель может сказать, какие ориентации скважины наиболее опасны с точки зрения неудачного ГРП, с точки зрения образования продольной трещины (которая нежелательна при многостадийном ГРП), интервалы давления, необходимого для начала ГРП. Такое исследование, например, мы проводили по заказу компании «Шлюмберже» для месторождения в Омане, которое расположено на глубине более четырех километров и сильно сжато не только в вертикальном, но и в горизонтальном направлении, из-за чего успешных попыток ГРП на нем было меньше половины.

7. Каким видится будущее ГРП в контексте «новой нефти»

Современное состояние традиционных нефтегазовых запасов можно охарактеризовать словом «истощение». Все большее количество добывается из нетрадиционных, трудноизвлекаемых коллекторов. Примерами являются носители так называемой «сланцевой нефти» или, если использовать корректный термин – «нефти низкопроницаемых коллекторов» в США и Канаде, или баженовская свита в России. Последняя, хотя и обладает огромными запасами, но значительно более сложна для освоения. Порода имеет множество особенностей не только по сравнению с традиционными коллекторами, но и с популярными на американском континенте «сланцами». Во-первых, это слабые в сотни и десятки раз, соответственно, проницаемость и пористость. То есть нефти в ней содержится меньше, и перемещается к скважине она хуже. Нефть из таких пород невозможно добывать без использования ГРП.

Во-вторых, породы такого типа характеризуется сильной слоистостью и пластичностью или, скорее, текучестью, высоким поровым давлением, что осложняет и проведение гидроразрыва, и его моделирование. С точки зрения последнего необходимо дополнительно учитывать анизотропность напряжений, материала, пластические эффекты при описании распространения трещины, нелинейность деформаций при оседании трещины на проппант. Замечу, что кроме непосредственно гидроразрыва, освоение этой формации требует решения множества научных и технологических задач, над чем работают ученые в Сколково и в МГУ, в Санкт-Петербурге и в Новосибирске.

За последние несколько десятилетий мировая газовая промышленность в развитых странах превратилась в одну из самых технологически продвинутых отраслей промышленности. Внедрение высоких технологий преобразила отрасль и ввела ее в число технологических лидеров мировой экономики.

Будучи одним из самых экологически чистых и распространенных видов ископаемого топлива в мире, природный газ все более широко используется для производства энергии. Это приводит к все более увеличивающемуся спросу на этот вид энергоносителя. При этом, как ожидается целым рядом экспертов, потребление голубого топлива будет возрастать и дальше. В частности, Международное энергетическое агентство (МЭА) предсказывает на ближайшие годы наступление «золотой эпохи» природного газа. Он будет все больше вытеснять другие энергоносители и его доля в мировой энергетики вырастет к 2035 году до 25 процентов и больше, по сравнению с сегодняшними 21 процентами.

Газовой отрасли необходимо идти в ногу с растущим спросом и производить большее количество природного газа, в том числе, путем качественного роста, то есть, с помощью внедрения технологических инноваций. Значительный потенциал для дальнейшего развития газовой отрасли несет в себе развитие добычи нетрадиционных источников природного газа. Так в последние несколько лет быстрыми темпами развивается разработка сланцевого газа в США. В свою очередь для России актуальным являются технологии по извлечению метана из угольных пластов. В частности, в российском «Газпроме» данное направление называют одним из основных направлений стратегии расширения ресурсной базы газового концерна. Особое место для расширения ресурсной базы для отечественных и зарубежных нефтегазовых компаний занимает реализация проектов по добыче природного газа на морском шельфе, в том числе, в Арктике.

В этом разделе рассказывается о некоторых инновациях, которые преобразили газовую отрасль. Прежде всего, выделяются технологии в сфере разведки и добычи. Кроме того, рассказывается о тех нововведениях, которые позволили расширить потенциал использования природного газа как топлива и позволили ему претендовать на роль наиболее перспективного энергоносителя XXI века.

Новые технологии в сегменте разведки и добычи

Технологические инновации в секторе разведки и добычи сумели открыть для отрасли новые возможности для увеличения объемов добычи природного газа и удовлетворения растущего спроса на него. Немаловажно, что данные технологии при этом сумели сделать разведку и добычу природного газа более эффективной, безопасной и экологически чистой. Некоторые из технологических новшеств в данной области кратко рассмотрены ниже:

o 3 D и 4D сейсмическая разведка – развитие сейсморазведки, позволяющих получать и анализировать данные о плотности горных пород в трех измерениях, сильно изменило характер добычи природного газа. 3D сейсморазведка позволяет сочетать традиционные сейсмические методы визуализации с возможностями мощных компьютеров, в результате чего создаются трехмерные модели подземных слоев. 4D сейсморазведка дополняет их и позволяет наблюдать изменения характеристик с течением времени. Благодаря 3D и 4D стало легче выявлять перспективные месторождения, повысить эффективность их разработки, сократить число сухих скважин, снизить затраты на бурение, а также сократить время исследования. Все это ведет к экономической и экологической выгоде.

o CO 2 – Песок – ГРП (гидравлический разрыв пласта). Метод ГРП использовался еще с 1970 года, что позволило повысить выход расход природного газа и нефти из подземных образований. Технология CO2 - песок – ГРП заключается в использовании смеси песка проппантов и жидкого СО2, ведущих к образованию и расширению трещин, через которые нефть и природный газ может течь более свободно. CO2 затем испаряется, оставляя в образовании только песок при отсутствии иных остатков от ГРП процесса, который должны быть удалены. Данная технология позволяет увеличить извлечение природного газа и при этом не наносит ущерба окружающей среде, поскольку не создает отходов под землей, а также защищает ресурсы подземных вод.

o Колтюбинг (coiled tubing) - одно из самых динамично развивающихся в мире направлений в производстве газонефтепромыслового оборудования. Колтюбинговый способ эксплуатации скважин основан на использовании безмуфтовых гибких труб при бурении и эксплуатации скважин. Колтюбинговые технологии включает в себя металлургическую составляющую – производство специальных металлических гибких труб, конструкторскую – проектирование наземного и внутрискважинного оборудования и приборное обеспечение программы обработки информации. Колтюбинговые технологии значительно снижают стоимость бурения, а также вероятность аварийных ситуаций и нефтяных разливов, уменьшают количество отходов, сокращают время выполнения работ в 3-4 раза по сравнению с традиционными методами. Колтюбинг может использоваться в сочетании со сложными буровыми работами для повышения эффективности бурения, достижения более высоких показателей извлечения углеводородов и оказания меньшего воздействия на окружающую среду.

o Телеметрические системы. В зарубежной литературе подобные системы носят название MWD (measurement while drilling – измерения в процессе бурения) – системы, разработанные для измерения параметров бурения и передачи информации на поверхность. Информация, получаемая и обрабатываемая с помощью современных технологий телеметрии, позволяет рабочим на промысле производить мониторинг процесса бурения, что сокращает вероятность ошибок и аварий. Кроме того, использование телеметрических систем могут оказаться полезными и для геологов, предоставляя информацию о свойствах разбуриваемой породы.

o Slimhole бурение. Данная технология может значительно повысить эффективность буровых работ, а также снизить воздействие на окружающую среду. Является экономически выгодным методом при бурении разведочных скважин в новых районах, глубоких скважин на существующих месторождениях, а также для извлечения природного газа из неистощенных месторождений.

o Глубоководное бурения (deep-water drilling). Технологии бурения при большой глубине воды сделали большой рывок вперед за последние годы. В настоящее время они позволяют заниматься безопасным и эффективным разработкой месторождений в водах более 3 км. В настоящее время основными направлениями дальнейшего развития данных технологий является улучшение морских буровых установок, разработка устройств динамического позиционирования, создание сложных систем навигации.

o Гидроразрыв пласта (fracking) – способ, который позволяет разрабатывать месторождения углеводородов, в том числе, сланцевого газа. Он заключается в том, что в газоносный пласт горной породы под большим давлением закачивают специальную смесь воды, песка и химических реактивов. В газоносном слое под давлением образуются трещины, через которые углеводороды просачиваются к скважине. Сейчас ГРП широко используется при разработке месторождений нефти и газа. Однако в последнее время не утихают опасения относительно рисков, связанных с добычей этим методом. Вышеупомянутая технология чревата загрязнением водных ресурсов; к тому же существует потенциальный риск взаимосвязи использования метода ГРП и сейсмической активности.

Перечисленные технологические достижения предоставляют только часть сложных технологий, которые внедрены в практику в сфере разведки и добычи природного газа и при этом постоянно совершенствуются. Данные технологии позволили газовой отрасли добиваться более высоких экономических результатов и позволяют заниматься разработкой месторождений, ранее считавшихся нерентабельными.

В свою очередь, существуют технологии, которые открывают путь к более широкому использованию потенциала природного газа как энергоносителя. Это, прежде всего, использование сжиженного природного газа, который совершил революцию в газовой промышленности. Кроме того, большие перспективы открывает использование топливных элементов.

o Сжиженый природный газ. Одним из наиболее перспективных направлений развития газовой отрасли выступает разработка новых технологий и оборудования для производства, хранения, транспортирования и использования и создание оборудования для сжижения природного газа. СПГ – обычный природный газ, искусственно сжиженный, путем охлаждения до −160°C. При этом его объем уменьшается в 600 раз. СПГ считается одним из наиболее перспективных и экологически безопасных энергоносителей, имеющий целый ряд преимуществ. Прежде всего, его легче транспортировать и хранить, чем обычный природный газ. Так в своей жидкой форме СПГ не имеет способность взрываться или воспламеняться. Особенно важным преимуществом СПГ с точки зрения обеспечения энергетической безопасности является то, что его можно доставлять в любую точку мира, в том числе, где отсутствуют магистральные газопроводы. Поэтому для многих стран значение СПГ все больше возрастает. В частности, в Японии практически 100% потребностей газа покрывается импортом СПГ.

o Топливные элементы. В настоящее время продолжаются научные исследования в области создания экономически привлекательных технологий использования топливных элементов на основе природного газа. Они способны совершить качественный прорыв в использовании голубого топлива, кардинально расширив области применения природного газа. Как ожидается, разработки по производству электроэнергии из топливных элементов в скором времени создадут удобный, безопасный и экологически чистый источник энергии для транспорта, промышленности и бытовой сферы. Топливные элементы напоминают аккумуляторные батареи. Они работают, передавая поток топлива (как правило, водород) и окислителя на электроды, разделенные электролитом. Исключение при этом промежуточной стадии горении позволяет повысить эффективность процесса выработки энергии. Так КПД топливных элементов намного выше, чем у традиционной генерации с использованием ископаемого топлива. Немаловажно, что использование топливных элементов позволяет резко сократить количество вредных выбросов. К примеру, у некоторых видов топливных элементов продуктами реакции является лишь вода и тепло. Из других достоинств топливных элементов следует назвать их надежность и возможность создавать на их основе компактные источники энергии, способные работать в автономном режиме.

Развитие инноваций в газовой отрасли в России

Уровень развития инноваций в российской газовой отрасли находится в неудовлетворительном состоянии. Практически на всех ключевых направлениях иностранцы технологически превосходят отечественные компании. В частности, они гораздо лучше умеют работать на шельфе, повсеместно применяют ультрасовременные методы увеличения нефтеотдачи пластов, передовые технологии бурения.

Российские же компании довольно неохотно вкладывают свои средства в собственные технологические разработки, которые не гарантируют коммерческой выгоды и требуют многолетних инвестиций в опытное производство. В свою очередь, исследовательские институты, работающие при нефтегазовых компаниях или выполняющие разработки по их заказу, часто попросту не готовы решать долгосрочные задачи, которые требуют больших вложений и сопровождаются высоким риском.

Поэтому отечественный газовый комплекс по большей части инвестирует только в приобретение высокотехнологичного оборудования. В результате на сегодня газовая отрасль стала весьма зависима от трансферта инноваций из-за рубежа. Это, в частности, происходит путем привлечения западных подрядчиков в совместные проекты для проведения бурения на территории России. Кроме того, отечественные компании активно заимствуют тот инженерный банк, которым располагают лидеры газового бизнеса, и приспосабливают их прогрессивные технологии к собственным объектам недр.

Сегодня вложения газового комплекса в новые технологии и инновационные разработки можно разделить на четыре направления.

В последнее время в нефтяном производстве все чаще стали использовать гидроразрыв пластов (ГРП). ГРП является одним из эффективнейших методов воздействия на призабойную зону скважин. Самый первый опыт гидроразрыва пласта в Когалымском регионе был проведен в 1989 году на Повховском месторождении. С этого момента прошло много времени, были внедрены разные технологии гидроразрыва , и этот процесс стал неотъемлемой частью работы всех месторождений предприятия. Если раньше основной задачей ГРП было восстановление естественной продуктивности пласта, ухудшенной в процессе бурения и эксплуатации скважин, то сейчас в приоритете - увеличение нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки как за счет вовлечения в разработку слабодренируемых зон и интервалов в объектах с высокой степенью выработки запасов, так и вовлечение в разработку низкопроницаемых, сильнорасчлененных объектов. Два наиболее важных направления развития в нефтедобыче за последние 15 лет - это как раз гидроразрыв пласта и бурение горизонтальных скважин. У этой комбинации очень высокий потенциал. Горизонтальные скважины можно бурить либо перпендикулярно, либо вдоль азимута развития трещины. Практически ни одна технология в нефтегазовой промышленности не дает столь высокой экономической отдачи. В этом убедились сотрудники Тевлинско-Русскинского месторождения , испытав на скважине 1744Г метод поинтервального ГРП. Об успешном опыте нам поведал ведущий инженер отдела повышения нефтеотдачи пластов Юрий Миклин.

В эпоху высоких цен на энергоносители добывающие компании стремятся извлечь максимум из своих активов, добывая столько углеводородов, сколько оправдано экономически, - рассказывает Юрий, - с этой целью часто вовлекаются в разработку протяженные интервалы пласта посредством горизонтальных скважин. Результаты традиционного гидроразрыва пласта в таких скважинах могут оказаться неудовлетворительными по экономическим и технологическим причинам. Метод поинтервального или, как еще говорят, многоинтервального ГРП , способен обеспечить более эффективную выработку запасов нефти за счет увеличения площади контакта трещины с пластом и создания высокопроводящих путей для движения нефти. Ухудшенные коллекторские свойства пластов вынуждают добывающие компании искать все новые и новые пути экономически более выгодных путей строительства скважины для дальнейшей стимуляции интересующих пластов с использованием последних достижений науки и техники. Осознавая это, компании стремятся сократить время, а соответственно, и расходы на дополнительные спускоподъемные операции и работу бригад капитального ремонта скважин с помощью специального оборудования, которое становится составной частью скважины.

Одним из путей выхода является заканчивание скважины с горизонтальным окончанием хвостовиком с циркуляционными клапанами на компоновке, которые служат для закачивания смеси жидкости с проппанитом. Эта компоновка включает в себя разбухающие пакеры, предназначенные для закрепления хвостовика и придания ему устойчивости в открытом необсаженном стволе.

Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны при воздействии повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Длина трещин может достигать нескольких десятков метров.

Здесь надо учитывать, что расстояние между местами установки циркуляционных клапанов и соответственно местами инициирования трещин в горизонтальном стволе будет влиять на производительность каждого участка, - отмечает Юрий, - то есть требуется выбрать оптимальное расстояние между трещинами, исходя из геометрии проектируемых трещин. Мы должны максимально обезопасить себя от пересечения трещин в продуктивном пласте, что может явиться причиной осложнений при проведении ГРП. В идеальном случае максимальный дебит возможен при расстоянии между трещинами, равным радиусу дренирования. Это условие невыполнимо, учитывая конструкцию скважины 1744Г, поэтому расположение трещин необходимо было выбирать с максимально возможным удалением друг от друга.

Учитывая наклонное залегание пластов, горизонтальные скважины наилучшим образом повышают площадь контакта с продуктивным пластом. Проведение ГРП по технологии «Zone Select» проходит следующим образом: сначала производится гидроразрыв самого дальнего интервала через компоновку, в которой уже открыт циркуляционный клапан. После чего с поверхности в колонну НКТ (насосно-компрессорных труб) вместе с продавочной жидкостью запускается шар, который, достигая забоя скважины, сначала открывает второй циркуляционный клапан для обработки следующего участка, а затем садится в специальное седло, отсекая обработанный интервал. При двух интервалах обработки используется один шар. Пропорционально увеличению количества интервалов обработки увеличивается и количество шаров. Причем каждый следующий шар должен быть большего диаметра, чем предыдущий. Шары изготавливаются из алюминия, и это важно. После стимуляции необходимого количества интервалов и закачки расчетного количества смеси жидкости и песка флот ГРП уезжает со скважины. На скважину становится флот ГНКТ (гибкие насосно-компресорные трубы), который осуществляет промывку, фрезерование шаров и освоение скважины с определением профиля притока и добывных возможностей скважины. Освоение производится азотом - это наиболее перспективное направление по снижению давления на забой скважины. В ТПП «Когалымнефтегаз» по данной технологии была проведена обработка двух интервалов скважины 1744Г Тевлинско-Русскинского месторождения. По сравнению с соседними горизонтальными и наклонно-направленными скважинами после проведения на них ГРП по стандартной технологии, на данной скважине были получены более высокие технологические показатели. Первоначальный дебит нефти на скважине 1744Г составил порядка 140 тонн в сутки.

Напоследок хочется отметить, что именно масштабное применение ГРП позволяет остановить падение добычи нефти на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" и увеличивает выработку запасов из средне- и низкопродуктивных коллекторов. Преимуществами проведения поинтервального ГРП в горизонтальных скважинах по технологии «Zone Select» является не только увеличение эффективной площади контакта пласта со скважиной, дренирующей пласт, но и преодоление повреждения призабойной зоны ствола скважины после бурения, а также приобщение в разработку слабодренируемых участков с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это свидетельствует о том, что горизонтальные скважины с применением поинтервального ГРП более эффективны и экономически выгодны.

Эта технология, применяемая для интенсификации работы и повышения отдачи нефтедобывающих скважин уже более полувека, вызывает, пожалуй, наиболее жаркие споры среди экологов, ученых, простых граждан, а нередко даже и самих работников добывающей отрасли. Между тем смесь, которая закачивается в скважину во время гидроразрыва, на 99% состоит из воды и песка, и лишь на 1% – из химических реагентов.

Что мешает нефтеотдаче

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Так называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Технология фрекинга

Для повышения нефтеотдачи пласта, интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин используется метод гидровлического разрыва пласта или фрекинга. Технология заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает – либо же существенно снижается депрессия. Технология ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения производительности скважин, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и, при определенных условиях, позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки – и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

История метода ГРП

Первые попытки интенсификации добычи нефти из нефтяных скважин были предприняты еще в 1890-х годах. В США, где добыча нефти в это время развивалась стремительными темпами, был успешно испытан метод стимулирования добычи из плотных пород с помощью нитроглицерина. Идея заключалась в том, чтобы взрывом нитроглицерина раздробить плотные породы в призабойной зоне скважины и обеспечить увеличение притока нефти к забою. Метод успешно применялся некоторое время, несмотря на свою очевидную опасность.

Первый коммерчески успешный гидроразрыв пласта был осуществлен в 1949 году в США, после чего их количество стало резко возрастать. К середине 50-х годов количество проводимых ГРП достигло 3000 в год. В 1988 году общее количество проведенных ГРП перевалило за 1 миллион операций, и это только в США.

В отечественной практике метод ГРП начали применять с 1952 года. Пик применения метода был достигнут в 1959 году, после чего количество операций снизилось, а затем эта практика и вовсе прекратилась. С начала 1970-х и до конца 1980-х ГРП в отечественной нефтедобыче в промышленных масштабах не проводились. В связи с вводом в разработку крупных нефтяных месторождений Западной Сибири потребность в интенсификации добычи попросту отпала.

… И день сегодняшний

Возрождение практики применения ГРП в России началось только в конце 1980-х. В настоящее время лидирующие позиции по количеству проводимых ГРП занимают США и Канада. За ними следует Россия, в которой применение технологии ГРП производят в основном на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Россия – практически единственная страна (не считая Аргентины) за пределами США и Канады, где ГРП является привычной практикой и воспринимается вполне адекватно. В других странах применение технологии гидроразрыва затруднено из-за местных предубеждений и недопонимания технологии. В некоторых из них действуют существенные ограничения по использованию технологии ГРП вплоть до прямого запрета на ее применение.

Ряд экспертов утверждают, что использование технологии гидроразрыва при добыче нефти – это нерациональный, варварский подход к экосистеме. В то же время, метод широко применяется практически всеми крупными нефтяными компаниями.

Применение технологии ГРП достаточно обширно – от низко- до высоко проницаемых коллекторов в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Кроме того, с использованием ГРП можно решать специфические задачи, например, ликвидировать пескопроявления в скважинах, получать информацию о ФЕС объектов испытания в поисково-разведочных скважинах и т.д..

В последние годы развитие технологий ГРП в России направлено на увеличение объемов закачки проппанта, производство азотных ГРП, а также многостадийных ГРП в пласте.

Оборудование для гидроразрыва пласта

Оборудование, необходимое для гидроразрыва пласта, производит целый ряд предприятий, как зарубежных, так и отечественных. Одно из них - компания «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» , которая представляет широкий выбор оборудования для ГРП в стандартном исполнении, так и в виде модификации, выполняемой по желанию заказчика.

В качестве конкурентных преимуществ продукции ООО «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» необходимо отметить высокую долю локализации производства; применение самых современных технологий проектирования и производства; использование узлов и комплектующих от мировых лидеров отрасли. Важно отметить и присущую специалистам компании высокую культуру проектирования, производства, гарантийного, постгарантийного и сервисного обслуживания. Оборудование для ГРП производства ООО «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» легче приобрести благодаря наличию представительств в Москве (Российская Федерация), Ташкенте (Республика Узбекистан), Атырау (Республика Казахстан), а также в Панчево (Сербия).

Разумеется, метод ГРП, как и любая другая технология, применяемая в добывающей отрасли, не лишен определенных недостатков. Один из минусов фрекинга – в том, что положительный эффект операции может быть сведён на нет непредвиденными ситуациями, риск возникновения которых при столь обширном вмешательстве довольно велик (например, возможно непредвиденное нарушение герметичности близлежащего водного резервуара). Вместе с тем. гидравлический разрыв пласта является сегодня одним из наиболее эффективных методов интенсификации скважин, вскрывающих не только низкопроницаемые пласты, но и коллекторы средней и высокой проницаемости. Наибольший эффект от проведения ГРП может быть достигнут при внедрении комплексного подхода к проектированию гидроразрыва как элемента системы разработки с учетом разнообразных факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, энергетический потенциал пласта, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения.

Несмотря на прогнозы о том, что в ближайшем будущем топливная промышленность якобы останется не у дел, специалисты предрекают таким полезным ископаемым, как нефть и газ, продолжительную актуальность и еще не скорый закат. Однако смена парадигм в энергетическом комплексе точно произойдет – например, предполагается, что голубое топливо (оно же природный газ), станет в несколько раз более востребованным у населения, чем черное золото (нефть), которое в настоящий момент оказывает существенное влияние на мировую экономику.

И все же сейчас темпы добычи и одного, и другого ископаемого остаются высокими, а, значит, занятые в этом сегменте люди будут стараться делать все возможное для обнаружения и получения их максимальных запасов. В этом им помогут новые технологии.

Разведка и бурение: современные методы

Прежде чем приступить к процессу добычи, нефть или газ нужно отыскать в недрах земли. Компаниям приходится работать в условиях постоянно увеличивающегося спроса на данные ресурсы, – так, согласно прогнозам, пик их актуальности придется на 2023 год. Именно поэтому добывающие организации осваивают передовые методы, которые помогут обеспечить достаточное снабжение жителей земли ценными запасами, а также сделать их разработку максимально безопасной, эффективной и экологически чистой.

Сейсморазведка представляет собой изучение основных характеристик горных пород с целью выявления того, какая порода находится в данном месте, и насколько глубоко от поверхности она залегает. Главными ориентирами здесь выступают закономерности, наблюдаемые в земной коре при искусственном создании упругих волн. Эти периодические колебания вызываются благодаря:

• взрывам тротиловых зарядов в неглубоких 10- или 20-метровых впадинах;
• регулярно возобновляемому и длительному вибрационному воздействию (например, с помощью специальных машин).

Сегодня сейсморазведка вышла на качественно новый уровень, ведь получение информации, важной с точки зрения инженерной геологии (объемы, возраст, состояние полезного ископаемого и др.), теперь возможно в 3 измерениях благодаря высокотехнологичным приемным аппаратам. В отличие от 2D-метода, где устройства помещаются на одной прямой линии относительно источника, здесь оборудование расставляется по всему периметру предположительной зоны разведки. Это позволяет выявить комплексную ценность в контексте последующей добычи, ведь на экраны мощных компьютеров выводятся вовсе не недостаточные сведения, а наглядные объемные модели подземных слоев с исчерпывающими данными.

Иногда результативность и экономичность способа повышается еще больше за счет отслеживания перспективного месторождения во времени (4D-метод). Анализ непрерывно изменяющихся характеристик способен помочь работникам не только снизить издержки, связанные с бурением, но и свести к минимуму количество сухих скважин (тех, что оказались непродуктивными и не дали промышленного притока ценных ресурсов).

Оксид углерода, песок, ГРП: безопасное сочетание

Следующая новая технология нефтяной и газовой добычи впервые начала использоваться еще в далеком 1947 году, однако до сих пор она продолжает считаться инновационной и высокоэффективной с точки зрения объемов пород, извлекаемых из подземных образований. Основой метода является гидравлический разрыв пласта – процесс, во время которого в пробуренную скважину подается находящаяся под давлением смесь веществ (воды, песка и химических реактивов). В результате подобного воздействия, забивающего отверстие, происходит образование и расширение трещин, благодаря чему приток полезного ископаемого становится более интенсивным, а работа с ним – легче.

В качестве своеобразных «наполнителей» для ГРП могут использоваться разные материалы. Если говорить о рабочей жидкости, то обычно здесь применяются солянокислотные растворы или растворы с высокомолекулярными полимерами, а также в некоторых случаях – собственно сырая нефть. Расклинивающим материалом, как правило, выступает кварцевый песок или какой-либо пропант с гранулами до 1,5 мм.

Один из самых результативных показателей демонстрирует смешиваемый с песком оксид углерода, вводимый в скважину по технологии ГРП. Впоследствии он испаряется, благодаря чему в пласте остается только песок, неспособный оказать на почву никакого разрушительного эффекта. Так что данный метод позволяет не только сделать разработку месторождения намного более интенсивной, но и защитить окружающую среду, породы и грунтовые воды от накопления опасных отходов.

В русский язык словосочетание перекочевало из английского, где «coiled tubing» дословно переводится как «колонна гибких труб». В настоящий момент оборудование, выполненное по этой технологии, считается самым инновационным среди остальных. Принципиально новым здесь является отказ от традиционных сборных бурильных установок в пользу гибких непрерывных (безмуфтовых) труб. Этот метод позволяет нефтяной и газовой промышленности:

• становиться все менее зависимой от расходов;
• уменьшать количество отходов;
• сокращать время эксплуатации в 3-4 раза по сравнению с выполнением работ в рамках обычного способа!

Колтюбинг неразрывно связан с металлургической промышленностью, ведь сначала он требует производства гибких механизмов легкого, среднего или тяжелого класса, затем – правильной сборки конструкторами, и уже в самом конце – установки ПО для обслуживания аппаратного комплекса и грамотного преобразования получаемой информации. Главным недостатком технологии является отсутствие у нее возможности вращения, ввиду чего добывающие компании все же предпочитают бурить основные скважины с помощью традиционных установок. Лишь после этого они подключают к разработке месторождения оборудование для колтюбинга, куда могут относиться не только гибкие металлические трубы, но и режущие инструменты, насосы, техника для нагрева жидкостей, разнообразные насадки и многое другое.

Данная новая технология в нефтяной и газовой отрасли, носящая название «Measurement while drilling» («Измерения в процессе бурения), вновь оказывается неразрывно связанной с методико-математическим аппаратным обеспечением и компьютеризацией. Дело заключается в том, что для предотвращения ошибок, аварий и ЧП сотрудникам нужно все время следить за ключевыми показателями процесса, и, в частности, за положением оси скважины в пространстве. Для этого даже была разработана особая категория, рассматривающая измерение углов, – инклинометрия, в рамках которой и происходит развитие различных телеметрических систем контроля. Часть их датчиков располагается под землей, в то время как другая находится над поверхностью. Связь между ними осуществляется по следующим каналам:

• гидравлическим;
• акустическим;
• электромагнитным;
• электропроводным и многим другим.

Сегодня функционал этих автоматизированных установок расширяется практически с каждым днем. Например, самые передовые механизмы, называемые «модульными», позволяют не только контролировать основные технологические и навигационные характеристики, но и осуществлять частичные геофизические изыскания и исследовать;

• виброметрию;
• сопротивление горных пород;
• естественное гамма-излучение добываемых полезных ископаемых и пр.

Другие направления: транспортировка и хранение

Немаловажным также является перевозка нефти и газа и их дальнейшая эксплуатация. Так, сегодня все добывающие организации перешли на технологию использования универсальных контейнеров-цистерн по стандарту ISO, которые не загрязняют атмосферу ввиду отсутствия малейших дыр и трещин даже на стыковых местах. Однако некоторые компании решили пойти еще дальше и превратить их… В самостоятельные долгосрочные хранилища для ценных ресурсов! Во-первых, так действительно удается избежать аварий, ведь необходимость проводить по несколько сливных и наливных операций попросту отсутствует. Потребитель оформляет договор купли-продажи и получает голубое топливо или черное золото все в том же контейнере либо с помощью логистической услуги от заказчика, либо путем самостоятельной транспортировки груза. Подобный метод позволяет значительно сэкономить на капиталовложениях, ведь не требует ни насосного оборудования для перекачки, ни взаимодействия с посредническими нефтяными и газовыми базами. Полезное ископаемое фактически доставляется в руки клиента прямо с добывающего завода.

Одним из активно осваиваемых в настоящее время способов хранения нефти и газа также является помещение их в подземные резервуары многолетнемерзлых дисперсных пород. Они не сказываются на качестве хранимых продуктов даже при продолжительном контакте и отвечают требованиям по стабильной устойчивости. Будущая «емкость» оттаивается, после чего очищается от водогрунтовой смеси, заполняется и тем самым как бы герметично закупоривается.

Пусть за подобным хранилищем и необходимо постоянно следить, т.к. теоретически здесь в любой момент могут проступить признаки деформации окружающих пластов или понижение температуры с последующим оттаиванием льдов, все же это – оптимальное решение для длительного сбережения ресурсов. В отличие от наземных стальных тар, подземные многолетнемерзлые массивы оказываются предельно чистыми с экологической точки зрения и практически невзрывоопасными, ведь регулируются естественными условиями.