Noi tehnologii. GRP este mai important decât sancțiunile

În ultimele decenii, industria globală a gazelor din țările dezvoltate a devenit una dintre cele mai avansate industrii din punct de vedere tehnologic. Implementarea tehnologie înaltă a transformat industria și a plasat-o printre liderii tehnologici ai economiei globale.

Fiind unul dintre cei mai curați și mai abundenți combustibili fosili din lume, gazele naturale sunt din ce în ce mai folosite pentru producerea de energie. Acest lucru duce la o cerere din ce în ce mai mare pentru acest tip de sursă de energie. În același timp, așa cum era de așteptat de un număr de experți, consumul de combustibil albastru va continua să crească. În special, Agenția Internațională pentru Energie (IEA) prezice apariția unei „epoci de aur” a gazelor naturale în următorii ani. Acesta va înlocui din ce în ce mai mult alte surse de energie, iar ponderea sa din energia globală va crește la 25% sau mai mult până în 2035, față de 21% în prezent.

Industria gazelor trebuie să țină pasul cu cererea în creștere și să producă mai mult gaze naturale, inclusiv prin creștere calitativă, adică prin introducerea de inovații tehnologice. Potențialul semnificativ pentru dezvoltarea ulterioară a industriei gazelor rezidă în dezvoltarea producției de surse neconvenționale de gaze naturale. Astfel, dezvoltarea gazelor de șist în Statele Unite s-a dezvoltat rapid în ultimii câțiva ani. La rândul lor, tehnologiile de extragere a metanului din straturile de cărbune sunt relevante pentru Rusia. În special, în Gazprom-ul rus, această direcție este numită una dintre direcțiile principale ale strategiei de extindere a bazei de resurse a concernului de gaze. Un loc special Pentru a extinde baza de resurse pentru companiile de petrol și gaze autohtone și străine, are loc implementarea proiectelor de producție de gaze naturale pe platforma mării, inclusiv în Arctica.

Această secțiune evidențiază unele dintre inovațiile care au transformat industria gazelor. În primul rând sunt evidențiate tehnologiile din domeniul explorării și producției. În plus, vorbește despre acele inovații care au extins potențialul de utilizare a gazelor naturale ca combustibil și i-au permis să revendice rolul celui mai promițător purtător de energie al secolului XXI.

Noi tehnologii în segmentul de explorare și producție

Inovațiile tehnologice din sectorul de explorare și producție au reușit să deschidă noi oportunități industriei de a crește producția de gaze naturale și de a satisface cererea în creștere pentru acestea. Este important ca aceste tehnologii să fi reușit să facă explorarea și producția de gaze mai eficiente, mai sigure și mai ecologice. Unele dintre inovatii tehnologiceîn acest domeniu sunt discutate pe scurt mai jos:

o 3 Studiu seismic D și 4D– dezvoltarea explorării seismice, care face posibilă obținerea și analiza datelor privind densitatea rocilor în trei dimensiuni, a schimbat mult natura producției de gaze naturale. Seismicul 3D combină tehnicile tradiționale de imagistică seismică cu computere puternice pentru a crea modele tridimensionale ale straturilor subterane. Sondajele seismice 4D le completează și fac posibilă observarea modificărilor caracteristicilor în timp. Datorită 3D și 4D, a devenit mai ușor să identificați câmpurile promițătoare, să creșteți eficiența dezvoltării lor, să reduceți numărul de găuri uscate, să reduceți costurile de foraj și, de asemenea, să reduceți timpul de explorare. Toate acestea conduc la beneficii economice și de mediu.

o CO 2 – Nisip – Fracturare hidraulică(fractura hidraulică). Din 1970 se folosește metoda de fracturare hidraulică, care a crescut debitul de gaze naturale și petrol din formațiunile subterane. Nisipul CO2 - tehnologia de fracturare presupune utilizarea unui amestec de agent de susținere a nisipului și CO2 lichid, ceea ce duce la formarea și extinderea fracturilor prin care petrolul și gazele naturale pot curge mai liber. Apoi, CO2 se evaporă, lăsând doar nisip în formațiune fără alte reziduuri din procesul de fracturare care să fie îndepărtate. Această tehnologie permite o recuperare sporită a gazelor naturale, fiind în același timp prietenos cu mediul, deoarece nu creează deșeuri în subteran și, de asemenea, protejează resursele de apă subterană.

o Tuburi spiralate(tubulatură spiralată) - una dintre zonele cu cea mai dinamică dezvoltare din lume în producția de echipamente pentru câmpuri de gaze și petrol. Metoda de funcționare a puțurilor cu tuburi spiralate se bazează pe utilizarea țevilor flexibile fără cuplare la forarea și operarea puțurilor. Tehnologiile de tuburi spiralate includ o componentă metalurgică - producția de țevi flexibile metalice speciale, o componentă de proiectare - proiectarea echipamentelor de suprafață și de fund și instrumente pentru programele de procesare a informațiilor. Tehnologiile cu tuburi spiralate reduc semnificativ costul forajului, precum și probabilitatea situatii de urgentași scurgerile de petrol, reduceți cantitatea de deșeuri, reduceți timpul de lucru de 3-4 ori comparativ cu metodele tradiționale. Tuburile spiralate pot fi utilizate în combinație cu operațiuni complexe de foraj pentru a îmbunătăți eficiența forajului, pentru a obține rate mai mari de recuperare a hidrocarburilor și pentru a avea un impact mai mic asupra mediu.

o Sisteme de telemetrie.În literatura străină, astfel de sisteme sunt numite MWD (măsurare în timpul forajului) - sisteme concepute pentru a măsura parametrii de foraj și a transmite informații la suprafață. Informații primite și prelucrate folosind tehnologii moderne telemetria permite lucrătorilor din teren să monitorizeze procesul de foraj, ceea ce reduce probabilitatea erorilor și a accidentelor. În plus, utilizarea sistemelor de telemetrie poate fi utilă și pentru geologi, oferind informații despre proprietățile rocii forate.

o Slimhole foraj. Această tehnologie poate îmbunătăți semnificativ eficiența operațiunilor de foraj, precum și poate reduce impactul asupra mediului. Este o metodă eficientă din punct de vedere al costurilor pentru forarea puțurilor de explorare în zone noi, puțuri de adâncime în zăcăminte existente, precum și pentru extragerea gazelor naturale din zăcăminte neepuizate.

o Foraj la mare adâncime(foraj în apă adâncă) . Tehnologiile de foraj în apă adâncă au făcut progrese mari în ultimii ani. În prezent, acestea permit exploatarea sigură și eficientă în ape mai mari de 3 km. În prezent, principalele direcții pentru dezvoltarea ulterioară a acestor tehnologii sunt îmbunătățirea platformelor de foraj offshore, dezvoltarea dispozitivelor de poziționare dinamică și crearea unor sisteme complexe de navigație.

o Fracturarea hidraulica(fracking) este o metodă care vă permite să dezvoltați zăcăminte de hidrocarburi, inclusiv gaze de șist. Constă în pomparea unui amestec special de apă, nisip și reactivi chimici într-o formațiune de rocă gazoasă, sub presiune ridicată. În stratul purtător de gaze se formează sub presiune, prin care hidrocarburile se infiltrează în puț. În zilele noastre, fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă în dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze. Cu toate acestea, recent au existat îngrijorări tot mai mari cu privire la riscurile asociate cu mineritul folosind această metodă. Tehnologia menționată mai sus este plină de poluare a resurselor de apă; În plus, există un risc potențial de interacțiune între utilizarea fracturării hidraulice și activitatea seismică.

Realizările tehnologice enumerate oferă doar o parte din tehnologiile complexe care au fost puse în practică în domeniul explorării și producției de gaze naturale și sunt în continuă perfecționare. Aceste tehnologii au permis industriei gazelor să obțină rezultate economice mai bune și le-au permis să dezvolte câmpuri care anterior erau considerate neprofitabile.

La rândul lor, există tehnologii care deschid calea către o utilizare mai largă a potențialului gazelor naturale ca purtător de energie. Este, în primul rând, utilizarea gazului natural lichefiat, care a revoluționat industria gazelor. În plus, utilizarea pilelor de combustie deschide perspective mari.

o Gaze naturale lichefiate. Una dintre cele mai multe direcții promițătoare Dezvoltarea industriei gazelor este dezvoltarea de noi tehnologii și echipamente de producție, depozitare, transport și utilizare și crearea de echipamente pentru lichefierea gazelor naturale. GNL este gaz natural obișnuit, lichefiat artificial prin răcire la -160°C. În același timp, volumul său scade de 600 de ori. GNL este considerat unul dintre cei mai promițători și mai ecologici transportatori de energie, ceea ce are o serie de avantaje. În primul rând, este mai ușor de transportat și depozitat decât gazul natural obișnuit. Deci, în forma sa lichidă, GNL nu are capacitatea de a exploda sau de a se aprinde. Un avantaj deosebit de important al GNL din punctul de vedere al asigurării securității energetice este că poate fi livrat oriunde în lume, inclusiv acolo unde nu există conducte principale de gaz. Prin urmare, pentru multe țări, importanța GNL este din ce în ce mai mare. În special, în Japonia, aproape 100% din necesarul de gaze sunt acoperite de importurile de GNL.

o Pile de combustibil. Momentan în desfășurare cercetarea stiintificaîn domeniul creării de tehnologii atractive din punct de vedere economic pentru utilizarea pilelor de combustie pe bază de gaze naturale. Ele sunt capabile să facă o descoperire calitativă în utilizarea combustibilului albastru, extinzând radical domeniile de aplicare a gazelor naturale. Este de așteptat ca evoluțiile în producția de energie electrică din celulele de combustie să creeze în curând o sursă de energie convenabilă, sigură și ecologică pentru transport, industrie și sfera casnică. Pilele de combustie sunt similare cu bateriile. Acestea funcționează prin transferul unui flux de combustibil (de obicei hidrogen) și oxidant la electrozi separați de un electrolit. Eliminarea etapei intermediare de ardere face posibilă creșterea eficienței procesului de generare a energiei. Astfel, eficiența pilelor de combustie este mult mai mare decât cea a generației tradiționale folosind combustibili fosili. Este important ca utilizarea pilelor de combustie să poată reduce dramatic cantitatea de emisii nocive. De exemplu, în unele tipuri de celule de combustie, produsele de reacție sunt doar apă și căldură. Alte avantaje ale celulelor de combustie includ fiabilitatea lor și capacitatea de a crea surse de energie compacte pe baza acestora, care pot funcționa în mod autonom.

Dezvoltarea inovațiilor în industria gazelor din Rusia

Nivelul de dezvoltare a inovației în industria gazelor rusești este într-o stare nesatisfăcătoare. În aproape toate domeniile cheie, străinii sunt superiori tehnologic companiilor autohtone. În special, sunt mult mai capabili să lucreze la raft, folosesc peste tot metode ultramoderne de recuperare a petrolului și tehnologii avansate de foraj.

Companiile rusești sunt destul de reticente în a investi în propriile lor dezvoltări tehnologice, ceea ce nu garantează beneficiu comercialși necesită mulți ani de investiții în producția pilot. La rândul lor, institutele de cercetare care lucrează sub companii de petrol și gaze sau cei care realizează dezvoltări la comanda lor, de multe ori pur și simplu nu sunt pregătiți să rezolve probleme pe termen lung care necesită investiții mari și sunt însoțite de riscuri mari.

Prin urmare, complexul intern de gaze investește în cea mai mare parte doar în achiziționarea de echipamente de înaltă tehnologie. Drept urmare, astăzi industria gazelor a devenit foarte dependentă de transferul de inovații din străinătate. Acest lucru, în special, are loc prin implicarea antreprenorilor occidentali în proiecte comune pentru a efectua foraje în Rusia. În plus, companiile autohtone împrumută în mod activ banca de inginerie pe care o au liderii afaceri cu gazeși își adaptează tehnologiile avansate la propriile obiecte din subsol.

Astăzi, complexul de gaze investește în noi tehnologii și evoluții inovatoare poate fi împărțit în patru direcții.

Rusia se așteaptă ca presiunea sancțiunilor să crească. Regatul Unit și SUA caută în mod activ noi motive de discriminare afaceri rusești. Cu toate acestea, rezultatele ultimului val de politici de sancțiuni, care a început în 2014, sunt departe de a fi clare. Chiar și studiile independente arată că complexul rusesc de combustibil și energie nu a suferit prea mult din cauza restricțiilor, în plus, ele au fost cele care au împins dezvoltarea industriei în Rusia. Potrivit experților din industrie, o posibilă întărire a sancțiunilor anti-ruse nu va deveni critică nici pentru complexul rusesc de combustibil și energie, ci numai dacă guvernul și companiile energetice își mobilizează forțele la timp pentru a crea o industrie de inginerie autohtonă care produce echipamente pentru extracție. a rezervelor de petrol greu de recuperat (TRIZ).

Rusia trebuie să învețe să mine TRIZ

Cu o zi înainte, Centrul Energetic al Școlii de Afaceri SKOLKOVO a prezentat rezultatele cercetării sale „ Perspective pentru producția rusă de petrol: viață sub sancțiuni„, unde a fost analizat impactul sancțiunilor impuse în SUA și UE asupra sectorului petrolier rus, în special asupra punerii în funcțiune a noi zăcăminte tradiționale în Rusia, dezvoltarea proiectelor offshore și producția de petrol Bazhenov. Autorii studiului au făcut și un scenariu de prognoză pentru producția rusă de petrol până în 2030.

Documentul notează că la orizont până în 2020, în ciuda tuturor restricțiilor, Rusia are potențialul de a crește și mai mult volumele de producție din cauza depozitelor deja pregătite. Acest potențial de creștere pe termen scurt poate fi însă limitat de acordurile OPEC. Pe termen mediu până în 2025, chiar dacă accesul la tehnologie este sever limitat și prețurile petrolului sunt scăzute, volumele de producție nu vor avea de suferit catastrofal. În același timp motivul principal Scăderea producției în această perioadă poate fi cauzată nu atât de lipsa accesului la tehnologiile occidentale pentru implementarea de noi proiecte, cât de lipsa capacităților tehnologice de intensificare a producției la câmpurile existente.

Acest studiu a arătat că cea mai critică tehnologie pentru menținerea producției de petrol rusești este fracturarea hidraulică, deoarece poate menține producția în câmpurile existente.

Utilizarea fracturării hidraulice în mai multe etape (MSHF) promite o producție crescută în domenii promițătoare neconvenționale.

Autorii studiului subliniază că, în condițiile actuale, dezvoltarea tehnologiilor proprii de fracturare hidraulică și fracturare în mai multe etape, producerea de flote de fracturare hidraulică și fracturare în mai multe etape în țară și pregătirea personalului ar trebui să devină o prioritate tehnologică pentru companiile din industrie. și autoritățile de reglementare. Cu toate acestea, până acum lucrările în această direcție se desfășoară într-un ritm evident insuficient. După cum Ekaterina Grushevenko, expert la Centrul Energetic al Școlii de Afaceri SKOLKOVO, a remarcat în raportul său, nicio flotă de fracturare hidraulică nu a fost produsă în perioada 2015-august 2017. Sistemele de direcție rotativă, conform site-ului Centrului Științific și Tehnic al Gazprom Neft PJSC, erau în faza de testare la sfârșitul anului 2016. Expertul a subliniat că deja două treimi din rezervele de petrol sunt reprezentate de TRIZ.

Nu se preconizează o reducere a producției până în 2020

Director al Centrului Energetic al Școlii de Afaceri SKOLKOVO Tatiana Mitrovaîn discursul său la prezentare acest studiu a remarcat că primele sancțiuni împotriva Rusiei și Rusiei companiile energetice au fost introduse în 2014, dar nu au fost publicate studii specifice privind impactul acestora asupra industriei petroliere.

„Nu știam ce rezultat vom obține. Prima ipoteză presupunea că consecințele ar fi foarte grave”, a spus Mitrova. Cu toate acestea, rezultatele au arătat o imagine ușor diferită a impactului sancțiunilor.

„În prezent, nu se resimt consecințe grave ale sancțiunilor în activitățile de exploatare a companiilor. Într-adevăr, producția a crescut în ultimii ani, în ciuda prețurilor mici și a sancțiunilor. Industria petrolieră a raportat succes. Dar situația pozitivă actuală nu trebuie să inducă în eroare o analiză a setului de sancțiuni în sine indică o interpretare foarte largă a acestora, iar aceasta este principala amenințare a presiunii sancțiunilor”, a subliniat expertul.

Potrivit acesteia, până în 2020, conform rezultatelor modelării, nu se așteaptă nicio reducere a producției, întrucât principalele proiecte au fost deja finanțate.

„Începând din 2020, tendințele negative vor deveni din ce în ce mai vizibile și ar putea duce la o scădere a producției de petrol în Rusia cu 5% până în 2025 și cu 10% până în 2030 din nivelurile actuale producție O reducere a producției la o asemenea scară, desigur, nu este catastrofală pentru economia rusă, dar totuși destul de sensibilă”, a spus Mitrova.

Ea a subliniat că sancțiunile sunt istorie lungăşi astfel încât rusul industria petrolului s-a adaptat acestora, sunt necesare eforturi suplimentare din partea statului și a companiilor pentru a-și dezvolta propriile tehnologii și a produce echipamentele necesare.

„Există o mare parte din producția de petrol care depinde direct de tehnologia de fracturare hidraulică. Prezența acestui echipament este cea care are cel mai mare impact asupra volumului producției de petrol din țară. Dar dezvoltarea și implementarea producției acestei tehnologii este în mare măsură o sarcină guvernul rusși industrie”, a explicat directorul Centrului Energetic.

Este necesară o nouă industrie

Șef al departamentului „Gaze și Arctic” la școala de afaceri SKOLKOVO Roman Samsonovîn discursul său, el a remarcat că, conform observațiilor sale personale, în Rusia numai pe fondul sancțiunilor se poate observa progrese în dezvoltarea și producerea propriului echipament de înaltă tehnologie.

„Situația cu producția de echipamente de înaltă tehnologie este complexă, dar poți învăța să o gestionezi. De fapt despre care vorbim privind crearea unei întregi sub-industrie multifuncționale a ingineriei petrolului și gazelor”, a menționat Samsonov.

Potrivit participanților la studiul „Perspective pentru producția rusă de petrol: viața sub sancțiuni”, o sarcină atât de mare de a crea o nouă sub-industrie a ingineriei grele în vremurile sovietice a fost rezolvată doar datorită directivelor guvernamentale. În condiții moderne economie de piata, în care se dezvoltă în prezent Federația Rusă, mecanismele de implementare a acestei sarcini nu au fost încă elaborate.

Cu toate acestea, acest lucru este doar în Rusia. Dacă te uiți la experiența țărilor occidentale care au depășit cu succes toate dificultățile de a produce TRIZ, devine clar că o astfel de metodă a fost găsită de mult. Acest lucru se vede cel mai clar în exemplul industriei de șist din SUA, care a fost puternic creditată chiar și într-o perioadă de prețuri scăzute, ceea ce a ajutat-o ​​să supraviețuiască. Este evident că o asemenea atitudine tolerantă a băncilor față de acest sector al producției de petrol nu s-ar putea lipsi de participarea statului. Acum, producătorii de șist recunoscători ajută autoritățile americane să limiteze OPEC și alți producători de petrol, influențând activ piața mondială de petrol și gaze.

Ekaterina Deinego

Tipuri de fracturare hidraulică

În prezent, în practica mondială a producției de petrol, sunt utilizate trei tipuri principale de fracturare hidraulică: fracturare hidraulică convențională (HF), fracturare hidraulică cu penetrare adâncă (GHF) și fracturare hidraulică masivă (MSHF). Fiecare dintre aceste tipuri are propriul domeniu de aplicare.

Fracturarea hidraulică este utilizată ca mijloc de creștere a permeabilității zonei de formare din apropierea sondei. Se utilizează, de regulă, în puțuri individuale cu o zonă contaminată de fund pentru a-și restabili productivitatea naturală, caracterizată prin utilizarea unei cantități mici de material de fixare (5-10 tone).

Fracturarea hidraulică este una dintre cele mai eficiente metode de creștere a productivității puțurilor care drenează formațiuni slab permeabile (cu permeabilitate mai mică de 0,05 µm 2). Acest proces se caracterizează prin utilizarea unor cantități mari de material de fixare - 10-50 de tone și fluide de fracturare - 150-200 m3 În acest caz, se creează fisuri sau un sistem de fisuri de lungime considerabilă (50-100 de metri sau mai mult). , acoperind nu numai zona de fund, ci și un strat parțial semnificativ. Aceasta este principala diferență dintre GGRP și fracturarea hidraulică convențională. Domeniul de aplicare al fracturării hidraulice îl reprezintă rezervoarele cu permeabilitate scăzută sau secțiunile sale individuale, cu scopul, în special, de a obține rentabilitate în dezvoltarea unor astfel de câmpuri. Tehnologia de fracturare hidraulică este destinată să afecteze zăcămintele de petrol nedegradate (nedezvoltate), unde formațiunile productive sunt reprezentate de rezervoare terigene (nisipoase).

Fracturarea hidraulică în mai multe etape este fracturarea hidraulică masivă, care este utilizată în practică în rezervoarele cu permeabilitate scăzută ale câmpurilor de gaze. Principala caracteristică a acestui proces este crearea de fisuri artificiale în mare măsură. În aceste scopuri se folosesc cantități mari de material de fixare.

Noi tehnologii de fracturare hidraulică

O extindere semnificativă a domeniului de aplicare a fracturării hidraulice și o creștere a numărului de operațiuni în ultimul deceniu este asociată cu dezvoltarea intensivă a tehnologiilor de tratare. La altele noi metode eficiente ar trebui să includă tehnologia depunerii de susținere la sfârșitul fracturii sau protecția vârfului fracturii (TSO), care vă permite să creșteți în mod intenționat lățimea acesteia, oprind creșterea în lungime și, prin urmare, să creșteți semnificativ conductivitatea (produsul permeabilității și lățimii) . Pentru a reduce riscul ca o fisură să pătrundă în orizonturile purtătoare de apă sau gaze, precum și pentru a intensifica dezvoltarea rezervelor de straturi cu permeabilitate scăzută, se utilizează tehnologia de fracturare hidraulică selectivă. Sunt create în mod constant noi materiale pentru fracturarea hidraulică. Pentru a preveni îndepărtarea agentului de susținere din fractură, a fost creată tehnologia PropNET, care presupune injectarea în formațiune concomitent cu suportul a unei fibre de sticlă flexibile speciale, care, prin umplerea golurilor dintre particulele de susținere, asigură stabilitatea maximă a suportului. pachet de sprijin. Pentru a reduce gradul de contaminare reziduală a fracturii, au fost dezvoltate fluide de fracturare cu polimeri scăzuti LowGuar și un sistem de aditivi pentru destructorul CleanFLOW. Se folosește lichidul nepoluant ClearFrac, care nu necesită un destructor.

Baza de informații pentru fracturarea hidraulică este în curs de îmbunătățire. Principalele surse de informații sunt studiile geologice, geofizice și petrofizice, analiza miezului de laborator și un experiment de teren constând în fracturare micro și mini-hidraulică înainte de fracturarea hidraulică principală. În acest fel, se determină distribuția tensiunilor în formațiune, se determină presiunea efectivă de fractură și presiunea de închidere a fracturii, se selectează un model de dezvoltare a fracturii și se calculează dimensiunile geometrice ale acesteia. Instrumentele speciale vă permit să determinați înălțimea și azimutul fisurii. Folosind programe speciale, ținând cont de obiectivele de fracturare hidraulică, se realizează „proiectarea” fracturii.

Utilizarea noilor tehnologii face posibilă selectarea fluidului de fracturare și a agentului de susținere care se potrivește cel mai bine conditii specifice, și monitorizează deschiderea și propagarea fracturii, transportul agentului de suspensie în suspensie de-a lungul întregii fracturi și finalizarea cu succes a operației. În ultimii ani, tehnologia a fost dezvoltată pentru o abordare integrată a proiectării fracturării hidraulice ca element al sistemului de dezvoltare. Această abordare se bazează pe luarea în considerare a mai multor factori, inclusiv conductivitatea și potențialul energetic al formațiunii, sistemul de amplasare a puțurilor de producție și injecție, mecanica ruperii, caracteristicile fluidului de fracturare și a agentului de susținere, limitările tehnologice și economice.

100 RUR bonus pentru prima comandă

Selectați tipul locului de muncă teză Lucrări de curs Rezumat Teză de master Raport de practică Articol Raport de revizuire Test Monografie Rezolvarea problemelor Plan de afaceri Răspunsuri la întrebări Munca creativă Eseu Desen Lucrări Traducere Prezentări Dactilografiere Altele Creșterea unicității textului Teza de master Lucrări de laborator Ajutor online

Aflați prețul

Fracturarea hidraulica consta in trei operatii fundamentale:

1. crearea de fisuri artificiale în rezervor (sau extinderea celor naturale);

2. injectarea fluidului cu umplutură de fractură prin tubulatura în CCD;

3. presarea lichidului cu umplutură în fisuri pentru a le fixa.

Pentru aceste operațiuni trei categorii lichide:

• lichid de rupere,
• lichid purtător de nisip
• lichid de stoarcere.

Agentii de munca trebuie sa indeplineasca urmatoarele cerinte:

1. Nu ar trebui să reducă permeabilitatea CCD. În același timp, în funcție de categoria puțului (producție; injecție; producție, transformată în injecție de apă), se folosesc fluide de lucru de natură diferită.

2. Contactul fluidelor de lucru cu formațiunile de rocă sau cu fluidele de rezervor nu trebuie să provoace reacții fizice și chimice negative, cu excepția cazurilor de utilizare a agenților speciali de lucru cu acțiune controlată și direcționată.

3. Nu trebuie să conțină o cantitate semnificativă de impurități mecanice străine (adică conținutul acestora este reglementat pentru fiecare agent de lucru).

4. Când se utilizează agenți speciali de lucru, de exemplu, emulsie ulei-acid, produsele reacțiilor chimice trebuie să fie complet solubile în produsul de formare și să nu reducă permeabilitatea zonei rezervorului.

5. Vâscozitatea fluidelor de lucru utilizate trebuie să fie stabilă și să aibă un punct de curgere scăzut iarna (în caz contrar, procesul de fracturare hidraulică trebuie efectuat cu încălzire).

6. Trebuie să fie ușor accesibile, să nu fie puține și ieftine.

Tehnologia de fracturare hidraulica :

• Bine pregătire- un studiu de aflux sau de injectivitate, care vă permite să obțineți date pentru estimarea presiunii de explozie, volumul fluidului de explozie și alte caracteristici.
• Înroșirea bine- se spală sondele cu un fluid de spălare cu adaos de anumiți reactivi chimici. Dacă este necesar, se efectuează tratament de decompresie, torpilări sau tratament cu acid. În acest caz, se recomandă utilizarea țevilor pompe-compresor cu un diametru de 3-4" (țevile cu un diametru mai mic sunt nedorite, deoarece pierderile prin frecare sunt mari).
• Injectarea fluidului de fracturare– presiunea necesară ruperii rocii este creată pentru a forma noi fisuri și a deschide fisurile existente în CZ. În funcție de proprietățile CCD și de alți parametri, se folosesc lichide filtrabile sau cu filtrare scăzută.

Rupere de lichid:

în puţurile de producţie

Ulei degazat;

Ulei îngroșat, ulei și amestec de păcură;

Emulsie hidrofobă de acid petrolier;

Emulsie hidrofobă ulei-apă;

Emulsie acid-kerosen etc.;

în puţuri de injecţie

apă curată;

Soluții apoase de acid clorhidric;

Apă îngroșată (amidon, poliacrilamidă - PAA, alcool sulfit - SSB, carboximetilceluloză - CMC);

Acid clorhidric îngroșat (un amestec de acid clorhidric concentrat cu SSB), etc.

Atunci când alegeți un fluid de fracturare, este necesar să luați în considerare și să preveniți umflarea argilelor prin introducerea de reactivi chimici în acesta care stabilizează particulele de argilă în timpul umezirii (hidrofobizarea argilei).

După cum sa menționat deja, presiunea de explozie nu este o valoare constantă și depinde de o serie de factori.

O creștere a presiunii în fundul găurii și atingerea valorii presiunii de spargere este posibilă atunci când viteza de injecție depășește rata de absorbție a fluidului de către formațiune.

O problemă tehnologică importantă este determinarea momentului formării fisurilor și a semnelor acesteia. Momentul formării fisurii într-un rezervor monolitic este caracterizat de o întrerupere a relației „debitul fluidului de injecție în volum - presiunea de injecție” și o scădere semnificativă a presiunii de injecție. Deschiderea fisurilor care existau deja în CZ se caracterizează printr-o schimbare lină a relației debit-presiune, dar nu se observă o scădere a presiunii de injecție. În ambele cazuri, un semn al deschiderii fisurii este o creștere a coeficientului de injectivitate al puțului.

• Injectarea fluidului purtător de nisip. Nisipul sau orice alt material pompat într-o fisură servește ca umplutură pentru fisura, acționând ca un cadru în interiorul acesteia și împiedicând închiderea fisurii după ce presiunea este îndepărtată (redusă). Lichidul purtător de nisip îndeplinește o funcție de transport. Principalele cerințe pentru un lichid purtător de nisip sunt capacitatea mare de reținere a nisipului și filtrabilitatea scăzută.

Aceste cerințe sunt dictate de condițiile pentru umplerea eficientă a fisurilor cu material de umplutură și excluderea posibilei depuneri a materialului de umplutură în elemente individuale. sistem de transport(cap de sondă, tubulatura, fundul orificiului), precum și pierderea prematură a mobilității umpluturii în fisura în sine. Filtrabilitatea scăzută împiedică filtrarea fluidului purtător de nisip în pereții fracturii, menținând o concentrație constantă de umplutură în fractură și împiedicând umplutura să înfunde fractura la începutul acesteia. În caz contrar, concentrația de umplutură la începutul fisurii crește datorită filtrării fluidului purtător de nisip în pereții fisurii, iar transferul de umplutură în fisură devine imposibil.

Lichidele sau uleiurile vâscoase, de preferință cu proprietăți structurale, sunt utilizate ca fluide purtătoare de nisip în puțurile de producție; amestecuri de ulei și păcură; emulsii hidrofobe ulei-apă; acid clorhidric îngroșat etc. În puțurile de injecție, soluțiile de SSB sunt folosite ca fluide purtătoare de nisip; acid clorhidric îngroșat; emulsii hidrofile ulei-apă; soluții amidon-alcaline; contact negru neutralizat etc.

Pentru a reduce pierderile prin frecare atunci când aceste fluide cu umplutură se deplasează prin tubulatura, se folosesc aditivi speciali (depresori) - soluții pe bază de săpun; polimeri cu greutate moleculară mare etc.

• Injectarea fluidului de deplasare -împingând lichidul purtător de nisip până la fund și apăsând-l în crăpături. Pentru a preveni formarea dopurilor din umplutură, trebuie îndeplinită următoarea condiție:

unde este viteza de mișcare a fluidului purtător de nisip în șirul de tuburi, m/s;

Vâscozitatea fluidului purtător de nisip, mPa s.

De regulă, lichidele cu vâscozitate minimă sunt folosite ca fluide de stoarcere. Sondele de producție folosesc adesea propriul petrol degazat (dacă este necesar, acesta este diluat cu kerosen sau motorină); puțurile de injecție folosesc apă, de obicei apă comercială.

Următoarele pot fi folosite ca umplutură de fisuri:

Nisip cuarțos sortat cu diametrul granulelor de 0,5 +1,2 mm, care are o densitate de aproximativ 2600 kg/m3. Deoarece densitatea nisipului este semnificativ mai mare decât densitatea lichidului care transportă nisipul, nisipul se poate depune, ceea ce predetermina viteze mari descărcări;

Bile de sticlă;

Boabe de bauxită aglomerate;

Bile de polimer;

Umplutură specială - agent de susținere.

Cerințe de bază pentru umplutură:

Rezistență ridicată la compresiune (strivire);

Forma sferică corectă din punct de vedere geometric.

Este destul de evident că umplutura trebuie să fie inertă în raport cu produsele de formare și să nu-și schimbe proprietățile pentru o lungă perioadă de timp. S-a stabilit practic că concentrația de umplutură variază de la 200 la 300 kg la 1 m3 de lichid purtător de nisip.

• După pomparea umpluturii în fisuri, puțul lăsat sub presiune. Timpul de menținere trebuie să fie suficient pentru ca sistemul (CCD) să treacă de la o stare instabilă la una stabilă, în care umplutura va fi fixată ferm în fisură. În caz contrar, în timpul procesului de inducere a fluxului, dezvoltării și funcționării puțului, umplutura este efectuată din fisuri în puț. În cazul în care puțul este exploatat prin pompare, îndepărtarea umpluturii duce la defecțiunea instalației submersibile, ca să nu mai vorbim de formarea dopurilor de umplere la fund. Cele de mai sus reprezintă un factor tehnologic extrem de important, neglijarea căruia reduce drastic eficiența fracturării hidraulice, până la un rezultat negativ.
• Aflux de apeluri, dezvoltarea sondei și testarea hidrodinamică. Efectuarea unui studiu hidrodinamic este un element obligatoriu al tehnologiei, deoarece rezultatele sale servesc drept criteriu pentru eficienta tehnologica a procesului.

O diagramă schematică a echipamentului de sondă pentru fracturarea hidraulică este prezentată în orez. 5.5. La efectuarea fracturării hidraulice, șirul de tuburi trebuie să fie etanșat și ancorat.

Problemele importante în timpul fracturării hidraulice sunt: determinarea locației, orientării spațiale și dimensiunii fisurilor. Astfel de definiții ar trebui să fie obligatorii atunci când se efectuează fracturări hidraulice în regiuni noi, deoarece ne permit să dezvoltăm cea mai bună tehnologie de proces. Problemele enumerate sunt rezolvate pe baza metodei de monitorizare a modificărilor intensității radiației gamma dintr-o fisură în care este pompată o porțiune de umplutură activată de un izotop radioactiv, de exemplu, cobalt, zirconiu sau fier. Esența acestei metode este de a adăuga o anumită porțiune de umplutură activată la un material de umplutură curat și de a efectua înregistrarea cu raze gamma imediat după formarea fisurilor și pomparea unei porțiuni de umplutură activată în fisuri; Prin compararea acestor rezultate de înregistrare cu raze gamma, sunt judecate numărul, locația, orientarea spațială și dimensiunea fracturilor formate. Aceste studii sunt efectuate de organizații specializate în domeniul geofizic.

Orez. 5.5. Schema schematică a echipamentului puțului pentru fracturare hidraulică:

1 - formarea productivă; 2 - fisura; 3 - tija; 4 - ambalator; 5 - ancora; 6 - carcasă; 7 - coloana de tuburi; 8 - echipamente pentru cap de sondă; 9 - lichid de rupere; 10 - lichid purtător de nisip; 11 - lichid de stoarcere; 12 - manometru.

Probleme de utilizare a fracturării hidraulice. ASS este locul în care există straturi care conțin apă lângă formațiunea productivă. Acestea pot fi acvifere, dacă există apă de fund. În plus, pot exista formațiuni în apropierea formațiunii tratate care sunt inundate.

În astfel de cazuri, fisurile verticale formate în timpul fracturării hidraulice creează o legătură hidrodinamică între sondă și zona acviferă. În majoritatea cazurilor, zona acviferă are o permeabilitate mai mare în comparație cu formațiunea productivă în care se efectuează fracturarea hidraulică. Acesta este motivul pentru care fracturarea hidraulică poate duce la udarea completă a fântânilor. În câmpurile vechi, multe fântâni sunt în paragină. Efectuarea fracturării hidraulice în astfel de condiții duce la ruperea șirului de producție. Teoretic, în astfel de puțuri se folosește un packer pentru a proteja sfoara, dar din cauza loviturilor de pe sfoară și a coroziunii, tocmai în astfel de puțuri packerul nu își îndeplinește rolul. În plus, din cauza fracturării hidraulice, piatra de ciment poate fi distrusă.

În timpul fracturării hidraulice, se creează fisuri în straturi cu permeabilitate diferită, dar de foarte multe ori este mai ușor să rupi un strat cu permeabilitate mare decât un strat cu permeabilitate scăzută. Într-un strat cu permeabilitate mai mare, fisura poate fi mai lungă. Cu această opțiune, după fracturarea hidraulică, rata producției de petrol a puțului crește, dar tăierea apei crește dacă puțul a fost tăiat cu apă. De aceea, înainte și după fracturarea hidraulică, este necesară analizarea apei produse pentru a afla de unde provine apa din puț.

În cazul fracturării hidraulice, ca și în cazul oricăror metode de stimulare, se pune întotdeauna problema compensării extracțiilor mari prin injecție.