100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

ГРП состоит из трех принципиальных операций:

1. создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);

2. закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;

3. продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.

При этих операциях используют три категории жидкостей :

• жидкость разрыва,
• жидкость-песконоситель
• продавочную жидкость.

Рабочие агенты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.

3. Не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).

4. При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

6. Должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Технология проведения ГРП :

• Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.
• Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).
• Закачка жидкости разрыва – создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

Жидкости разрыва :

в добывающих скважинах

Дегазированную нефть;

Загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

Гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

Гидрофобную водонефтяную эмульсию;

Кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

Чистую воду;

Водные растворы соляной кислоты;

Загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом - ПАА, сульфит-спиртовой бардой - ССБ, карбоксиметилцеллюлозой - КМЦ);

Загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин).

Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов.

Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при опережении скоростью закачки скорости поглощения жидкости пластом. У низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. При этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход - давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины.

• Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную функцию. Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

Указанные требования диктуются условиями эффективного заполнения трещин наполнителем и исключением возможного оседания наполнителя в отдельных элементах транспортной системы (устье, НКТ, забой), а также преждевременной потерей наполнителем подвижности в самой трещине. Низкая фильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозможным.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт и др.

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессоры) - растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры и т.п.

• Закачка продавочной жидкости – продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, должно соблюдаться следующее условие:

где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;

Вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

Кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

Стеклянные шарики;

Зерна агломерированного боксита;

Полимерные шарики;

Специальный наполнитель - проппант.

Основные требования к наполнителю:

Высокая прочность на сдавливание (смятие);

Геометрически правильная шарообразная форма.

Совершенно очевидно, что наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя.

• После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением . Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя. Вышесказанное является чрезвычайно важным технологическим фактором, пренебрежение которым резко снижает эффективность ГРП вплоть до отрицательного результата.
• Вызов притока , освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рис. 5.5 . При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.

Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса. Перечисленные задачи решаются на основе метода наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом, например, кобальта, циркония, железа. Сущность данного метода заключается в добавлении к чистому наполнителю определенной порции активированного наполнителя и в проведении гамма-каротажа сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя; сравнивая эти результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентации и размерах образовавшихся трещин. Указанные исследования выполняются специализированными промыслово-геофизическими организациями.

Рис. 5.5. Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП:

1 - продуктивный пласт; 2 - трещина; 3 - хвостовик; 4 - пакер; 5 -якорь; 6 - обсадная колонна; 7 - колонна НКТ; 8 - устьевое оборудование; 9 - жидкость разрыва; 10 - жидкость-песконоситель; 11 - жидкость продавки; 12 - манометр.

Проблемы применения ГРП. ЖОПА там, где рядом с продуктивным пластом находятся пласты, содержащие воду. Это могут быть водоносные пласты, если подошвенная вода. Кроме того, рядом с обработанным пластом могут быть пласты, которые заводнены.

Образующиеся при ГРП вертикальные трещины в подобных случаях создают гидродинамическую связь скважины с водоносной зоной. В большинстве случаев водоносная зона имеет большую проницаемость по сравнению с продуктивным пластом, где проводят ГРП. Именно поэтому ГРП может приводить к полному обводнению скважин. На старых месторождениях многие скважины находятся в аварийном состоянии. Проведение ГРП в подобных условиях приводят к разрыву эксплутационной колонны. Теоретически в подобных скважинах для защиты колонны используют пакер, но из-за вмятин на колонне и коррозии именно в подобных скважинах пакер свою роль не выполняет. Кроме того из-за ГРП может разрушаться цементный камень.

При ГРП трещины создаются в пропластках с различной проницаемостью, но очень часто разорвать высокопроницаемый пропласток легче чем низкопроницаемый. В пропластке с большей проницаемостью трещина может быть более протяженной. При таком варианте после ГРП дебит скважины по нефти увеличивается, но увеличивается обводненность, если скважина была обводнена. Именно поэтому, до и после ГРП необходимо проводить анализ добываемой воды, чтобы узнать откуда в скважине появилась вода.

При ГРП, как и при любых методах интенсификации всегда встает вопрос о компенсации больших отборов закачкой.

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.

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.

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.

Россия ожидает усиления санкционного давления. Великобритания и США активно ищут новые поводы для дискриминации российского бизнеса. Однако результаты последней волны санкционной политики, начавшейся в 2014 году, далеко не однозначны. Даже независимые исследования показывают, что российский топливно-энергетический комплекс не сильно пострадал от ограничений, более того, именно они подтолкнули развитие промышленности в России. По мнению отраслевых экспертов, возможное усиление антироссийских санкций также не станет критичным для ТЭК России, но только в том случае, если правительство и энергокомпании вовремя мобилизуют силы для создания отечественной машиностроительной отрасли, выпускающей оборудование для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ).

Россия должна научиться добывать ТРИЗ

Накануне Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО представил результаты своего исследования «Перспективы российской нефтедобычи: жизнь под санкциями », где было проанализировано влияние санкций, введенных в США и ЕС, на российский нефтяной сектор, в частности на ввод в России новых традиционных месторождений, развитие шельфовых проектов, добычу баженовской нефти. Авторы исследования также сделали сценарный прогноз российской нефтедобычи до 2030 года.

В документе отмечается, что на горизонте до 2020 года, несмотря на все ограничения, у России есть потенциал для дальнейшего увеличения объемов производства за счет уже подготовленных месторождений. Этот краткосрочный потенциал роста, однако, может быть ограничен договоренностями с ОПЕК. В среднесрочном периоде до 2025 года, даже в случае жесткого ограничения доступа к технологиям и низкой цене на нефть, объемы добычи пострадают не катастрофически. При этом главной причиной спада добычи в этот период может стать не столько отсутствие доступа к западным технологиям для реализации новых проектов, сколько отсутствие технологических возможностей по интенсификации добычи на действующих месторождениях.

Данное исследование показало, что наиболее критическая технология для поддержания объемов российской нефтедобычи – это ГРП (гидроразрыв пласта), поскольку она способна обеспечить поддержание добычи на действующих месторождениях.

Применение МГРП (многостадийного гидравлического разрыва пласта) обещает рост добычи на перспективных нетрадиционных месторождениях.

Авторы исследования подчеркивают, что в сложившихся условиях именно разработка собственных технологий ГРП и МГРП, выпуск флотов ГРП и МГРП внутри страны и подготовка персонала должны стать технологическим приоритетом для компаний отрасли и регуляторов. Однако пока работа в этом направлении ведется явно недостаточными темпами. Как отметила в своем докладе эксперт Энергетического центра бизнес-школы СКОЛКОВО Екатерина Грушевенко, в период с 2015 по август 2017 года не было произведено ни одного флота ГРП. Роторно-управляемые системы, согласно данным сайта НТЦ ПАО «Газпром нефть», на конец 2016 года находились в стадии испытания. Эксперт подчеркнула, что уже сейчас две трети нефтяных запасов приходится на ТРИЗ.

До 2020 года сокращения добычи не ожидается

Директор Энергетического центра бизнес-школы СКОЛКОВО Татьяна Митрова в своем выступлении на презентации данного исследования отметила, что первые санкции в отношении России и российских энергетических компаний были введены в 2014 году, но никаких специальных исследований об их влиянии на нефтяную отрасль опубликовано не было.

«Мы не знали, какой результат мы получим. Первая гипотеза предполагала, что последствия будут очень тяжелыми», – рассказала Митрова. Однако результаты показали несколько иную картину влияния санкций.

«В настоящее время никаких серьезных последствий санкций в операционной деятельности компаний не ощущается. Действительно, добыча в последние годы росла, невзирая на низкие цены и санкции. Нефтяная отрасль рапортовала об успехах. Но позитивная текущая ситуация не должна вводить в заблуждение, анализ самого комплекса санкций говорит об их очень широкой трактовке, в этом и заключается основная угроза санкционного давления», – указала эксперт.

По ее словам, до 2020 года, согласно результатам моделирования, сокращения добычи не предвидится, поскольку основные проекты уже профинансированы.

«Начиная с 2020 года негативные тенденции будут проявляться все более заметно и могут привести к снижению добычи нефти в России на 5% к 2025 году и на 10% к 2030 году от текущих уровней добычи. Снижение добычи в таких размерах, конечно, не катастрофично для российской экономики, но тем не менее достаточно чувствительно», – заявила Митрова.

Она подчеркнула, что санкции – долгая история и для того чтобы российская нефтяная отрасль к ним адаптировалась, необходимы дополнительные усилия государства и компаний по разработке собственных технологий и производства необходимого оборудования.

«Есть огромная часть нефтедобычи, которая напрямую зависит от технологии ГРП. Именно наличие данного оборудования оказывает наибольшее влияние на объемы нефтедобычи в стране. Но разработка и внедрение производства данной технологии в большей степени задача российского правительства и промышленности», – пояснила директор Энергетического центра.

Требуется новая отрасль

Руководитель направления «Газ и Арктика» бизнес-школы СКОЛКОВО Роман Самсонов в своем выступлении отметил, что, по его личным наблюдениям, в России только на фоне санкций можно наблюдать прогресс в разработке и производстве собственного высокотехнологического оборудования.

«Ситуация с производством высокотехнологичного оборудования сложная, но ей можно научиться управлять. Фактически речь идет о создании целой многофункциональной подотрасли нефтегазомашиностроения», – отметил Самсонов.

По мнению участников исследования «Перспективы российской нефтедобычи: жизнь под санкциями», столь масштабная задача по созданию новой подотрасли тяжелого машиностроения в советские времена решалась только благодаря государственным директивам. В условиях современной рыночной экономики, в которой сейчас развивается РФ, механизмы для реализации этой задачи еще не отработаны.

Впрочем, это только в России. Если посмотреть на опыт западных стран, которые с успехом преодолевают все трудности для добычи ТРИЗ, становится ясно, что такой способ давно найден. Наиболее отчетливо это видно на примере сланцевой индустрии США, которая активно кредитовалась даже в период низких цен, что помогло ей выжить. Очевидно, что столь терпимое отношение банков к этому сектору нефтедобычи не могло обойтись без госучастия. Теперь же благодарные сланцевики помогают властям США сдерживать ОПЕК и других производителей нефти, активно влияя на мировой нефтегазовый рынок.

Екатерина Дейнего