Що таке ГРП – гідравлічний розрив пласта? Фрекінг може впливати на здоров'я дитини Досвід застосування гідророзриву пласта за кордоном

20.11.2021

Спосіб полягає у створенні високопровідної тріщини в цільовому пласті для забезпечення припливу видобутого флюїду (газ, вода, конденсат, нафта або їх суміш) до забою свердловини. Технологія здійснення ГРП включає закачування в свердловину за допомогою потужних насосних станційрідини розриву (гель, у деяких випадках вода або кислота при кислотних ГРП) при тисках вище тиску розриву нафтоносного пласта. Для підтримки тріщини у відкритому стані у теригенних колекторах використовується розклинювальний агент – проппант (оброблений кварцовий пісок), у карбонатних – кислота, яка роз'їдає стінки створеної тріщини.

Зазвичай на проведенні ГРП та інших методів інтенсифікації нафтовидобутку спеціалізуються сервісні нафтові компанії (Halliburton, Schlumberger, BJ Services та ін.).

Критика

Примітки

Див. також

Посилання

Інтенсифікація видобутку нафти. Техніко-економічні особливості методів / Сергій Веселков // Промислові відомості (Перевірено 6 травня 2009)

Wikimedia Foundation. 2010 .

Дивитись що таке "Гідророзрив пласта" в інших словниках:

Те саме, що Гідравлічний розрив пласта. Гірська енциклопедія. М.: Радянська енциклопедія. За редакцією Є. А. Козловського. 1984 1991 … Геологічна енциклопедія

Гідророзрив пласта - гідравлічний розривпласта, формування тріщин у масивах газо, нафти, водонасичених та інших гірських породах під дією подається в них під тиском рідини. Операція проводиться у свердловині для підвищення дебіту за рахунок розгалуженої… Нафтогазова мікроенциклопедія

гідророзрив пласта із застосуванням гумових кульок та піску як розклинюючих агентів та води як рідина-носія- — Тематика нафтогазова промисловість EN rubber balls sand water fracturing …

гідророзрив пласта із застосуванням гумових кульок та піску як розклинюючих агентів та нафти як рідина-носія- — Тематика нафтогазова промисловість EN rubber balls sand oil fracturing … Довідник технічного перекладача

кислотний гідророзрив пласта- Процес утворення/розширення та закріплення тріщин у пласті за допомогою рідини розриву на кислотній основі Тематики нафтогазова промисловість EN acid fracturing … Довідник технічного перекладача

масований гідророзрив (пласту)- — Тематика нафтогазова промисловість EN massive hydraulic fracturing … Довідник технічного перекладача

Гідророзрив пласта (ГРП) один із методів інтенсифікації роботи нафтових та газових свердловин та збільшення приємності нагнітальних свердловин. Метод полягає у створенні високопровідної тріщини в цільовому шарі для забезпечення притоку ... Вікіпедія

кислотний гідророзрив карбонатного пласта-колектора- - Тематики нафтогазова промисловість EN fracture acidizing … Довідник технічного перекладача

комбінована обробка пласта (кислотна та гідророзрив)- — Тематика нафтогазова промисловість EN combined formation treatment … Довідник технічного перекладача

- (a. hydraulic seam fracturing, hydraulic slam rupture; н. Hydrafrac; ф. fracture hydraulique de la couche; і. fracturacion hidraulica de las capas) формування тріщин у масивах газо, нафто, водонасичених та ін. також п. і. Геологічна енциклопедія

Ще нещодавно навколо ГРП було дуже багато розмов і дуже багато організацій виступали проти дозволу на проведення ГРП. Головним аргументом проти ГРП висувалась теорія про те, що ГРП дуже забруднює підземні джерела прісної води, аж до того, що з-під крана починає текти вода з домішками газу, які можна підпалити, про що, до речі, було знято ролик, який потрапив. багато передачі та випуски новин.

1. На початку розберемося про те, що таке ГРП, т.к. багато хто цього не знає. Традиційно нафту і газ видобували з піщаних порід, які мають високу пористість. Нафта в таких породах може вільно мігрувати серед піщинок до свердловини. Сланцеві породи навпаки мають дуже низьку пористість, а нафта в них міститься в тріщинах усередині сланцевого пласта. Завдання ГРП – збільшити ці тріщини (або утворити нові), давши нафті вільніший шлях до свердловини. Для цього в нафтонасичений пласт сланцю під високим тиском нагнітається спеціальний розчин (на вигляд нагадує холодець), що складається з піску, води та додаткових хімічних добавок. Під високим тиском рідини, що нагнітається, сланець утворює нові тріщини і розширює вже наявні, а пісок (проппант) не дає тріщинам зімкнутися, таким чином і покращується проникність порід. ГРП буває двох видів - проппантний (з використанням піску), та кислотний. Тип ГРП вибирається на основі геології пласта, що розривається.

Справа, на фотографії – блок маніфольдів, ліворуч – насосні трейлери, далі – арматура і за нею кран. Каротажна машина знаходиться ліворуч, за трейлерами. Її видно інших фотографіях.

2. Для проведення ГРП потрібна досить велика кількість техніки та персоналу. Технічно процес ідентичний незалежно від підприємства, що проводить роботу. До арматури свердловини підключається трейлер із блоком маніфольдів. До цього трейлера підключаються насосні установки, що нагнітають розчин ГРП в свердловину. За насосними станціями встановлюється змішувальна установка, біля якої встановлюють трейлери з піском та водою. За цим господарством встановлюють станцію контролю. З протилежного боку арматури встановлюється кран та каротажна машина.

Такий вигляд має змішувач. Шланги, що йдуть до нього - лінії підключення води.

3. Процес ГРП починається в змішувачі, куди подається пісок і вода, а також хімічні добавки. Все це поєднується до певної суміші, після чого подається в насосні установки. На виході з насосної установки розчин ГРП потрапляє в блок маніфольдів (це щось подібне до загального змішувача для всіх насосних установок), після чого розчин відправляється в свердловину. p align="justify"> Процес ГРП не проводиться за один підхід, а проходить етапами. Складанням етапів займається команда петрофізиків з урахуванням акустичного каротажу, зазвичай, відкритої свердловини, проведеної під час буріння. На протязі кожного етапу каротажна команда ставить у свердловині заглушку, відокремлюючи інтервал ГРП від решти свердловини, після чого проводить перфорацію інтервалу. Потім проходить ГРП інтервалу і заглушка знімається. На новому інтервалі ставиться нова заглушка, знову проходить перфорація і новий інтервал ГРП. Процес ГРП може тривати від кількох днів, за кілька тижнів, а кількість інтервалів може сягати сотні.

Помпи, підключені до блоку маніфольдів. "Будка" на задньому плані – пункт контролю роботи змішувача. Протилежний вид, від будки, – на другій фотографії.

Помпи, що використовуються при ГРП оснащені дизельними двигунами потужністю від 1 000 до 2 500 к.с. Кількість помп розраховується тими самими петрофізиками на основі каротажу. Вираховується необхідний тиск для розриву пласта, і його основі вважається кількість насосних станцій. Протягом роботи кількість використовуваних помп завжди перевищує розрахункову кількість. Кожна помпа працює у менш інтенсивному режимі, ніж це потрібно. Робиться це з двох причин. По-перше, це значно зберігає ресурс помп, по-друге, при виході з ладу однієї з помп вона виводиться з лінії, а тиск на інших помпах злегка збільшується. Таким чином, поломка помпи не впливає на процес ГРП. Це дуже важливо, т.к. якщо процес вже розпочато, то зупинка неприйнятна.

5. Технологія ГРП струмової не народилася вчора. Перші спроби "ГРП" робилися ще 1900 року. Заряд нітрогліцерину опускався у свердловину, після чого детонував. У той же час була випробувана кислотна стимуляція свердловин. Але обидва методи, незважаючи на раннє народження, зажадали ще багато часу, щоб стати досконалими. Бум ГРП отримав лише 1950-х роках, з розвитком проппанта. Сьогодні метод продовжує вдосконалюватися та покращуватися. При стимуляції свердловини продовжується її життя і збільшується дебіт. У середньому приріст нафтопотоку до розрахункового дебіту свердловини становить до 10 000 тонн на рік. До речі, ГРП проводиться і на вертикальних свердловинах у пісковику, тому помилково думати, що процес прийнятний лише у сланцевих породах і народився щойно. Сьогодні близько половини свердловин зазнають ГРП стимуляції.

Вид блоку маніфольдів від арматури. До речі, ходити серед трейлерів та труб можна лише під час каротажу, коли у системі нагнітання немає тиску. Будь-яка людина, яка з'явилася серед трейлерів із помпами чи труб під час проведення ГРП, звільняється на місці без розмов. Безпека понад усе.

Проте, з недостатнім розвитком горизонтального буріння дуже багато людей стали висловлюватися проти проведення стимуляцій свердловин, т.к. ГРП завдає шкоди довкіллю. Було написано дуже багато праць, знято відео та проведено розслідування. Якщо читати всі ці статті, то все складно, але це на перший погляд, а ми ж придивимося до деталей.

Каротажна машина. Команда збирає заряди та готує заглушку для проведення перфорації.

Найголовніший аргумент проти ГРП – забруднення ґрунтових вод хімічними речовинами. Що саме входить до складу розчину - таємниця компаній, але деякі елементи все ж таки розголошені і є у відкритих публічних джерелах. Достатньо звернутися до бази даних ГРП "ФракФокус", і можна знайти загальний склад гелю (1, 2). На 99% гель складається з води, лише відсоток - хімічні добавки. Сам проппант не входить у разі підрахунок, т.к. не є рідиною, та й нешкідливий. Отже, що ж входить у відсоток, що залишився? А туди входять – кислота, протикорозійний елемент, фрикційна суміш, клей та добавки для в'язкості гелю. До кожної свердловини елементи зі списку підбираються індивідуально, їх може бути від 3 до 12, що потрапляють в одну з вищеперелічених категорій. Справді, ці елементи токсичні, і прийнятні в людини. Прикладом конкретних добавок є, наприклад, Ammonium persulfate, Hydrochloric acid, Muriatic acid, Ethylene glycol.

8. Як ці хімічні речовини можуть піднятися на верх минаючи пастки, що утримують нафту? Відповідь ми знаходимо у звіті Асоціації із захисту довкілля (3). Статися це може або через вибухи на свердловинах, або через розливи під час проведення ГРП, або через розливи утилізаційних басейнів, або через проблеми з цілісністю свердловин. Перші три причини не можуть заразити джерела води на величезних площах, залишається лише останній варіант, який сьогодні офіційно підтверджений Академією наук США (4).

9. Кому цікаво, як відстежується рух рідин усередині порід, то робиться це за допомогою так званих трейсерів. Спеціальна рідина, що має певне радіаційне тло, нагнітається в свердловину. Після чого в сусідніх свердловинах і на поверхні ставлять сенсори, що реагують на випромінювання. Таким чином можна змоделювати дуже точно "спілкування" свердловин між собою, а також виявити витоку всередині обсадних колон свердловин. Не турбуйтеся, фон у таких рідин дуже слабкий, а радіоактивні елементи, що використовуються при таких дослідженнях, дуже швидко розкладаються, не залишаючи слідів.

10. Нафта на поверхню піднімається не в чистому вигляді, а з домішками води, бруду та різних хімічних елементів, у тому числі й хімічними добавками, використаними під час ГРП. Проходячи через сепаратори, нафту відокремлюється від домішок, а домішки утилізуються через спеціальні утилізаційні свердловини. Говорячи простою мовою- відходи закачуються назад у землю. Обсадна труба зацементована, але вона іржавіє з часом, і в якийсь момент у ній з'являється текти. Якщо труба має хороший цемент у затрубному просторі - то це іржа не має значення, витоку з труби не буде, якщо ж цементу немає, або цементна робота була виконана погано - то рідини зі свердловини потраплять у затрубний простір, звідки можуть потрапити куди завгодно. .к. текти може бути вище нафтових пасток. Ця проблема відома інженерам дуже давно, і фокус на цій проблемі був загострений ще на початку 2000-х, тобто. задовго до звинувачень на адресу ГРП. Ще тоді коли багато компаній створили в собі окремі відомства, які відповідають за цілісність свердловин та їх перевірку. Витіки можуть приносити із собою у верхні шари порід багато бруду, газу (не тільки природного, а й сірководню), важких металів і здатні заразити чисті джерела води та без хімічних елементів ГРП. Тому тривога піднята сьогодні дуже дивна, проблема існувала і без ГРП. Особливо це стосується старих свердловин, яким понад 50 років.

11. Сьогодні регламенти багатьох штатів дуже швидко змінюються, особливо це стосується Техасу, Нью-Мексико, Пенсільванії та Північної Дакоти. Але на подив багатьох, - зовсім не через ГРП, а через вибух платформи БП у Мексиканській затоці. У багатьох випадках компанії швидко проводять каротажі з перевірки цілісності обсадної труби і цементу за нею, і передають ці дані в державні комісії. До речі, поки каротажі за цілісністю свердловин офіційно ніхто не вимагає, але компанії самостійно витрачають гроші і роблять цю роботу. При незадовільному стані свердловини глушаться. Треба віддати належне інженерам, наприклад із 20 000 свердловин інспектованих у Пенсільванії, у 2008 році, було зареєстровано лише 243 випадки витоків у верхні водні шари (5). Іншими словами, ГРП не має відношення до зараження та газифікації прісних вод, виною тому є погана цілісність свердловин, які не були заглушені вчасно. А токсичних елементів у нафтонасичених пластах повним повно та без хімічних добавок, що використовуються під час проведення ГРП.

Інший аргумент, який наводять противники ГРП - жахлива кількість прісної води, необхідна для проведення операції. Води для ГРП потрібно справді багато. Звіт Асоціації із захисту навколишнього середовища дає цифри, всього з 2005 по 2013 рік було використано 946 млрд. літрів води, при тому що за цей час було проведено 82 000 операцій ГРП (6). Цифра цікава, якщо не замислитись. Як я згадав раніше, ГРП почав широко використовуватися з 50-х років, але статистика починається лише з 2005, коли було розпочато масове горизонтальне буріння. Чому? Добре було б згадати загальну кількість операцій ГРП та кількість води, витрачену до 2005 року. Відповідь на це питання, частково, можна знайти все в тій же базі даних по ГРП "ФракФокус" - починаючи з 1949 року було проведено понад 1 мільйон операцій ГРП (7). То скільки ж води було використано за цей час? Про це звіт чомусь не говорить. Напевно, тому, що 82 тисячі операцій якось тьмяніють на тлі мільйона.

Такий вигляд має проппант. Його називає піском, насправді це не той пісок, який видобувається у кар'єрах та в якому грають діти. Сьогодні проппант виготовляється на спеціальних заводах і буває він різних видів. Зазвичай ідентифікація йде пропорційно піщинок, наприклад це - проппант 16/20. В окремому пості безпосередньо про процес ГРП я докладно зупинюся на типах проппанта та покажу його різні види. А піском його називають тому, що за першого ГРП компанія Халлібертон використовувала звичайний дрібний річковий пісок.

Запитань до EPA (Environmental Protection Agency) також багато. На EPA дуже багато хто любить посилатися, як на дуже вагоме джерело. Джерело і насправді вагоме, але й вагоме джерело може дати дезу. Свого часу EPA нашумели на весь світ, проблема в тому, що наробивши шуму, мало хто знає чим усе скінчилося, а закінчилася історія дуже плачевно, для деяких.

Справа – ківш змішувача. Зліва – контейнер із проппантом. Проппант подається в ківш на конвеєрній стрічці, після чого змішувач забирає його в центрифугу, де відбувається його змішування з водою та хімічними добавками. Після чого гель подається до помп.

З EPA пов'язані дві дуже цікаві історії (8). Отже, перша історія.
У передмісті Далласа, у місті Форт Ворс, нафтова компанія здійснювала буріння свердловин для видобутку газу, з використанням ГРП. В 2010 році, регіональний директор EPA, доктор (варто звернути увагу на високий статус і наявність хорошої, вищої, освіти) Ал Армендаріз, подав надзвичайний позов до суду проти компанії. У позові говорилося що люди що живуть поблизу свердловин підприємства перебувають у небезпеці, т.к. свердловини компанії газифікують водні свердловини, що знаходяться поблизу. У той момент розпал пристрастей навколо ГРП був дуже високий, і терпіння залізниці комісії Техасу вибухнуло. Для тих, хто забув – у Техасі питаннями земельного користування та буріння займається Залізнична комісія. Було складено наукову групу, яку відправили на дослідження якості води.
Верхній метан під Форт Ворсом знаходиться на глибині 120 метрів і ніякої шапки не має, у той час як глибина водних свердловин не перевищувала 35 метрів, а ГРП, що проходить на свердловинах компанії, був здійснений на глибині 1 500 метрів. Так от виявилося, що жодних тестів для дослідження згубного впливу EPA не проводили, а просто взяли і заявили, - ГРП забруднює прісну воду, і подали до суду. А комісія взяла та провела тести. Перевіривши цілісність свердловин, взявши проби ґрунту та провівши необхідні тести, комісія винесла єдиний вердикт - жодна свердловина не має витоків і до газифікації прісної води відношення не мають. EPA програли два суди, компанії та другий суд безпосередньо залізничної комісії, після чого директор EPA, - доктор Ал Армендаріз звільнився "за власним бажанням".

Відразу за історією з недбайливим лікарем з EPA, залізнична комісія звернула свій погляд на дуже популярне відео, яке на той момент де тільки не показували. Якийсь Стівен Ліпський, господар свердловин із прісною водою, і консультант з питань навколишнього середовища Аліса Річ зняли відео, в якому вони підпалюють воду, що йде з-під крана. Водозабір виготовлявся з водних свердловин Стівена. Вода спалахнула, нібито, через високу концентрацію газу, в якій винна нафтова компанія зі своїм злощасним ГРП. Насправді, під час розслідування, обидва обвинувачені зізналися, що до системи трубопроводу було підключено балон із пропаном, і це було зроблено з метою залучення новинних відомств, яке змусило б людей вірити в те, що ГРП винне у газифікації прісної води. В даному випадку було доведено, що Аліса Річ знала про фальсифікацію, але хотіла передати свідомо неправдиві дані в EPA і між Алісою та Стівеном була змова, для обмови діяльності компанії. Знову ж таки, було доведено, що компанія та процес ГРП не завдають шкоди навколишньому середовищу. Після цього інциденту, до речі, всі якось збентежено притихли щодо звинувачень ГРП у газифікації води. Мабуть вирушати за ґрати ніхто не поспішає. Чи всі разом зрозуміли, що цей процес природний і був до появи ГРП?

Отже, підбиваючи підсумок усьому вищесказаному - будь-яка діяльність людини завдає шкоди навколишньому середовищу, - виняток. ГРП, сам собою, не завдає шкоди довкіллю, й у широкому масштабі існує у промисловості вже понад 60 років. Хімічні добавки, що закачуються в процесі ГРП на велику глибину, не становлять жодної загрози верхнім водним шарам. Справжньою проблемою сьогодні є цементаж та збереження цілісності свердловин, над якою компанії посилено працюють. А хімічних елементів та бруду, які здатні отруїти прісну воду, у нафтонасичених пластах вистачає і без ГРП. Сам процес газифікації природний і про таку проблему знали і без ГРП, з цією проблемою боролися і до ГРП.

Сьогодні нафтова промисловість набагато чистіша і екологічніша, ніж будь-коли в історії, і продовжує боротися за збереження навколишнього середовища, а багато історії та байки йдуть від дуже несумлінних працівників офіційних відомств. На жаль, такі історії дуже швидко залишаються в пам'яті більшості людей і дуже повільно спростовуються фактами, які мало кому цікаві.
Також треба не забувати, що війна з нафтовими компаніями була, є і буде завжди, і дешевий газ у величезних обсягах не всім до двору.

Важливо, доповнення:
У зв'язку з тим, що в коментарях почали з'являтися згадки про Пенсільванію та наявність газу в свердловинах із прісною водою, я вирішив також прояснити це питання. Пенсільванія дуже багата на газ, і один з найпотужніших бумів газового горизонтального буріння припав саме на цей штат, особливо на північну його частину. Проблема в тому, що покладів газу (метану та етану) у штаті кілька. Поклади верхнього газу називаються Devonian, тоді як поклади глибокого сланцевого газу мають назву Marcellus. Після детального молекулярного аналізу складу газу, та перевірки 1 701 водної свердловини (з 2008 по 2011 роки) на півночі штату, було дано єдиний вердикт – у водних свердловинах немає сланцевого газу, а присутній метан та етан із верхнього шару Devonian. Газифікація свердловин природна і пов'язана з геологічними процесами, ідентичною до проблеми Техасу. Процес ГРП не сприяє міграції сланцевого газу на поверхню.

Крім того, в Пенсільванії, у зв'язку з тим, що це був один з перших штатів в США взагалі, збереглося дуже багато документів, що йдуть в історію аж до початку 1800-х років, в яких згадуються гарячі струмки, а так само займисті джерела води, з рясною концентрацією газу в ній. Є безліч документів, у яких згадується наявність дуже високої концентрації метану на глибині 20, лише 20 метрів! Маса документів вказує на дуже високу концентрацію метану в річках та струмках понад 10 mg/L. Тому, на відміну від Техасу, де про подібні документи я особисто нічого не чув, у Пенсільванії проблема газифікації була задокументована ще до початку взагалі будь-якого буріння як такого. Тому про яку шкоду ГРП йдеться, якщо є документи яким понад 200 років, а так само молекулярно доведено, що газ у водних свердловинах не є сланцевим? Організації, які борються з ГРП про такі документи, чомусь забувають, або подібними дослідженнями не займаються і не цікавляться.

Також варто звернути увагу на те, що Пенсільванія є одним зі штатів, який вимагає у операторів аналізу якості прісної води, згідно з Актом 13, до початку буріння, для відстеження рівня можливого забруднення. Так ось, при аналізі якості води майже завжди допустима концентрація розчиненого газу, 7000 μg/L, є перевищеною. Питання, чому тоді люди не скаржилися на стан здоров'я, екологію та загублену землю протягом двохсот років, а раптом схаменулися масово скаржитися з початком газового буріння? (9).
Газифікація природна, і не є наслідком ГРП та буріння взагалі, ця проблема є в будь-якій країні, із покладами газу на поверхні.

Гідророзрив вугільного пласта вперше в СРСР було здійснено у 1954 році російським інститутом «Промгаз» у рамках робіт з підземної газифікації Донбаського вугілля. Сьогодні метод гідророзриву пласта часто застосовується державними та приватними видобувними компаніями як метод інтенсифікації видобутку нафти та газу. Наприклад, в даний час компанія "Роснефть" здійснює близько 2000 операцій з гідророзриву пласта на рік. Гідророзрив пласта активно використовують для видобутку метану із вугільних пластів (80% свердловин), газу ущільнених пісковиків, сланцевого газу.

При гідророзриві пласта створюється високопровідна тріщина в цільовому пласті, щоб забезпечити приплив корисної копалини, що видобувається до вибою свердловини. Гідророзрив використовується з метою інтенсифікації видобутку свердловин і збільшення прийомистості нагнітальних свердловин. Говорячи простою мовою, гідророзрив пласта – це руйнування гірської породи високим тиском води.

За допомогою гідророзриву часто вдається «оживити» свердловини, що простоюють, де видобувні роботи традиційними способами не приносять вже результату. Сучасні методи гідророзриву застосовуються при розробці нових нафтових пластів, що мають низькі одержувані дебіти, що робить їх розробку традиційними способами нерентабельною Останнім часом гідророзрив пласта стали застосовувати для видобутку сланцевого газу та газу ущільнених пісковиків.

Гідророзрив пласта при видобутку нафти полягає у подачі в нафтову свердловину під високим тиском рідини розриву (гель, вода, кислота). При цьому тиск, створюваний при закачуванні рідини, має бути вищим за тиск розриву нафтоносного пласта. У теригенних колекторах підтримки відкритої тріщини використовується проплант (розклинює агент), в карбонатних колекторах — кислота чи проплант.

При видобутку нетрадиційного газу гідророзрив пласта з'єднує пори щільних порід та забезпечує можливість вивільнення природного газу. При цьому в свердловину закачується спеціальна суміш, що на 99% складається з води та піску, і на 1% - з хімічних реагентів (хлористий калій, гуарова смола, дезінфікуючі засоби, засоби для запобігання утворенню відкладень).

Перший гідророзрив пласта був виконаний в США в 1947 році компанією Halliburton, яка в якості рідини розриву застосувала технічну воду, а як агент, що розклинює, — річковий пісок.

В даний час компанія Шелл методом гідророзриву пласта збирається видобувати у промислових обсягах сланцевий газ на Юзівській газоносній площі, розташованій на території Донецької та Харківської області в Україні.

Цей контракт був укладений українським урядом з метою вирішення проблеми енергоносіїв, яка вже кілька останніх років гостро стоїть на порядку денному, оскільки ціна на російський газ перевищує 400 доларів за 1000 м3.

Проте, як тільки майбутній проект почав набувати своїх обрисів, одразу ж з'явилися затяті його супротивники — у суспільстві почали поширюватися чутки про майбутні катастрофи, які спричинить видобуток сланцевого газу, технічні труднощі, дорожнечу видобувних робіт, мала перспективність і неефективність. Виходить парадоксальна ситуація: з одного боку, Україна намагається вирішити свої газові проблеми, з іншого — громадська думка налаштовується проти такого рішення.

Аналогію можна провести з Джном Юзом, ім'ям якого названо газоносну площу. Тоді, півтора століття тому перед царською Росією стояла дилема: повірити бельгійцю і покластися на його геній або ж повірити жовтій пресі, яка звинувачувала того у всіх смертних гріхах. Чиновники обрали перший варіант, і як показала історія, не помилилися - до 1917 Новоросійське суспільство в Юзівці давало левову частку чавуну, сталі, вугілля і коксу в країні.

Дещо прояснив нинішню ситуацію зі здобиччю сланцевого газу на Донбасі декан гірничо-геологічного факультету Донецького Національного технічного університету Артур Аркадійович Каракозов.

Авторитетний фахівець розповів, що нещодавно компанією Шелл за сприяння Британської ради провела на базі університету в Донецьку семінар із роз'яснення нюансів майбутніх робіт із видобутку сланцевого газу.

Подібна ситуація була і у Великій Британії, коли громадська думка налаштовувалась проти нових технологій. Раніше сланцевий газ видобувався примітивними методами - буріла звичайна вертикальна свердловина, навколо якої робився гідророзрив пласта. Така технологія давала обробити лише невелику частину газомісткого пласта. Щоб збільшити газовіддачу, поруч буріли численні свердловини, що назавжди вбивало екологію в цій місцевості.

З розвитком технологій геологи навчилися спочатку вертикальну свердловину викривляти з її буріння вглиб. Сучасні технології дозволяють на певній глибині спочатку вертикальну свердловину перекладати повністю горизонтальну, що дає можливість охоплювати великий обсяг газоносних порід. При гідророзрив пласта така свердловина дає набагато більше газу, ніж традиційна вертикальна. Наступним кроком було використання технологій кущового буріння, коли з однієї вертикальної свердловини на глибині робиться кілька стволів із горизонтальними ділянками. Така густо розгалужена під землею свердловина замінює десятки традиційних вертикальних свердловин. Подібні технології нафтовиками застосовуються вже понад 30 років. Інша справа, що в колишньому СРСР, та й у всьому світі, питання про сланцевий газ так гостро не стояло, оскільки нафти і традиційного газу було надміру.

На даний момент, на жаль, газу та нафти стає все менше, а видобувати їх стає все важче, а отже, дорожче. Тому в ситуації, що склалася, стало економічно вигідно застосувати розроблені технології для видобутку сланцевого газу. Але, оскільки його видобуток має свої особливості, то з'явилися нові технічні кошти, матеріали, телеметричні системи контролю та управління бурінням, що дозволили значно підвищити ефективність бурових робіт

Гідравлічний розрив пласта (ГРП або фрак від англійського hydraulic fracturing) є невід'ємним процесом стимуляції свердловини в процесі видобутку нафти та газу зі сланцевих порід.
Ще нещодавно навколо ГРП було дуже багато розмов і дуже багато організацій виступали проти дозволу на проведення ГРП. Головним аргументом проти ГРП висувалась теорія про те, що ГРП дуже забруднює підземні джерела прісної води, аж до того, що з-під крана починає текти вода з домішками газу, які можна підпалити, про що, до речі, було знято ролик, який потрапив. багато передачі та випуски новин.

Сьогодні я порушу питання ГРП і ми подивимося на те, як все виглядає на практиці. А потім я розповім про те, наскільки правдивими є розмови про забруднення прісних джерел та згубний вплив ГРП. Так само я торкнуся гучного відео про те, як люди підпалюю воду в крані. Відео бачили усі, а ось історію за кадром цього відео майже ніхто не знає.

4. Помпи, що використовуються при ГРП оснащені дизельними двигунами потужністю від 1 000 до 2 500 к.с. Кількість помп розраховується тими самими петрофізиками на основі каротажу. Вираховується необхідний тиск для розриву пласта, і його основі вважається кількість насосних станцій. Протягом роботи кількість використовуваних помп завжди перевищує розрахункову кількість. Кожна помпа працює у менш інтенсивному режимі, ніж це потрібно. Робиться це з двох причин. По-перше, це значно зберігає ресурс помп, по-друге, при виході з ладу однієї з помп вона виводиться з лінії, а тиск на інших помпах злегка збільшується. Таким чином, поломка помпи не впливає на процес ГРП. Це дуже важливо, т.к. якщо процес вже розпочато, то зупинка неприйнятна.
***
Помпи, підключені до блоку маніфольдів. "Будка" на задньому плані – пункт контролю роботи змішувача. Протилежний вид, від будки, – на другій фотографії.

6. Проте, з недостатнім розвитком горизонтального буріння дуже багато людей стали висловлюватися проти проведення стимуляцій свердловин, т.к. ГРП завдає шкоди довкіллю. Було написано дуже багато праць, знято відео та проведено розслідування. Якщо читати всі ці статті, то все складно, але це на перший погляд, а ми ж придивимося до деталей.
***
Вид блоку маніфольдів від арматури. До речі, ходити серед трейлерів та труб можна лише під час каротажу, коли у системі нагнітання немає тиску. Будь-яка людина, яка з'явилася серед трейлерів із помпами чи труб під час проведення ГРП, звільняється на місці без розмов. Безпека понад усе.

7. Найголовніший аргумент проти ГРП – забруднення ґрунтових вод хімічними речовинами. Що саме входить до складу розчину - таємниця компаній, але деякі елементи все ж таки розголошені і є у відкритих публічних джерелах. Достатньо звернутися до бази даних ГРП "ФракФокус", і можна знайти загальний склад гелю (1, 2). На 99% гель складається з води, лише відсоток - хімічні добавки. Сам проппант не входить у разі підрахунок, т.к. не є рідиною, та й нешкідливий. Отже, що ж входить у відсоток, що залишився? А туди входять – кислота, протикорозійний елемент, фрикційна суміш, клей та добавки для в'язкості гелю. До кожної свердловини елементи зі списку підбираються індивідуально, їх може бути від 3 до 12, що потрапляють в одну з вищеперелічених категорій. Справді, ці елементи токсичні, і прийнятні в людини. Прикладом конкретних добавок є, наприклад, Ammonium persulfate, Hydrochloric acid, Muriatic acid, Ethylene glycol.
***
Каротажна машина. Команда збирає заряди та готує заглушку для проведення перфорації.

10. Нафта на поверхню піднімається не в чистому вигляді, а з домішками води, бруду та різних хімічних елементів, у тому числі й хімічними добавками, використаними під час ГРП. Проходячи через сепаратори, нафту відокремлюється від домішок, а домішки утилізуються через спеціальні утилізаційні свердловини. Говорячи простою мовою - відходи закачуються назад у землю. Обсадна труба зацементована, але вона іржавіє з часом, і в якийсь момент у ній з'являється текти. Якщо труба має хороший цемент у затрубному просторі - то це іржа не має значення, витоку з труби не буде, якщо ж цементу немає, або цементна робота була виконана погано - то рідини зі свердловини потраплять у затрубний простір, звідки можуть потрапити куди завгодно. .к. текти може бути вище нафтових пасток. Ця проблема відома інженерам дуже давно, і фокус на цій проблемі був загострений ще на початку 2000-х, тобто. задовго до звинувачень на адресу ГРП. Ще тоді коли багато компаній створили в собі окремі відомства, які відповідають за цілісність свердловин та їх перевірку. Витіки можуть приносити із собою у верхні шари порід багато бруду, газу (не тільки природного, а й сірководню), важких металів і здатні заразити чисті джерела води та без хімічних елементів ГРП. Тому тривога піднята сьогодні дуже дивна, проблема існувала і без ГРП. Особливо це стосується старих свердловин, яким понад 50 років.

12. Інший аргумент, який наводять противники ГРП, - жахлива кількість прісної води, необхідна для проведення операції. Води для ГРП потрібно справді багато. Звіт Асоціації із захисту навколишнього середовища дає цифри, всього з 2005 по 2013 рік було використано 946 млрд. літрів води, при тому що за цей час було проведено 82 000 операцій ГРП (6). Цифра цікава, якщо не замислитись. Як я згадав раніше, ГРП почав широко використовуватися з 50-х років, але статистика починається лише з 2005, коли було розпочато масове горизонтальне буріння. Чому? Добре було б згадати загальну кількість операцій ГРП та кількість води, витрачену до 2005 року. Відповідь на це питання, частково, можна знайти все в тій же базі даних по ГРП "ФракФокус" - починаючи з 1949 року було проведено понад 1 мільйон операцій ГРП (7). То скільки ж води було використано за цей час? Про це звіт чомусь не говорить. Напевно, тому, що 82 тисячі операцій якось тьмяніють на тлі мільйона.

13. Запитань до EPA (Environmental Protection Agency) також багато. На EPA дуже багато хто любить посилатися, як на дуже вагоме джерело. Джерело і насправді вагоме, але й вагоме джерело може дати дезу. Свого часу EPA нашумели на весь світ, проблема в тому, що наробивши шуму, мало хто знає чим усе скінчилося, а закінчилася історія дуже плачевно, для деяких.
***
Такий вигляд має проппант. Його називає піском, насправді це не той пісок, який видобувається у кар'єрах та в якому грають діти. Сьогодні проппант виготовляється на спеціальних заводах і буває він різних видів. Зазвичай ідентифікація йде пропорційно піщинок, наприклад це - проппант 16/20. В окремому пості безпосередньо про процес ГРП я докладно зупинюся на типах проппанта та покажу його різні види. А піском його називають тому, що за першого ГРП компанія Халлібертон використовувала звичайний дрібний річковий пісок.

14. З EPA пов'язані дві дуже цікаві історії (8). Отже, перша історія.
У передмісті Далласа, у місті Форт Ворс, нафтова компанія здійснювала буріння свердловин для видобутку газу, з використанням ГРП. У 2010 році, регіональний директор EPA, доктор (варто звернути увагу на високий статус та наявність хорошої, вищої, освіти) Ал Армендаріз, подав надзвичайний позов до суду проти компанії. У позові говорилося що люди що живуть поблизу свердловин підприємства перебувають у небезпеці, т.к. свердловини компанії газифікують водні свердловини, що знаходяться поблизу. У той момент розпал пристрастей навколо ГРП був дуже високий, і терпіння залізниці комісії Техасу вибухнуло. Для тих, хто забув – у Техасі питаннями земельного користування та буріння займається Залізнична комісія. Було складено наукову групу, яку відправили на дослідження якості води. Верхній метан під Форт Ворсом знаходиться на глибині 120 метрів і ніякої шапки не має, у той час як глибина водних свердловин не перевищувала 35 метрів, а ГРП, що проходить на свердловинах компанії, був здійснений на глибині 1 500 метрів. Так от виявилося, що жодних тестів для дослідження згубного впливу EPA не проводили, а просто взяли і заявили, - ГРП забруднює прісну воду, і подали до суду. А комісія взяла та провела тести. Перевіривши цілісність свердловин, взявши проби ґрунту та провівши необхідні тести, комісія винесла єдиний вердикт - жодна свердловина не має витоків і до газифікації прісної води відношення не мають. EPA програли два суди, компанії та другий суд безпосередньо залізничної комісії, після чого директор EPA, - доктор Ал Армендаріз звільнився "за власним бажанням". Зараз він працює у нічному клубі у столиці Техасу, місті Остін.

До речі, проблема газифікації води справді є, але вона ніяк не пов'язана із ГРП, а пов'язана з дуже неглибоким заляганням метану. Газ із верхніх шарів поступово піднімається нагору та потрапляє у водні свердловини. Це природний процес, ніяк не пов'язаний взагалі зі здобиччю та бурінням. Такої газифікації схильні не лише водні свердловини, а й озера та джерела.
***
Справа – ківш змішувача. Зліва – контейнер із проппантом. Проппант подається в ківш на конвеєрній стрічці, після чого змішувач забирає його в центрифугу, де відбувається його змішування з водою та хімічними добавками. Після чого гель подається до помп.

15. А тепер дорогі читачі, сядьте зручніше, запасіться попкорном і пристебніть ремені - я розповім про гучне відео, в якому люди підпалюють поточну воду з-під крана.

Отже, підбиваючи підсумок усьому вищесказаному - будь-яка діяльність людини завдає шкоди навколишньому середовищу, видобуток нафти - виняток. ГРП, сам собою, не завдає шкоди довкіллю, й у широкому масштабі існує у промисловості вже понад 60 років. Хімічні добавки, що закачуються в процесі ГРП на велику глибину, не становлять жодної загрози верхнім водним шарам. Справжньою проблемою сьогодні є цементаж та збереження цілісності свердловин, над якою компанії посилено працюють. А хімічних елементів та бруду, які здатні отруїти прісну воду, у нафтонасичених пластах вистачає і без ГРП. Сам процес газифікації природний і про таку проблему знали і без ГРП, з цією проблемою боролися і до ГРП.

Сьогодні нафтова промисловість набагато чистіша та екологічніша, ніж будь-коли в історії, і продовжує боротися за збереження навколишнього середовища, а багато історії та байки йдуть від дуже несумлінних працівників офіційних відомств. На жаль, такі історії дуже швидко залишаються в пам'яті більшості людей і дуже повільно спростовуються фактами, які мало кому цікаві.
Також треба не забувати, що війна з нафтовими компаніями була, є і буде завжди, і дешевий газ у величезних обсягах не всім до двору.

Також варто звернути увагу на те, що Пенсільванія є одним зі штатів, який вимагає у операторів аналізу якості прісної води, згідно з Актом 13, до початку буріння, для відстеження рівня можливого забруднення. Так ось, при аналізі якості води майже завжди допустима концентрація розчиненого газу, 7000 μg/L, є перевищеною. Питання, чому тоді люди не скаржилися на стан здоров'я, екологію та загублену землю протягом двохсот років, а раптом схаменулися масово скаржитися з початком газового буріння? (9).
Газифікація є природною, і не є наслідком ГРП і буріння взагалі, ця проблема є в будь-якій країні, з покладами газу на поверхні.

Постскриптум:
Я думаю, багатьом буде цікаво дізнатися про ГРП у Росії. На сьогоднішній день у Росії працює близько сотні комплексів ГРП. Усі комплекси – іноземної збірки. Інтерес до ГРП Росія виявляє з повоєнних часів, але у зв'язку з величезними запасами газу в принципі ГРП не має бурхливого розвитку на сьогоднішній день. Хоча роботи та тести проводяться.

В даний час в розробку широко залучаються склади запаси нафти, приурочені до низькопроникних, слабодренованих, неоднорідних і розчленованих колекторів.

Одним з ефективних методів підвищення продуктивності свердловин, що розкривають такі пласти, та збільшення темпів відбору нафтиз них, є гідравлічний розрив пласта (ГРП). Гідравлічний розрив може бути визначений як механічний метод на продуктивний пласт, при якому порода розривається по площинах мінімальної міцності завдяки впливу на пласт тиску, створюваного закачуванням в пласт флюїду. Флюїди, за допомогою яких із поверхні на забій свердловини передається енергія, необхідна для розриву, називаються рідинами розриву.

Після розриву під впливом тиску рідини тріщина збільшується, виникає її зв'язок із системою природних тріщин, не розкритих свердловиною, та з зонами підвищеної проникності; таким чином, розширюється область пласта, що дренується свердловиною. В утворені тріщини рідинами розриву транспортується зернистий матеріал, що закріплює тріщини в розкритому стані після зняття надлишкового тиску.

В результаті кратно підвищується дебіт видобувних або прийомистість нагнітальних свердловин за рахунок зниження гідравлічних опорів у привибійній зоні та збільшення фільтраційної поверхні свердловини, а також збільшується кінцева нафтовіддачаза рахунок прилучення до вироблення слабо дренованих зон і пропластків.

Метод ГРП має безліч технологічних рішень, зумовлених особливостями конкретного об'єкта обробки та метою, що досягається. Технології ГРП розрізняються насамперед за обсягами закачування технологічних рідин і пантів і, відповідно, за розмірами створюваних тріщин

Найбільш широкого поширення набув локальний гідророзрив як ефективний засіб впливу на зону свердловин. При цьому буває достатнім створення тріщин завдовжки 10...20 м із закачуванням десятків кубічних метрів рідини та одиниць тонн проппанту. І тут дебіт свердловин збільшується в 2.3 разу.

В останні роки інтенсивно розвиваються технології створення тріщин щодо невеликої протяжності в середньо- та високопроникних пластах, що дозволяє знизити опір привибійної зони та збільшити ефективний радіус свердловини.

Проведення гідророзриву з утворенням протяжних тріщин призводить до збільшення не тільки проникності привибійної зони, а й охоплення пласта впливом, залучення до розробки додаткових запасів нафтита підвищення нафтовидобуванняв цілому. При цьому можливе зниження поточної обводненості продукції, що видобувається. Оптимальна довжина закріпленої тріщини при проникності пласта 0,01...0,05 мкм2 зазвичай становить 40...60 м, а обсяг закачування - від десятків до сотень кубічних метрів рідини та від одиниць до десятків тонн проппанта.

Поряд із цим застосовується селективний гідророзрив, що дозволяє залучити до розробки та підвищити продуктивність низькопроникних шарів.

Для залучення до промислової розробки газовихколекторів з наднизькою проникністю (менше 10мкм 2) у США, Канаді та ряді країн Західної Європи успішно застосовують технологію масованого При цьому створюють тріщини довжиною 1000 м і більше із закачуванням від сотень до тисяч кубічних метрів рідини та від сотень до тисяч тонн проппанта.

Досвід застосування гідророзриву пласта за кордоном

Вперше у нафтовийпрактиці гідравлічний розрив було зроблено 1947 р. США. Технологія та теоретичні уявлення про процес ГРП були описані в роботі Ж. Кларка в 1948 р., після чого ця технологія швидко набула широкого поширення. Наприкінці 1955 р. США було проведено понад 100000 ГРП У міру вдосконалення теоретичних знань про процес та поліпшення технічних характеристик обладнання, рідин розриву та розклинюючих матеріалів успішність операцій досягла 90 %. До 1968 р. у світі було зроблено понад мільйон операцій. У США максимум операцій із стимулювання свердловин методом ГРП було відзначено в 1955 р. - приблизно 4500 ГРП/міс, до 1972 число операцій зменшилося до 1000 ГРП/міс, і до 1990 вже стабілізувалося на рівні 1500 операцій/міс.

Технологія застосування ГРП насамперед заснована на знанні механізму виникнення та розповсюдження тріщин, що дозволяє прогнозувати геометрію тріщини та оптимізувати її параметри. Перші досить прості моделі, що визначають зв'язок між тиском рідини розриву, пластичною деформацією породи та результуючими довжиною та розкриттям тріщини, відповідали потребам практики доти, доки операції ГРП не вимагали вкладення великих коштів. Впровадження і масованого ГРП, що вимагає великої витрати рідин розриву і проппанта, призвело до необхідності створення більш досконалих двох-і тривимірних моделей, що дозволяють більш достовірно прогнозувати результати обробки. зростання тріщини та перебіг рідини в ній у двох взаємно перпендикулярних напрямках.

Найважливішим фактором успішності процедури ГРП є якість рідини розриву та проппанту. Головне призначення рідини розриву – передача з поверхні на забій свердловини енергії, необхідної для розкриття тріщини, та транспортування проппанту вздовж усієї тріщини. Основними характеристиками системи "рідина розриву - проппант" є:

Реологічні властивості "чистої" рідини та рідини, що містить проппант;

Інфільтраційні властивості рідини, що визначають її витоку в пласт у ході гідророзриву та при переносі проппанту вздовж тріщини;

Здатність рідини забезпечити перенесення проппанта до кінців тріщини у зваженому стані без передчасного осадження;

Можливість легкого та швидкого винесення рідини розриву для забезпечення мінімального забруднення упаковки проппанта та навколишнього шару;

Сумісність рідини розриву з різними добавками, передбаченими технологією, можливими домішками та пластовими рідинами;

Фізичні властивості проппанту.

Технологічні рідини гідророзриву повинні мати достатню динамічну в'язкість для створення тріщин високої провідності за рахунок їх великого розкриття та ефективного заповнення проппантом; мати низькі фільтраційні витоку для отримання тріщин необхідних розмірів за мінімальних витрат рідини; забезпечувати мінімальне зниження проникності зони пласта, що контактує з рідиною розриву; забезпечувати низькі втрати тиску на тертя у трубах; мати достатню для оброблюваного пласта термостабільність і високу стабільність зсуву, тобто. стійкість структури рідини під час зсуву; легко виноситися з пласта та тріщини гідророзриву після обробки; бути технологічними у приготуванні та зберіганні у промислових умовах; мати низьку корозійну активність; бути екологічно чистими та безпечними у застосуванні; мати відносно низьку вартість.

Перші рідини розриву були на нафтовийНа основі, проте з кінця 50-х років почали застосовувати рідини на водній основі, найбільш поширені з яких - гуарова смола та гідроксипропілгуар. Нині США понад 70 % всіх ГРП виробляється з використанням цих рідин. Гелі на нафтовийоснові використовуються в 5 % випадків, піни зі стиснутим газомзастосовують у 25% всіх ГРП. Для підвищення ефективності гідророзриву рідини розриву додають різні присадки, в основному це антифільтраційні агенти та агенти зниження тертя.

Невдачі при проведенні гідророзриву в низькопроникних газовихпласти часто обумовлені повільним виносом рідини розриву та блокуванням нею тріщини. В результаті початковий дебіт газупісля ГРП може виявитися на 80% нижче встановленого після часу, так як збільшення дебіту свердловини відбувається вкрай повільно в міру очищення тріщини - протягом тижнів і місяців. У таких пластах особливо актуально використання суміші вуглеводневої рідини розриву та зрідженої вуглекислоти або зрідженого ЗІ; із добавкою азоту. Двоокис вуглецю вводиться в пласт у зрідженому стані, а виноситься у вигляді газу. Це дозволяє прискорити винесення рідини розриву з пласта і запобігти таким негативним ефектам, найбільш вираженим у низькопроникних. газовихколекторах, як блокування тріщини рідиною розриву, погіршення фазової проникності для газупоблизу тріщини, зміна капілярного тиску та змочування породи тощо. Низька в'язкість таких рідин розриву компенсується під час проведення операцій ГРП вищим темпом нагнітання.

Сучасні матеріали, що використовуються для закріплення тріщин у розкритому стані - пропанти - можна розділити на два види - кварцові піски та синтетичні пропанти середньої та високої міцності. До фізичних характеристик проппантів, що впливають на провідність тріщини, відносяться такі параметри, як міцність, розмір гранул та гранулометричний склад, якість (наявність домішок, розчинність у кислотах), форма гранул (сферичність та округлість) та щільність.

Першим і найбільш широко використовуваним матеріалом для закріплення тріщин є піски, щільність яких приблизно становить 2,65 г/см 2 . Піски зазвичай застосовуються при гидроразрыве пластів, у яких напруга стиснення вбирається у 40 МПа. Середньоміцними є керамічні пропанти щільністю 2,7...3,3 г/см 3, які використовуються при напрузі стиснення до 69 МПа. Надміцні пропанти, такі як спечений боксит та окис цирконію, використовуються при напрузі стиснення до 100 МПа, щільність цих матеріалів становить 3,2...3,8 г/см 3. Використання надміцних пропантів обмежується їхньою високою вартістю.

Крім того, в США застосовується так званий суперпісок - кварцовий пісок, зерна якого покриті спеціальними смолами, що підвищують міцність і перешкоджають виносу частинок проппанта з тріщини. Щільність суперпіску становить 2,55 г/см 3. Виробляються та використовуються також синтетичні смолопокриті пропанти.

Міцність є основним критерієм підбору проппантів для конкретних пластових умов з метою забезпечення тривалої провідності тріщини на глибині залягання пласта. У глибоких свердловинах мінімальна напруга - горизонтальна, тому утворюються переважно вертикальні тріщини. З глибиною мінімальна горизонтальна напруга зростає приблизно 19 МПа/км. Тому по глибині пропанти мають такі сфери застосування: кварцові піски - до 2500 м; пропанти середньої міцності – до 3500 м; пропанти високої міцності – понад 3500 м.

Дослідження останніх років, проведені в США, показали, що застосування проппантів середньої міцності економічно ефективне і на глибинах менше 2500 м, оскільки підвищені витрати за рахунок їхньої вищої порівняно з кварцовим піском вартості перекриваються виграшем у додатковій видобутку нафтиза рахунок створення в тріщині гідророзриву пакування проппанта більш високої провідності.

Найчастіше застосовують пропанти з розмірами гранул 0,425...0,85 мм (20/40 меш), рідше 0,85... 1,7 мм (12/20 меш), 0,85...1,18 мм (16/20 меш), 0,212...0,425 мм (40/70 меш). Вибір необхідного розміру зерен проппанта визначається комплексом чинників. Чим більше гранули, тим більшою проникністю має упаковка проппанта в тріщині. Однак використання проппанта великої фракції пов'язане з додатковими проблемами при його перенесенні вздовж тріщини. Міцність проппанту знижується із збільшенням розмірів гранул. Крім того, у слабосцементованих колекторах переважним виявляється використання проппанта дрібнішої фракції, так як за рахунок винесення з пласта частинок упаковка крупнозернистого проппанта поступово засмічується і її проникність знижується.

Від округлості та сферичності гранул проппанта залежить щільність упаковки в тріщині, її опір, а також ступінь руйнування гранул під дією гірського тиску. Щільність проппанта визначає перенесення та кладання проппанта вздовж тріщини. Пропанти високої щільності важче підтримувати у зваженому стані рідини розриву при їх транспортуванні вздовж тріщини. Заповнення тріщини проппантом високої щільності може бути досягнуто двома шляхами - використанням високов'язких рідин, які транспортують проппант по довжині тріщини з мінімальним його осадженням або застосуванням малов'язких рідин при підвищеному темпі їх закачування. В останні роки зарубіжні фірми стали випускати полегшені пропанти, що характеризуються зниженою щільністю.

У зв'язку з великою різноманітністю рідин розриву та проппантів, наявних на американському ринку, Американським нафтовимінститутом (API) розроблені стандартні методики для визначення властивостей цих матеріалів (API RP39; Prud"homme, 1984, 1985, 1986 - для рідин розриву, і API RP60 - для проппантів).

Нині США накопичено величезний досвід із проведенню ГРП, у своїй дедалі більшу увагу приділяється підготовці кожної операції. Найважливішим елементом такої підготовки є збирання та аналіз первинної інформації. Дані, необхідні для підготовки ГРП, можна поділити на три групи:

Геолого-фізичні властивості пласта (проникність, пористість, насиченість, пластовий тиск, положення газонафтовогота водонафтових контактів, петрографія порід);

Характеристики геометрії та орієнтації тріщини (мінімальна горизонтальна напруга, модуль Юнга, в'язкість та щільність рідини розриву, коефіцієнт Пуассона, стисливість породи тощо);

Властивості рідини розриву та проппанту. Основними джерелами інформації є геологічні, геофізичні та петрофізичні дослідження, лабораторний аналіз керна, а також результати промислового експерименту, що полягає у проведенні мікро- та міні-гідророзривів.

В останні роки розробляється технологія комплексного підходу до проектування ГРП, який заснований на врахуванні багатьох факторів, таких як провідність пласта, система розстановки свердловин, механіка тріщини, характеристики рідини розриву та проппанту, технологічні та економічні обмеження. В цілому процедура оптимізації гідророзриву повинна включати наступні елементи:

Розрахунок кількості рідини розриву та проппанту, необхідних для створення тріщини необхідних розмірів та провідності;

Техніку визначення оптимальних параметрів нагнітання з урахуванням характеристик проппанта і технологічних обмежень;

Комплексний алгоритм, що дозволяє оптимізувати геометричні параметри та провідність тріщини з урахуванням продуктивності пласта та системи розстановки свердловин, що забезпечує баланс між фільтраційними характеристиками пласта та тріщини, та заснований на критерії максимізації прибутку від обробки свердловини.

Створення оптимальної технології ГРП передбачає дотримання наступних критеріїв:

Забезпечення оптимізації вироблення запасів родовища;

Максимізація глибини проникнення проппанта в тріщину:

Оптимізація параметрів нагнітання рідини розриву та проппанту;

Мінімізація вартості обробки;

Максимізація прибутку за рахунок отримання додаткового нафтиі газу. Відповідно до цих критеріїв можна виділити такі етапи оптимізації проведення ГРП на об'єкті:

1. Вибір свердловин для обробки з урахуванням існуючої або проектованої системи розробки, що забезпечує максимізацію видобутку нафтиі газупри мінімізації витрат.

2. Визначення оптимальної геометрії тріщини - довжини та провідності з урахуванням проникності пласта, системи розміщення свердловин, віддаленості свердловини від газо- або водонафтового контакту.

3. Вибір моделі поширення тріщини на основі аналізу механічних властивостей породи, розподілу напруг у пласті та попередніх експериментів.

4. Підбір проппанту з відповідними властивостями міцності, розрахунок обсягу і концентрації проппанта, необхідних для отримання тріщини із заданими властивостями.

5. Підбір рідини розриву з відповідними реологічними властивостями з урахуванням характеристик пласта, проппанта та геометрії тріщини.

6. Розрахунок необхідної кількості рідини розриву та визначення оптимальних параметрів нагнітання з урахуванням характеристик рідини та проппанту, а також технологічних обмежень.

7. Розрахунок економічної ефективності проведення ГРП.

Спільними зусиллями Американського газовогодослідницького інституту (GRI) та найбільших нафтовихі газовихкомпаній США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger та ін) розроблений новий технологічний комплекс, що включає мобільне обладнання GRI для тестування та контролю якості операції ГРП, агрегат GRI для дослідження реології, тривимірну комп'ютерну програму для "дизайну" тріщини FRACPRO, прилади для визначення профілю напруг у пласті та мікросейсмічну техніку для визначення висоти та азимуту тріщини.

Використання нової технологіїдозволяє підібрати рідину розриву і проппант, що максимально відповідають конкретним умовам, і проконтролювати розповсюдження та розкриття тріщини, транспортування проппанту у зваженому стані вздовж усієї тріщини, успішне завершення операції. Знання профілю напруги в пласті дозволяє не тільки визначити тиск гідророзриву, але й передбачити геометрію тріщини. При високій відмінності напруг у колекторі та в непроникних бар'єрах тріщина поширюється на більшу довжину та меншу висоту, ніж у пласті з незначною різницею цих напруг. Облік усієї інформації у тривимірній моделі дозволяє швидко та достовірно прогнозувати геометрію та фільтраційні характеристики тріщини. Апробація нової технології ГРП на шести газовихродовищах США (в шт.Техас, Вайомінг та Колорадо) показала її високу ефективність для низькопроникних колекторів.

У деяких випадках гідравлічний розрив відбувається при значно нижчому тиску, ніж початкова напруга в пласті. Охолодження пласта в результаті закачування в свердловини нагнітальні холодної води, що істотно відрізняється за температурою від пластової, призводить до зниження пружних напруг і гідравлічному розриву в нагнітальних свердловинах при вибійних тисках, використовуваних при заводнінні. Дослідження, проведені на родовищі Прадхо-Бей (США), показали, що напівдовжина тріщин, що з'явилися таким чином, коливається в межах 6...60 м. В даний час загальновизнано, що в нагнітальних свердловинах при великому контрасті температур пласта та води, що закачується, відбувається гідравлічний розрив.

При проведенні ГРП у похилих свердловинах, напрямок яких відхиляється від площини розриву, виникають проблеми, пов'язані з утворенням кількох тріщин від різних інтервалів перфорації та з викривленням тріщини поблизу свердловини. Для створення єдиної плоскої тріщини в таких свердловинах використовується спеціальна технологія, заснована на обмеження кількості перфораційних отворів, визначенні їх розмірів, кількості та орієнтації по відношенню до напрямків головної напруги в пласті.

Останніми роками розробляються технології застосування ГРП у горизонтальних свердловинах. Орієнтація тріщини по відношенню до осі свердловини визначається напрямком горизонтального ствола по відношенню до азимуту мінімальної головної напруги у пласті. Якщо горизонтальний стовбур паралельний напряму мінімальної головної напруги, то при гідророзриві утворюються поперечні тріщини. Розроблено технології створення кількох тріщин в одній горизонтальній свердловині. У цьому випадку кількість тріщин визначається з урахуванням технологічних та економічних обмежень та зазвичай становить 3.-.4.

Перший промисловий експеримент зі створення кількох тріщин у похилій свердловині був проведений компанією Mobil у 60-х роках. Гідророзриви в нафтовихгоризонтальних свердловинах проводилися на родовищах датської частини Північного моря. На газовомуродовищі в Північному морі (Нідерланди) у пласті з проникністю 1-10 -3 мкм 2 у горизонтальній свердловині створені дві поперечні тріщини.

Найбільший проект здійснено на газовомуродовищі Золінген у Північному морі (Німеччина), що характеризується наднизькою проникністю (10-6...10 -4 мкм2), середньою пористістю 10...12 % і середньою товщиною пласта близько 100 м. У горизонтальному стовбурі з довжиною 600 м створено чотири поперечні тріщини, півдовжина кожної з яких становить близько 100 м. Піковий дебіт свердловини був 700 тис. м 3/сут, нині свердловина працює із середнім дебітом 500 тис. м 3/сут.

Якщо горизонтальна ділянка свердловини паралельна напряму максимальної горизонтальної напруги, тріщина гідророзриву буде поздовжньою по відношенню до осі свердловини. Поздовжня тріщина не може дати значного збільшення дебіту горизонтальної свердловини, але сама горизонтальна свердловина з поздовжньою тріщиною може розглядатися як тріщина дуже високої провідності. Враховуючи, що зростання провідності є визначальним фактором збільшення дебіту свердловин з тріщинами в середньо-і високопроникних пластах, при розробці таких пластів можливе використання гідророзриву в горизонтальних свердловинах з утворенням поздовжніх тріщин. Досвідчені роботи щодо визначення ефективності поздовжніх тріщин, проведені на родовищі Купарук-Рівер (Аляска) у чотирьох горизонтальних свердловинах, показали, що продуктивність у середньому збільшилася на 71%, а витрати на 37%. У всіх випадках вибір між проектуванням вертикальних свердловин із ГРП, горизонтальних свердловин або горизонтальних свердловин із ГРП здійснюється на основі оцінки економічної ефективності тієї чи іншої технології.

Технологія імпульсного гідророзриву дозволяє створювати в свердловині кілька тріщин, що радіально розходяться від стовбура, що може ефективно використовуватися для подолання скін-ефекту в привибійній зоні, особливо в середньо- і високопроникних пластах

Гідророзрив середньо- і високопроникних пластів є одним з методів стимулювання свердловин, що найбільш інтенсивно розвиваються в даний час. У високопроникних пластах основним фактором збільшення дебіту свердловини внаслідок ГРП є ширина тріщини, на відміну від низькопроникних пластів, де таким фактором є її довжина. Для створення коротких широких тріщин використовується

технологія осадження проппанта на кінці тріщини (TSO-tip screen out), яка полягає у продавлюванні проппанту в першу чергу до кінця тріщини шляхом поступового збільшення концентрації в робочій рідині в ході обробки. Осадження проппанта на кінці тріщини перешкоджає її зростанню завдовжки. Подальше закачування рідини, що несе проппант, призводить до збільшення ширини тріщини, яка сягає 2,5 см, тоді як при звичайному ГРП ширина тріщини становить 2...3 мм. В результаті ефективна провідність тріщини (твір проникності та ширини) становить 300...3000 мкм 2м. Для запобігання виносу проппанта в ході наступної експлуатаціїсвердловини технологія TSO зазвичай поєднується або з використанням смолокритого проппанта, який схоплюється і чинить опір в'язкому тертю під час видобутку, або з гравійним набиванням, коли проппант утримується в тріщині за допомогою фільтра (Frac-and-Pack). Ця ж технологія використовується для попередження проростання тріщини до води. нафтовомуконтакту. Технологія TSO успішно застосовується на родовищі Прадхо-Бей (США), Мексиканській затоці, Індонезії, Північному морі.

Створення коротких широких тріщин у свердловинах, що розкривають середньо- та високопроникні пласти, дає хороші результати при значному погіршенні колекторських властивостей у привибійній зоні як збільшення ефективного радіуса свердловини; у багатопластових піщаних колекторах, де вертикальна тріщина забезпечує безперервний зв'язок тонких піщаних пропластків із зоною перфорації; у колекторах з міграцією дрібних частинок, де за рахунок зниження швидкості течії поблизу стовбура свердловини запобігає виносу піску; в газовихпласти для зниження негативних ефектів, пов'язаних з турбулізацією потоку поблизу свердловини. На цей час у США проведено понад 1 млн успішних ГРП, оброблено понад 40 % фонду свердловин, внаслідок чого 30 % запасів нафтиі газупереведено із позабалансових у промислові. У Північній Америці приріст видобутку нафтивнаслідок застосування ГРП становив близько 1,5 млрд. м 3 .

Наприкінці 70-х років зі створенням нових міцних синтетичних пропантів почався підйом у галузі застосування ГРП на газовихі нафтовихродовищах Західної Європи, присвячених щільним пісковикам і вапнякам, що розташовані на великих глибинах. До першої половини 80-х років приурочено другий піковий період у проведенні операцій ГРП у світі, коли кількість обробок на місяць досягала 4800 і була спрямована в основному на щільні газовіколектори. У Європі основні регіони, де проводився та проводиться масований ГРП, зосереджені на родовищах Німеччини, Нідерландів та Великобританії у Північному морі та на узбережжі Німеччини, Нідерландів та Югославії. Локальні гідророзриви проводяться також на норвезьких родовищах Північного моря, у Франції, Італії, Австрії та країнах Східної Європи.

Найбільші роботи з проведення масованих ГРП були здійснені в Німеччині газоноснихпластах, розташованих на глибині 3000...6000 м за нормальної температури 120...180 °З. Здебільшого тут використовувалися середньо- та високоміцні штучні період 1976-1985 гг. у Німеччині було проведено кілька десятків масованих ГРП. Витрата проппанта у своїй становив здебільшого близько 100 у третині випадків - 200 т/скв., а під час проведення найбільших операцій сягав 400...650 т/скв. Довжина тріщин варіювалася від 100 до 550 м, висота від 10 до 115 м. Найчастіше операції виявилися успішними і призвели до збільшення дебіту в 3...10 разів. Невдачі під час проведення окремих ГРП пов'язані переважно з високим вмістом води у пласті.

Кріплення тріщин гідророзриву в нафтовміснихпластах, на відміну від газомістких, Здійснювалося в основному з використанням піску, оскільки глибина залягання цих пластів становить всього 700 ... 2500 м, лише в деяких випадках використовувалися середньоміцні пропанти. На нафтовихродовищах Німеччини та Нідерландів витрата проппанта становила 20...70 т/скв., а Віденському басейні Австрії оптимальна витрата проппанта становила лише 6...12 т/скв. Успішно оброблялися як старі, так і нові видобувні свердловини із гарною ізоляцією сусідніх інтервалів.

Газовіродовища Великобританії в Північному морі забезпечують близько 90% потреби країни газіі збережуть домінуючу роль у газопостачаннядо кінця століття. Витрата проппанта при ГРП газоноснихпісковиках, розташованих на глибинах 2700-3000 м, становив 100... 250 т/скв. . Причому якщо спочатку тріщини закріплювали або піском, або середньо-або високоміцним синтетичним проппантом, то з початку 80-х набула поширення технологія послідовного закачування в тріщину проппантів, що відрізняються як за фракційним складом, так і за іншими властивостями. Відповідно до цієї технології в тріщину спочатку закачувалося 100...200 т піску з розміром зерен 20/40 міш, потім 25...75 т середньоміцного проппанта з розміром зерен 20/40 або 16/20. У деяких випадках успішно використовувався трифракційний метод із послідовним закачуванням проппантів 20/40, 16/20 та 12/20 або 40/60, 20/40 та 12/20.

Найбільш поширений варіант двофракційного гідророзриву полягав у закачуванні основного обсягу піску або середньоміцного проппанта типу 20/40 з наступним закачуванням середньо-або високоміцного проппанта типу 16/20 або 12/20 у кількості 10...40 % загального обсягу. Є різні модифікації цієї технології, зокрема, хороші результати дає початкове закачування в тріщину тонкозернистого піску типу 40/70 або навіть 100 меш, потім основної кількості піску або проппанту типу 20/40, і завершення тріщини міцним крупнозернистим проппантом 16/20 20. Переваги такої технології полягають у наступному:

Кріплення тріщини високоміцним проппантом на околиці свердловини, де напруга стиснення найбільш висока;

Зниження вартості операції, так як керамічні пропанти в 2...4 рази дорожчі за пісок;

Створення найбільшої провідності тріщини на околиці вибою, де швидкість фільтрації флюїду максимальна;

Запобігання виносу проппанту в свердловину, що забезпечується спеціальним підбором різниці в розмірах зерен основного і тріщини, що закінчує, проппантів, при якому зерна меншого розміру затримуються на межі між проппантами;

Блокування тонкозернистим піском природних мікротріщин, що відгалужуються від основної, а також кінця тріщини в пласті, що знижує втрати рідини розриву та покращує провідність тріщини.

Пропанти, що закачуються в різні області тріщини, можуть відрізнятися не тільки за фракційним складом, але і щільністю. У Югославії знайшла застосування технологія масованого ГРП, коли в тріщину закачується спочатку легкий середньоміцний проппант, а потім важкий високоякісний високоміцний проппант.

Легкий проппант довше підтримується у зваженому стані в рідині, що транспортує його, тому може бути доставлений на більш далеку відстань вздовж крил тріщини. Закачування на завершальній стадії ГРП більш важкого високоякісного проппанта дозволяє з одного боку забезпечити опір стиску в області найбільш високих напруг біля вибою, а з іншого - знизити ризик невдачі операції на завершальній стадії, оскільки легкий проп-пант вже доставлений в тріщину. Масовані ГРП, проведені в Югославії. є одними з найбільших у Європі, тому що на першій стадії у тріщину закачувалося 100...200 т легкого проппанта, а на другій - приблизно 200...450 т тяжчого. Отже, загальна кількість проппанта становила 300...650 т.

В результаті нафтовогокризи 1986 р. обсяг проведення робіт із ГРП значно знизився, але після стабілізації цін на нафтуу 1987 – 1990 рр. дедалі більше родовищ намічається щодо гідророзриву пласта, у своїй підвищену увагу стали приділяти оптимізації технології ГРП, ефективному підбору параметрів тріщини і проппанта. Найбільш висока активність щодо проведення та планування ГРП у Західній Європі відзначається в Північному морі на газовихродовищах у британському секторі та в неф-тесодержащих крейдових відкладах у норвезькому секторі.

Значимість технології ГРП для родовищ Західної Європи доводиться тим, що здобичтретини запасів газутут можлива та економічно виправдана лише з проведенням гідророзриву пласта. Для порівняння - у США 30...35% запасів вуглеводнів можуть бути вилучені лише із застосуванням ГРП.

Специфіка розробки морських родовищ визначає вищу вартість операцій із стимулювання свердловин, для забезпечення вищої надійності в 1989-1990 гг. було прийнято рішення про повну відмову від використання піску як розклинювальний матеріал на британських родовищах у Північному морі. Особливо довго і широко використовувався пісок як розклинювальний матеріал у Югославії, Туреччині, країнах Східної Європи та СРСР, де було власне обладнаннящодо ГРП, але були відсутні достатні потужності для дорогих синтетичних проппантов. Так, у Югославії та Туреччині середньоміцний проппант використовувався тільки для закінчення тріщини, а основний обсяг заповнювався піском. Однак останніми роками у зв'язку зі створенням спільних підприємств, розширенням продажу проппантів західними компаніями-виробниками безпосереднім споживачам, розвитком власного виробництва ситуація змінюється. У Китаї проводяться ГРП із закачуванням бокситного проппанта власного виробництва обсягом до 120 т. Показано, що навіть низька концентрація бокситу забезпечує кращу провідність тріщини, ніж вища концентрація піску. Є широкі перспективи застосування технології ГРП на родовищах Північної Африки, Індії, Пакистану, Бразилії, Аргентини, Венесуели, Перу. На родовищах Середнього Сходу та Венесуели, присвячених карбонатним колекторам, основною технологією має стати кислотний ГРП. Слід зазначити, що у більшості країн третього світу як розклинювальний матеріал використовується натуральний пісок, використання синтетичних проппантів передбачається тільки в Алжирі та Бразилії.

У вітчизняній нафтовидобутокГРП почали застосовувати з 1952 р. Загальна кількість ГРП у СРСР піковий період 1958-1962 гг. перевищувало 1500 операцій на рік, а 1959 р. досягло 3000 операцій, які мали високі техніко-економічні показники. До цього ж часу належать теоретичні та промислово-експериментальні дослідження з вивчення механізму гідророзриву та його впливу на дебіт свердловин. У наступний період число проведених ГРП знизилося і стабілізувалося лише на рівні приблизно 100 операцій на рік. Основні центри з проведення ГРП були зосереджені на родовищах Краснодарського краю, Волго-Уральського регіону, Татарії (Ромашкінське та Туймазинське родовища), Башкирії, Куйбишевській області, Чечен-Інгушетії, Туркменії, Азербайджану, Дагестану, України та Сибіру.

Гідророзрив проводився в основному для освоєння нагнітальних свердловин при впровадженні внутрішньоконтурного заводнення і в деяких випадках на нафтовихсвердловин. Крім того, метод гідравлічного розриву використовувався для ізоляції приток підошовних вод у свердловинах з монолітними пластами; при цьому горизонтальна тріщина гідророзриву, створена в заздалегідь вибраному інтервалі, використовувалася як водоізолюючий екран. Масований гідророзрив у СРСР не проводився. З оснащенням промислів найпотужнішою технікою для закачування води необхідність у широкому проведенні ГРП в нагнітальних свердловинах відпала, а після введення в розробку великих високодебітних родовищ Західного Сибіру інтерес до гідророзриву галузі практично зник. В результаті з початку 70-х до кінця 80-х років у вітчизняній нафтовидобутокгідророзрив у промислових масштабах не застосовувався.

Відродження вітчизняного ГРП почалося наприкінці 80-х років у зв'язку із суттєвою зміною структури запасів нафтиі газу .

Донедавна як проппанта в Росії використовувався тільки натуральний пісок у кількості до 130 т/скв„ а здебільшого закачувалося 20...50 т/скв. У зв'язку з відносно невеликою глибиною залягання пластів, що оброблялися, не було необхідності в застосуванні синтетичних високоякісних проппантів. До кінця 80-х років під час проведення ГРП використовувалося переважно вітчизняне чи румунське обладнання, у деяких випадках – американське.

Наразі є широкі потенційні можливості для впровадження великомасштабних операцій з проведення ГРП низькопроникних газоноснихпластах на родовищах Сибіру (глибина - 2000...4000 м), Ставропольського (2000...3000 м) та Краснодарського (3000...4000 м) країв. Саратовській (2000 м). Оренбурзької (3000...4000 м) та Астраханської (Карачаганакське родовище (4000...5000 м)) областей.

В нафтовидобутокРосії велику увагу приділяють перспектив застосування методу ГРП. Це обумовлено насамперед тенденцією зростання у структурі запасів нафтичастки запасів у низькопроникних колекторах. Більше 40 % видобутих запасів галузі перебуває у колекторах з проникністю менш 5-10-2 мкм2, їх близько 80 %-в Західного Сибіру. До 2000 р. очікується зростання таких запасів у галузі до 70 %. Інтенсифікація розробки малопродуктивних покладів нафтиможе бути здійснена двома шляхами - ущільненням сітки свердловин, що вимагають значного збільшення капітальних вкладень та підвищують собівартість нафти, або підвищенням дебіту кожної свердловини, тобто. інтенсифікацією використання як запасів нафти, і самих свердловин.

Світовий досвід нафтовидобуванняпоказує, що з ефективних методів інтенсифікації розробки низкопроницаемых колекторів є метод ГРП. Високопровідні тріщини гідророзриву дозволяють збільшити продуктивність свердловин у 2...3 рази, а застосування ГРП як елемента системи розробки, тобто створення гідродинамічної системи свердловин з тріщинами гідророзриву, дає збільшення темпу відбору запасів, що видобуваються, підвищення нафтовіддачіза рахунок залучення в активну розробку слабодренованих зон і пропластків і збільшення охоплення заводненням, а також дозволяє вводити в розробку поклади з потенційним дебітом свердловин у 2...3 рази нижче за рівень рентабельної видобутку, отже, переводити частину позабалансових запасів на "промислові. Збільшення дебіту свердловин після проведення ГРП визначається співвідношенням провідностей пласта і тріщини та розмірами останньої, причому коефіцієнт продуктивності свердловини не зростає необмежено зі зростанням довжини тріщини, існує граничне значення довжини, перевищення якого практично не зростання дебіту рідини Наприклад, при проникності пласта порядку 10-2 мкм2 гранична напівдовжина становить приблизно 50 м. Враховуючи збільшення зон впливу свердловин в результаті створення тріщин гідророзриву, при проектуванні розробки із застосуванням ГРП можна планувати більш рідкісну сітку свердловин.

У період 1988-1995 гг. у Західному Сибіру проведено понад 1600 операцій ГРП. Загальна кількість об'єктів розробки, охоплених ГРП, перевищила 70. Для цілого ряду об'єктів ГРП став невід'ємною частиною розробки та проводиться у 50...80% фонду видобувних свердловин. Завдяки ГРП за багатьма об'єктами вдалося досягти рентабельного рівня дебітів свердловин. нафти. Збільшення дебітів становило середньому 3,5 при коливанні з різних об'єктів від 1 до 15. Успішність ГРП перевищує 90 %. Переважна кількість свердловини-операції проводилася спеціалізованими спільними підприємствами за зарубіжними технологіями та на закордонному. устаткуванні. В даний час обсяг проведення ГРП у Західному Сибіру досяг рівня 500 свердловини-операції на рік. Частка ГРП в низькопроникних колекторах (юрські відкладення, ачімовська пачка) становить 53% всіх операцій.

За ці роки накопичено певний досвід у проведенні та оцінці ефективності ГРП у різних геолого-фізичних умовах. Великий досвід гідророзриву пластів накопичено у АТ "Юганскнефтегаз". Аналіз ефективності понад 700 ГРП, проведених СП "ЮГАНСКФРАКМАЙСТЕР" у 1989-1994 рр. на 22 пластах 17 родовищ АТ "Юганскнефтегаз", показав таке.

Основними об'єктами застосування ГРП були поклади з низькопроникними колекторами: 77% всіх обробок проведено на об'єктах з проникністю пласта менше 5-10-2 мкм2 з них 51% менше 10-2 мкм2 і 45% менше 5-10 мкм2.

Насамперед ГРП проводили на малоефективному фонді свердловин: на недіючих свердловинах - 24 % від загального обсягу робіт, на малодебітних свердловинах з дебітом рідини менше 5 т/добу - 38 % і менше 10 т/добу - 75 %. На безводний і маловодний (менше 5%) фонд свердловин припадає на 76% всіх ГРП. У середньому за період узагальнення за всіма обробками в результаті ГРП дебіт рідини був збільшений з 8,3 до 31,4 т/добу, а по нафти- з 7,2 до 25,3 т/добу, тобто. в 3,5 рази при зростанні обводненості на 6,2%. В результаті додаткова видобуток нафтиза рахунок ГРП склала за 5 років близько 6 млн т. Найбільш вдалі результати отримані при проведенні ГРП у чистонафтових об'єктах з великою нафтонасиченоїтовщиною (ачімівська пачка та пласти Б1 Приразломного родовища), де дебіт рідини збільшився з 3,5...6,7 до 34 т/сут при зростанні обводненості лише на 5...6 %.

Досвід гідророзриву переривчастих пластів, представлених в основному окремими лінзами колектора, отриманий у ТПП "ЛУКойл-Когалимнафтогаз" на Повхівському родовищі. Пропластки переривчастої зони розкриваються двома сусідніми свердловинами за середньої відстані 500 м лише у 24 % випадків. Основним завданням регулювання системи розробки Повхівського родовища є залучення до активної роботи переривчастої зони пласта 1 та прискорення за нею темпів вироблення запасів. З цією метою на родовищі у 1992-1994 роках. проведено силами СП "КАТКОНАФТА" 154 ГРП. Успішність обробок становила 98%. При цьому з оброблених свердловин в середньому отримано п'ятикратний приріст дебіту. Об'єм додатково здобутої нафтистановив 1,6 млн т. Очікувана середня тривалість технологічного ефекту – 2,5 року. При цьому додаткова здобичза рахунок ГРП на одну свердловину має становити 16 тис.т. За даними СибНИИНП, на початок 1997 р. на родовищі проведено вже 422 операції ГРП, успішність яких становить 96 %, обсяг додатково здобутої нафти– 4,8 млн т, середнє збільшення дебіту свердловин – у 6,5 разів. Середнє відношення дебіту рідини після ГРП щодо максимального дебіту, досягнутого до ГРП і характеризує потенційні можливості свердловини, становило 3,1.

На родовищах ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" протягом 1994-1996 років. проведено 316 операцій ГРП, в 1997 р. -ще 202 гідророзриви. Обробки здійснюються власними силами та СП "КАТКОНАФТА". Додаткова видобуток нафтистановила близько 1,6 млн.т, середній приріст дебіту -7,7 т/добу на свердловину.

У 1993 р. розпочалися дослідно-промислові роботи з проведення ГРП на родовищах ВАТ "Ноябрьскнефтегаз", протягом року було проведено 36 операцій. Загальний обсяг виробництва ГРП до кінця 1997 становив 436 операцій. Гідророзрив проводився, як правило, у малодебітних свердловинах з низькою обводненістю, розташованих на ділянках з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями. Після ГРП дебіт нафтизбільшився в середньому у 7,7 раза, рідини – у 10 разів. В результаті ГРП у 70,4% випадків обводненість зросла в середньому від 2% до ГРП до 25% після обробки. Успішність обробок досить висока й у середньому становить 87%. Додаткова видобуток нафтивід виробництва ГРП у ВАТ "Ноябрьскнефтегаз" до кінця 1997 р. перевищила 1 млн. т. Фірма Dowell Schiumberger є однією з провідних світових компаній з інтенсифікації роботи свердловин. Тому великий інтерес становлять її роботи з ГРП на російських родовищах. Цією компанією був підготовлений проект першого радянсько-канадського експерименту з проведення масованого ГРП на Салимському родовищі. Наприклад, на одній із свердловин у пласті з проникністю 10^ мкм^ була запроектована тріщина довжиною 120 м при повній висоті 36,6 м. Після проведення влітку 1988 р. ГРП у Баженівській свиті свердловина стала фонтанувати з дебітом 33 м/сут 17 діб знизився до 18 м ^ / добу. До ГРП приплив був " непереливаючий " , тобто. рівень рідини в свердловині не піднімався до гирла.

У 1994 р. Dowell Schiumberger провела кілька десятків ГРП на Ново-Пурпейському, Тарасівському та Харампурському родовищах АТ "Пурнафтогаз". У період до 01.10.95 на родовищах ВАТ "Пурнафтогаз" було проведено 120 гідророзривів. Середньодобовий дебіт оброблених свердловин становив 25,6 т/добу. З початку впровадження ДРП видобуто 222,7 тис. т. додаткової нафти. Дані про дебіти свердловин приблизно через рік після проведення ГРП: у другому півріччі 1994 на родовищах ВАТ "Пурнафтогаз" було проведено 17 операцій; середній дебіт свердловини по нафтидо ГРП становив 3,8 т/сут, а вересні 1995 р. -31,3 т/сут. За деякими свердловинами відмічено зниження обводненості. Використання ГРП дозволило стабілізувати падаючу видобуток нафтиз НДВУ "Тарасовськнафта".

Аналіз результатів застосування ГРП на родовищах Західного Сибіру показує, що цей метод зазвичай застосовують у одиночних добувних свердловинах. Загальноприйнятий підхід до оцінки ефективності гідророзриву полягає у аналізі динаміки видобутку нафтитільки оброблених свердловин. При цьому за базові беруться дебіти до ГРП, а додаткова здобичрозраховується як різниця між фактичною та базовою здобиччюпо цій свердловині. При прийнятті рішення про проведення ГРП у свердловині часто не розглядається ефективність цього заходу з урахуванням усієї пластової системи та розміщення видобувних та нагнітальних свердловин. Мабуть, із цим пов'язані негативні наслідкизастосування ГРП, які відзначаються деякими авторами. Так, наприклад, за оцінками застосування цього методу на окремих ділянках Мамонтовського родовища спричинило зниження нафтовіддачічерез більш інтенсивного зростання обводненості деяких оброблених і особливо навколишніх свердловин. Аналіз технології проведення гідророзриву на родовищах ВАТ "Сургутнефтегаз" показав, що найчастіше невдачі пов'язані з нераціональним вибором параметрів обробки, коли темп закачування та обсяги технологічних рідин та проппанту визначаються без урахування таких факторів, як оптимальна довжина та ширина закріпленої тріщини, розраховані для даних умов; тиск розриву глинистих екранів, що відокремлюють продуктивний пласт від вище- та нижчележачих газо- та водонасичених пластів. В результаті зменшуються потенційні можливості ГРП як засобу збільшення видобутку, збільшується обводненість продукції, що видобувається.

Досвід проведення кислотного гідравлічного розриву пласта є на Астраханському газоконденсатномуродовищі, продуктивні відкладення якого характеризуються наявністю щільних пористо-тріщинуватих вапняків з низькою проникністю (0,1...5,0) та пористістю 7...14. Застосування ГРП ускладнюється великими глибинами експлуатаційнихсвердловин (4100 м) та високими вибійними температурами (110 °С). В процесі експлуатаціїсвердловин відбулося утворення локальних депресійних вирв і зниження пластового тиску в деяких випадках до 55 МПа від початкового 61 МПа. Наслідком цих явищ може стати випадання конденсату у привибійній зоні, неповне винесення рідини зі стовбурів свердловин тощо. Для поліпшення фільтраційних характеристик привибійної зони низькодебітних свердловин періодично проводяться масовані кислотні обробки з параметрами закачування, близькими до ГРП. Такі операції дозволяють знизити робочі депресії на 25...50 % від початкових, уповільнити темпи зростання депресійних воронок і темпи зниження гирлових і вибійних тисків.

Гідравлічний розрив пласта на Астраханському родовищі здійснюється за допомогою спеціального обладнанняфірми "ФРАКМАЙСТЕР". Технологія проведення робіт, зазвичай, полягала у наступному. Спочатку визначалася прийомистість свердловини закачуванням метанолу або конденсату. Потім з метою вирівнювання профілю прийомистості та створення умов для обробки кислотним складом менш проникних ділянок та підключення до роботи пласта по всій його товщині закачувався гель. Як активну, реагує з пластом рідини використовувалася суміш соляної кислоти з метанолом або гідрофобна кислотна емульсія ("соляна кислота у вуглеводневому середовищі"). При проведенні поінтервального ГРП кольматація високопроникних зон або перфораційних каналів здійснювалася або гелем або кулями діаметром 22,5 мм спільно з гелем. Момент ГРП реєструвався на індикаторній діаграмі різкого зростання і подальшого падіння тиску з одночасним зростанням прийомистості. Не виключено, що на деяких свердловинах розкрилися вже існуючі тріщини, оскільки факт гідророзриву на індикаторних діаграмах не був відзначений, а тиску відповідали градієнту тиску розкриття тріщин. Практика проведення ГРП на Астраханському газоконденсатномуродовищі показала його високу ефективність за умови правильного вибору свердловин та технологічних параметрів обробки. Істотний приріст дебіту отримано навіть у тих випадках, коли на свердловині до гідророзриву було проведено кілька кислотних обробок, останні з яких виявились безрезультатними.

Найбільш висока ефективність ГРП може бути досягнута при проектуванні його застосування як елемента системи розробки з урахуванням системи розміщення свердловин та оцінкою їхнього взаємовпливу при різних поєднаннях обробки добувних та нагнітальних свердловин. Ефект від проведення ГРП неоднаково проявляється в роботі окремих свердловин, тому необхідно розглядати не тільки приріст дебіту кожної свердловини внаслідок гідророзриву, а й вплив взаємного розташування свердловин, конкретного розподілу неоднорідності пласта, енергетичних можливостей об'єкта та ін. Такий аналіз можливий лише на основі тривимірного математичного моделювання процесу розробки ділянки пласта чи об'єкта загалом з використанням адекватної геолого-промислової моделі, що виявляє особливості геологічної неоднорідності об'єкта. За допомогою комп'ютерної моделі процесу розробки із застосуванням ГРП можна оцінити доцільність проведення ГРП у нагнітальних свердловинах, вплив гідророзриву на нафтогазовіддачута темпи виробітку запасів об'єкта розробки, виявити необхідність повторних обробок тощо. При промислової реалізаціїГРП попередньо необхідно складання проектного документа, у якому було б обґрунтовано технологію ГРП, пов'язану із системою розробки поклади загалом. При проведенні ГРП необхідно передбачити комплекс промислових досліджень на першочергових свердловинах для визначення розташування, напряму та провідності тріщини, що дозволить внести коригування в технологію ГРП з урахуванням особливостей кожного конкретного об'єкта. Необхідний систематичний авторський нагляд за впровадженням ГРП, що дозволить вживати оперативних заходів для підвищення його ефективності.

Факторами, що визначають успішність ГРП, є правильний вибір об'єкта для проведення операцій, використання технології гідророзриву, оптимальної для даних умов, та грамотний підбір свердловин для обробки.

Основні поняття про метод гідравлічного розриву пласта

Визначення. Гідравлічним розривом називається процес, при якому тиск рідини впливає безпосередньо на породу пласта аж до її руйнування та виникнення тріщини. Триваюча дія тиску рідини розширює тріщину вглиб від точки розриву.В закачувану рідину додається матеріал, що розклинює, наприклад, пісок, керамічні кульки або агломерований боксит. Призначення цього матеріалу - утримати створену тріщину у розкритому стані після скидання тиску рідини. Так створюється новий, більш просторий канал притоку. Канал поєднує існуючі природні тріщини і створює додаткову площу дренування свердловини. Рідина, що передає тиск на породу шару, називається рідиною розриву.

Завдання розв'язувані при гідророзриві

При гідравлічному розриві мають бути вирішені такі завдання:

А) створення тріщини

Б) утримання тріщини у розкритому стані

В) видалення рідини розриву

Г) підвищення продуктивності пласта

Створення тріщини

Тріщина створюється шляхом закачування рідин відповідного складу пласт зі швидкістю перевищує її поглинання пластом. Тиск рідини зростає, поки не буде перевищено внутрішню напругу в породі. У породі утворюється тріщина.

Утримання тріщини у розкритому стані

Як тільки розвиток тріщини почалося, в рідину додається матеріал, що розклинює - проппант (зазвичай пісок), що переноситься рідиною в тріщину. Після завершення процесу гідророзриву та скидання тиску проппант утримує тріщину відкритої і, отже, проникної для пластових рідин.

Видалення рідини розриву

Перш ніж почати видобутокзі свердловини слід видалити рідину розриву. Ступінь складності її видалення залежить від характеру рідини, тиску в пласті і відносної проникності пласта по рідині розриву. Видалення рідини розриву дуже важливо, оскільки, знижуючи відносну проникність, може створювати перешкоди по дорозі припливу рідин.

Підвищення продуктивності пласта

До початку проектування процесу слід здійснити аналіз його економічної доцільності.

Ціль гідравлічного розриву

Проведення гідророзриву має дві основні цілі:

1). Підвищити продуктивність пласта шляхом збільшення ефективного радіусу дренування свердловини. У пластах із відносно низькою проникністю гідророзрив - кращий спосібпідвищення продуктивності.

2). Створити канал припливу в зоні стовбура порушеної проникності.

Порушення проникності продуктивного пласта - важливе розуміння поняття, оскільки тип і масштаб процесу розриву проектується саме з метою виправлення цього порушення. Якщо є можливість створити тріщину, що проходить крізь зону пошкодження, заповнену проппантом, і привести падіння тиску до нормальної величини градієнта гідродинамічного тиску, то продуктивність свердловини зросте.

Порушення проникності продуктивного пласта. Зазвичай порушення проникності продуктивного пласта ототожнюється з "скіновим пошкодженням", тобто з порушенням проникності привибійної зони. Проте, цю величину який завжди можна визначити через виміру чи розрахунок “скіна”. Зазвичай приймають скін - фактор (коефіцієнт, що визначає ступінь порушення колекторських властивостей пласта) рівним нулю, щоб вказати, що порушення проникності пласта немає, однак це фактично не означає, що пошкодження немає. Наприклад, кислотна обробка може проникнути досить глибоко в пласт на ділянці кілька метрів у верхній частині 20 - метрового інтервалу перфорації, щоб при дослідженнях було виявлено усунення позитивного скіна. Однак при цьому позитивна частина інтервалу може бути частково забита механічними домішками або буровимрозчином. Справжня потенційна продуктивність цієї свердловини може виявитися набагато більше, ніж її продуктивність при заміряному нульовому скині.

Проникність пласта може бути порушена в результаті впливу фізичних або хімічних факторів або їх спільної дії: закупорки пор розчином, зміни змочуваності пласта через вторгнення води з стороннього джерела. Звичайний водяний бар'єр, спричинений надмірним поглинанням рідини, є різновидом порушення проникності. Аналогічний результат викликає вторгнення пластової води з іншої зони або іншої ділянки колектора.

Ось деякі форми порушення проникності пласта:

1). Вторгнення в пласт частинок буровогорозчину.

2). Вторгнення в пласт фільтрату буровогорозчину.

3). Вторгнення в пласт цементного фільтрату.

4). Невідповідність перфорації за розміром, кількістю та глибиною проникнення отворів.

5). Руйнування перфорації та ущільнення материнської породи.

6) Мехпримеси в рідині закінчення або рідини глушіння, що проникають у пласт або забивають перфорацію.

7). Вторгнення в пласт рідини закінчення або глушіння.

8). Закупорювання пласта природними глинами.

9). Відкладення асфальтенів або парафінів у пласті або перфорації.

10). Відкладення солей у пласті або перфорації.

11). Утворення або закачування емульсії в пласт.

12). Закачування кислот або розчинників з хутряними домішками або відкладення мішкових домішок у пласті.

Все це може призвести до зниження продуктивності, а у тяжких випадках – до повного припинення видобуткузі свердловини. Допомогти можуть деякі види стимуляційного впливу.

Вплив порушеної проникності на продуктивність свердловин. Більшість видів порушення проникності знижує початкову проникність пласта. Вплив цього зниження на продуктивність залежить від глибини пошкодження зони, що оточує стовбур.

Якщо, наприклад, має місце зниження проникності на 50% у шарі товщиною 5 см, це призведе до зниження продуктивності всього на 14% . Якщо зниження проникності охопило 30-сантиметровий шар, продуктивність знизиться на 40%. Зниження на 75% проникності в 30-сантиметровій товщі призведе до втрати продуктивності 64%. Тому свердловина, яка має давати 100 кубометрів на добу, але проникність пласта в радіусі 30 см від ствола становить лише 25% від початкової видобутку, нафтискладе лише 36 м3/добу.

Для вивчення впливу пошкодження пласта на продуктивність можна використовувати моделі пласта (як математичні, і фізичні лабораторні моделі). Важливо пам'ятати, що для мінімізації глибини та ступеня тяжкості пошкодження пласта не потрібно шкодувати зусиль.

Низька проникність. Спочатку гідророзрив впроваджувався як економічний засіб підвищення видобутку газуіз пластів із відносно низьким тиском. У низькопроникних (до 10 мд) пластах створюється високо-проникний канал (100 – 1000 дарсі) припливу. Цим забезпечуються великі площі дренування, в які здійснюється повільне підживлення вуглеводнями з пласта з дуже низькою проникністю. Отже, вся енергія пласта використовується максимально. Значний вплив на очікувані результати гідророзривів різних типіві розмірів має несуча здатність пластової рідини.

Напрямок тріщини розриву.

Тріщина розриву може бути зорієнтована у горизонтальному або вертикальному напрямку. Тип розриву, який може статися в конкретних умовах, залежить від напруги в пласті. Розрив відбувається у напрямі, перпендикулярному найменшому напрузі.

Вертикальний розрив. У більшості свердловин відбуваються вертикальні розриви. Тріщина розриву утворює два крила, орієнтовані під кутом 180 ° один до одного.

Вертикальний розрив

Горизонтальний розрив. Горизонтальний розрив відбувається у свердловині, якщо горизонтальна напруга більша, ніж вертикальна напруга.

Горизонтальний розрив

Рідини розриву

Найважливішою частиною проектування гідророзриву є вибір рідини розриву. При цьому слід розглянути такі фактори:

Сумісність із пластом та пластовими рідинами.

1) Порушення проникності пласта

При проведенні гідророзриву відбувається поглинання рідини у зоні, що прилягає до поверхні тріщини. З-за підвищеного насичення рідиною зони вторгнення, відносна проникність пластової рідини знижується. Якщо проникність пластової рідини низька, а рідини розриву ще нижче, це може призвести до повного блокування припливу. Крім того, у пласті можуть бути пучинисті глини, які набухають при контакті з рідиною розриву та знижують проникність.

2) Порушення проникності піщаної пробки

Проникність піщаної пробки, так само, як і зони вторгнення рідини, може бути порушена внаслідок насичення рідиною. Приплив по тріщині може бути обмежений наявністю в піщаній пробці залишкових після впливу мехпримесей або полімерів.

3) Пластові рідини

Багато рідин схильні до утворення емульсій або осадоутворення. Щоб уникнути ризику при виборі належних хімічних компонентів, слід провести лабораторні випробування.

Вартість.

Розкид вартості для різних рідин розриву дуже різний. Найбільш дешева вода, тоді як метанол та кислоти досить дорогі. Слід також враховувати вартість гелеутворюючого компонента. У будь-якому випадку треба зіставляти вигоди обробки пласта відповідними рідинами та хімікатами за їх вартістю (таблиця 11).

Таблиця 11.

Порівняльна вартість різних рідин (долари США)

Найменування рідини розриву	Вартість 1 куб.	Вартість 1 куб. гелеутворювального компонента	Вартість у сумі
ЗАГУЩЕНА ВОДА		66,00	66.00
ПОЛІМЕРСШИТНА ВОДА		126,00	126,00
ЗАГУЩЕНИЙ РЕФОРМАТ	250,00	94,00	344,00
ДВОФФАЗНА РІДИНА	50,00	66,00	116,00
МЕТАНОЛ+СО2	350,00	150,00	500,00
ПОЛІМЕРШИТИЙ МЕТАНОЛ	400,00	210,00	610,00
РІДКИЙ СО2	300,00		300,00
КИСЛОТА 15%	380,00	200,00	580,00
КИСЛОТА 28%	750,00	250,00	1000,00

Види рідин

Рідини на водяній основі. Рідини розриву на водній основі використовуються сьогодні у більшості обробок. Хоча це було не так у перші роки гідророзривів коли рідини на нафтовийНа основі використовувалися фактично на всіх обробках. Цей вид рідини має ряд переваг над рідиною на нафтовийоснові.

1. Рідини на водній основі економічніші. Базовий компонент - вода набагато дешевша ніж нафту, конденсат, метанол та кислота.

2. Рідини на водній основі дають більший гідростатичний ефект ніж нафту, газта метанол.

3. Ці рідини незаймисті; отже вони не вибухонебезпечні.

4.Рідини на водній основі легко доступні.

5. Цей тип рідини легше контролюється та загущується.

Лінійні рідини розриву. Необхідність загущення води щоб допомогти транспортувати матеріал (проппант), зменшити втрату рідини, і збільшити ширину тріщини було очевидним для ранніх дослідників. Перший загусник води був крохмаль. На початку 1960-х було знайдено заміну - гуаровий клей - це полімерний загусник. Він використовується й у наш час. Також використовуються й інші лінійні гелі як рідина розриву: гідроксипропіл, гідроксиетилцелюлоза, карбоксиметил, ксантан і в деяких рідкісних випадках поліакриламіди.

рідини, що з'єднуються, розриву. Вперше були використані наприкінці 1960-х, коли було приділено велику увагу ГРП. Розвиток цього типу рідини вирішив багато проблем, які виникали, коли було необхідно закачувати лінійні гелі в глибокі свердловини з високою температурою. Реакція, що сполучається така, що молекулярна вага базового полімеру значною мірою збільшується, зв'язуючи разом різні молекули полімеру в структуру. Першою рідиною, що сполучається, був гуаровий клей. Типовий гель, що з'єднується, наприкінці 1960-х складався з 9586 г/м3 гуарового з'єднувача з боритовою сурмою. Сурмовое середовище було з відносно низьким показником pH рідини розриву. Борове середовище було з високим показником pH. Також було розроблено багато інших рідин цього типу, таких як алюмінієві, на хромній, мідній основі та марганці. Додатково наприкінці 1960-х, на початку 1970-х років стали використовувати з'єднувач на основі КМЦ (карбоксилметилцелюлоза) і деякі типи з'єднувача на основі гідрокситилцелюлози, хоча останній був дорогим. З розробкою гідроксипропілового гуару та карбоксиметилгідроксіетилцелюлозних полімерів також було розроблено нове покоління з'єднувачів. Полімерні молекули з'єднувача мають тенденцію до підвищення термостабільності базового полімеру. Це теоретезує, що ця температурна стабільність походить зі зниження термальної нестабільності молекули в результаті її самої однорідної природи і деякої захищеності від гідролізу, окислення або інших реакцій деполімеризації, які можуть статися. Полімери з'єднувача, хоча і збільшують в'язкість рідини на кілька порядків, не обов'язково викликають тертя при тиску, що збільшується на деякий ступінь при операціях закачування. Ці системи були нещодавно замінені на сповільнювальні з'єднувальні системи.

Сповільнювальні з'єднувальні системи. Заслуговують на увагу свого розвитку в 1980-і роки, коли вони використовувалися як рідини розриву з контрольованим часом з'єднання, або уповільненою реакцією з'єднання. Час з'єднання визначено як час, щоб базова рідина мала однорідну структуру. Очевидно, що час з'єднання, це час, необхідний для досягнення дуже великого збільшення в'язкості та становлення однорідної рідини. Значну кількість досліджень було проведено, щоб зрозуміти важливість використання з'єднувальних систем рідини. Ці дослідження показали, що сповільнювальні з'єднувальні системи показують луччу дерсперсність з'єднувача, дають велику в'язкість, і збільшують у рідині розриву термостабільність. Інша перевага цих систем це знижене тертя при закачуванні. Як наслідок цього, уповільнювальні з'єднувальні системи використовуються більш ніж звичайні з'єднувальні системи. Основна перевага використання з'єднувальних систем над лінійними рідинами описані нижче:

1. Вони можуть досягти в'язкості набагато вище за ГРП порівняно з навантаженням гелю.

2. Система найефективніша з погляду контролю втрати рідини.

3. З'єднувальні системи мають кращу термостабільність.

4.Сполучні системи більш ефективні в ціні за фут полімеру.

Рідини на нафтовийоснові. Найпростіший на нафтовийоснові гель розриву, можливий сьогодні, це продукт реакції фосфату алюмінію та базовий, типовий алюмінат соди. Ця реакція приєднання, яка перетворює створену сіль, що дає в'язкість у дизельних паливах або стримує до високо гравітаційної сирої системи. Гель фосфату алюмінію покращує сиріші нафтита збільшує термостабільність.

Фосфат алюмінію може бути використаний, щоб створити рідину з підвищеною стабільністю до високих температур та гарною ємністю для транспортування проппанту для використання у свердловинах з високими температурами: понад 127°C. Основним недоліком використання рідин на нафтовийТакож треба зазначити, що приготування рідин на нафтовийНа основі вимагає великого технічного та якісного контролю. Приготування рідини на водній основі значно полегшує процес.

Рідина на спиртовій основі. Метанол і ізопропанол використовувалися як компоненти рідини на водній основі та рідини на кислотній основі, або, в деяких випадках, як і сольові рідини розриву протягом багатьох років. Спирт, який зменшує поверхневе натяг води, спрямовано використовувався для видалення водяних перешкод. У рідинах розриву спирт знайшов широке застосування як температурний стабілізатор, оскільки діє як утримувач кисню. Полімери підвищили можливість загустити чистий метанол та пропанол. Ці полімери, включаючи гідроксипропілцелюлозу і г ідроксипропілгуар, замінили. Гуарова смола піднімає в'язкість на 25% вище, ніж метанол та ізопропанол, але також дає осад. У пластах, чутливих до води, рідини на гідрокарбонатній основі кращі, ніж рідини на спиртовій основі.

Емульсійні рідини розриву. Цей вид рідини розриву використовувався протягом багатьох років Навіть деякі перші рідини розриву на нафтовийоснові, були зовні нафтовимиемульсіями. У них багато недоліків і вони використовуються у дуже вузькому спектрі, тому що вкрай високий тиск тертя є результатом властивих їм в'язкості і через відсутність зниження тертя. Ці рідини розриву було винайдено у середині 1970-х. Вартісна ефективність нафтовийемульсії має на увазі, що закачена нафтуможе бути здобута назад і продана. Ці емульсії були дуже популярними, коли сира нафтуі конденсат коштували 19$-31$ за м3. Використання емульсій типу " нафтуу воді" спрямовано скорочувалося із зростанням ціни на нафту.

Також у світовій практиці відомі наступні видирідин розриву:

Рідини на основі пін, енергетичні рідини розриву, де використовується азот та вуглекислий газрозчиняються у воді.

Реологія рідин

До реологічних властивостей рідин відносяться властивості, що описують перебіг рідин, поглинання їх, несучу здатність тощо. , наприклад, в'язкість. В'язкість рідини розриву дуже сильно впливає те що, як рідина поглинається породою пласта: густий рідини втрачається менше, ніж невязкой. Нижче наводиться класифікація рідин розриву.

1) Ньютонівські рідини. У таких рідин спостерігається лінійна залежність між напругою зсуву та швидкістю зсуву. Приклади: вода, незагущена сира нафту, реформат.

2) Неньютонівські рідини. Пластмаси Бінгама - найпростіший різновид неньютонівських рідин. Як і в ньютонівських рідин, тут проявляється лінійна залежність між напругою зсуву та швидкістю зсуву. Однак, для збудження потоку цих рідин потрібна деяка, не нескінченно мала напруга зсуву. Приклад: піна.

Розрахунок в'язкості в тріщині прямокутного перерізу:

E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (Сантіпуаз)

де P-пластична в'язкість (Сантіпуаз)

Q-витрата при закачуванні (м3/хв)

H-висота тріщини (м)

W-ширина тріщини (мм)

3) Рідини, що підпорядковуються статечному закону. У таких рідин проявляється "в'язкість, що здається", яка змінюється разом зі зміною витрати (швидкості зсуву). "Здається" в'язкість зменшується при збільшенні швидкості зсуву.

4) Надкритичні рідини. При використанні рідин розриву з високим вмістом CO2 (ГРП сумішшю метанолу і CO2 , ГРП рідким CO2) розрив відбувається при тиску, а найчастіше і температурі, які вищі за критичні параметри для CO2 . У цьому діапазоні при підвищенні тиску збільшується щільність і в'язкість, реологія рідини стає складною для опису.

Вимірювання в'язкості.

Зазвичай вимірювання в'язкості проводиться за допомогою ротаційного віскозиметра Фанна або вирви Марша.

Швидкість зсуву при стандартних оборотах віскозиметра (табл.12).

Таблиця 12

Обороти віскозиметра	Швидкість зсуву



	1022

Регулювання фільтрації рідини

Величина ефективності рідини розриву показує, який об'єм рідини поглащується пластом по відношенню до кількості рідини, що створює тріщину. Наприклад, якщо ефективність рідини дорівнює 0,65 це означає, що 35% рідини втрачається, і лише 65% рідини утворюють об'єм розриву. Спрощено можна сказати, що чим нижче втрати рідини, тим вища її ефективність. Однак, слід пам'ятати, що хоча надмірна фільтрація небажана, від низького поглинання не буде користі, якщо не додати рідину достатня кількістьпроппанта для належного розклинювання тріщини. Нижчий витік рідини також не дасть тріщини швидко зімкнутися і дозволить пропанту випасти з виваженого стану.

Для кількісної характеристики втрат рідини застосовується коефіцієнт фільтрації, в якому враховано породу пласта, властивості рідини та параметри рідини розриву.

Несуча здатність рідини за проппантом.

Несуча здатність проппанту є функцією подачі насоса, в'язкості, концетрації піску і тертя про поверхню тріщини розриву. Під час гідророзриву на проппант діють як вертикальна, і горизонтальна складові вектора швидкості. Горизонтальна складова зазвичай набагато більше вертикальної, завдяки чому проппант переміщається разом з рідиною. Як тільки робота насоса припиняється, проппант осідатиме доти, доки тріщина не зімкнеться.

Полімерзшиті рідини мають дуже велику в'язкість і утворюють із проппантом майже ідеальну суспензію, що дозволяє заповнити проппантом весь об'єм тріщини. У малов'язких системах, наприклад, рідкому CO2 , для одержання суспензії частинок проппанта використовується турбулентоність.

Тертя.

При проведенні гідророзриву до половини потужності механізмів, зосереджених на майданчику, може витрачатися подолання тертя в НКТ. Деякі рідини виявляють більшу силу тертя, ніж інші. Крім того, тертя тим вище, що менше діаметр труб. Облік тертя рідини та вимоги щодо витрати при проектуванні гідророзриву не менш важливі, ніж обмеження тиску або сумісність із пластом. На підставі інформації щодо великої кількості гідророзривів було складено графіки тиску, які допоможуть при проектуванні енергетичних потреб процесу.

Безпека.

При виборі рідини розриву крім небезпеки високого тиску, присутнього за будь-якого ГРП, слід враховувати також пожежонебезпечність та токсичність рідини.

Видалення та визначення кількості рідини.

Повернення свердловини на видобутокпісля гідророзриву потребує ретельного планування. Якщо тиск на вибої свердловини недостатній для того, щоб свердловина почала видобувати сама, можна газифікуватирідина, створивши цим додаткову знергію та знизивши статичне тиск. Деякі рідини розриву, як рідкий CO2 або піни, видаляються дуже швидко і з визначенням їхнього обсягу.

Розклинювальні матеріали (пропанти)

Розклинювання виконується з метою підтримати проникність, створену шляхом гідророзриву. Проникність тріщини залежить від низки взаємопов'язаних факторів:

1) типу, розміру та однорідності проппанта;

2) ступеня його руйнування чи деформації;

3) кількості та способу переміщення проппанта.

Деякі найбільш уживані розміри проппантів:

Таблиця 13

Властивості агентів, що розклинюють

1) Розміри та однорідність

Зі зменшенням граничних розмірів частинок матеріалу збільшується навантаження, яким він може протистояти, що сприяє стійкості проникності заповненої проппантом тріщини.

При нульовій напрузі змикання проникність керамічного пропанту 20/40 . Одна з причин цього - однорідніша, порівняно з піском, сферичність керамічних частинок.

Значний вміст дрібних частинок (пилу) у піску може суттєво знизити проникність тріщини розриву. Наприклад, якщо через сито 40 проходить 20% частинок проппанта 20/40 проникність знизиться в 5 разів.

Проникність піску 10/16 приблизно на 50% вище за проникність піску 10 - 20.

Американського НафтовогоІнституту (API RP 56).

2) Міцність

При збільшенні напруги змикання тріщини або горизонтальної напруги у скелеті породи пласта відбувається суттєве зниження проникності проппантів. Як видно з графіків довготривалої проникності проппантів, при напрузі змикання 60 МПа проникність проппанта 20/40 "CarboProp" значно вища, ніж у звичайного піску. При напрузі зімкнення вище, ніж у звичайного піску. При напрузі змикання приблизно 32 МПа криві розмірів часток для всіх звичайних пісків швидко падають. Міцність піщаних зерен коливається в залежності від місця походження піску та граничних розмірів частинок.

3) Термохімічна стабільність

Всі застосовувані пропанти повинні бути, по можливості, хімічно інертні. Вони повинні протистояти агресивним рідинам та високим температутам.

4) Вартість

Найдешевшим проппантом є пісок. Високоміцні пропанти, наприклад, агломерований боксит або пісок зі смолистим покриттям, набагато дорожчі. Оцінку їх застосування слід робити на підставі індивідуального економічного аналізу по даній свердловині.

Випробування на проникність.

При виборі необхідних типів та розмірів проппанта дуже важливо визначити його проникність. Насамперед при випробуваннях проппантів застосовувалися камери радіальної фільтрації. Однак деякі принципові складності - явища, пов'язані з течіями, що не підкоряються закону Дарсі, і дуже низькі, що не піддаються виміру, перепади тиску не дозволяли отримувати надійні результати випробувань. Недосконалість радіальних камер призвела до створення лінійних фільтраційних камер.

Довготривала проникність.

Принциповим недоліком методики АНІ є те, що вона дає результати лише за короткочасною проникністю. На промислах було виявлено, що прогнозна здобичдуже рідко відповідала фактичною. Тому є багато причин, але головною причиною були занадто оптимістичні дані щодо короткочасної проникності, використані при прогнозуванні.

Типи проппантів.

Першим матеріалом, який використовувався для утримання тріщини у розкритому стані, був крем'янистий пісок. З розвитком технології ставало ясно, деякі типи піску краще інших.

Крім того, було створено штучні пропанти, придатні для використання там, де природні піски непридатні.

1) Керамічні пропанти

Існує два типи керамічних проппантів: агломерований боксит та пропанти проміжної міцності. Проникність останніх близька до проникності агломерованого бокситу, щільність їх нижче, ніж у бокситу, але трохи вище, ніж у піску.

Агломерований боксит - це високоміцний проппант, розроблений компанією "Екссон продакшн рісерч". Виготовляють його із високоякісних імпортних бокситових руд. Процес виготовлення включає подрібнення руди на дуже дрібні частинки, перетворення первинної руди на сферичні частинки потрібного розміру та випалювання їх у печі при досить високій температурі, що викликає процес агломерації. Кінцевий продукт зазвичай містить 85% Al2O3. Інші 15% складають оксиди заліза, титану та кремнію. Питома щільність його 3,65 проти щільністю піску 2,65. Застосовуються агломеровані боксити переважно у глибоких (глибше 3500 м) свердловинах.

2) Кераміки проміжної щільності

Ці пропанти відрізняються від агломерованих бокситів, насамперед, своїм складом. Зміст оксиду алюмінію у них нижче, вміст кремнію - вище, а питома густина становить 3,15. При тисках до 80 МПа за проникністю вони близькі до агломерованих бокситів. Тому в більшості випадків завдяки нижчій вартості ними замінюють боксити.

3) Кераміки низької щільності

Ці пропанти виготовляються так само, як і інші кераміки. Головна їхня відмінність - склад. Вони містять 49% Al2O3, 45% SiO2, 2% TiO2 та сліди інших оксидів. Щільність цих проппантів дорівнює 2,72 , тобто вони найбільш поширені пропанти завдяки їх ціні, міцності щільності, близької до щільності піску.

Розрахунок гідравлічного розриву пласта

Скласти план проведення гідророзриву пласта, вибрати робочі рідини та оцінити показники процесу для сивучих умов:

Експлуатаційнасвердловина (таблиця 14), родовища.

Таблиця 14

ПОКАЗНИК	ПОЗНАЧЕННЯ	ВЕЛИЧИНА	РОЗМІРНІСТЬ
Глибина свердловини		2100
Діаметр по долоту		0,25
Розкрита товщина пласта		13,5
Середня проникність		9,8*10-8
Модуль пружності порід		2*1010	Па
Коефіцієнт Пуассона		0,25
Середня щільність порід над продуктивним горизонтом		2385,2	кг/м3
Щільність рідини розриву			кг/м3
В'язкість рідини розриву			Па*с
Концентрація піску		1200	кг/м3
Темп закачування		1,2*10-2	м3/с

1.Вертикальна складова гірського тиску:

Ргв = rgL = 2385,6 * 9,81 * 2100 * 10-6 = 46,75 МПа

2.Горизонтальна складова гірського тиску:

Рг = Ргв * n / (1-n) = 46,75 * 0,25 / (1-0,25) = 15,58 МПа

У подібних умовах за ГРП слід очікувати утворення вертикальної тріщини.

Запроектуємо гідророзрив рідиною, що не фільтрується. Як рідина розриву та рідини пісконосія використовуємо загущену нафтуз добавкою асфальтину, щільність та в'язкість дано в таблиці. Зміст піску приймаємо (див. таблицю 4.), для розклинювання тріщини заплануємо закачування приблизно 5 т кварцового піску фракції 0,8-1,2 мм, темп закачування (дані в таблиці 4.), що значно більше мінімально допустимого при створенні вертикальних тріщин .

При ГРП безперервно закачують рідину-пісконосій в обсязі 7,6 м3 яка одночасно є і рідиною розриву.

Для визначення параметрів тріщини використовуємо формули, які з спрощеної методики Ю.П.Желтова.

3.Визначимо тиск на вибої свердловини в кінці гідророзриву:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж) =5,25*(2*1010)2*12*10-3 *0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4

Рзаб = 49,4 * 106 = 49,4 МПа

4.Визначаємо довжину тріщини:

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5* (49,4 - 15,58) * 106)) 1/2 = 31,7 м

5.Визначаємо ширину (розкритість) тріщини:

w = 4(1-n2)*l*(Рзаб-Рг)/E = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 м = 1,58 см

6.Визначимо поширення рідини-пісконосія в тріщині:

L1 = 0,9 * l = 0,9 * 31,7 = 28,5 м

7.Визначимо залишкову ширину тріщини, приймаючи пористість піску після її закриття m=0,2:

W1 = wno/(1-m) = 1,58 * 0,107 / (1-0,3) = 0,73 см

8.Визначаємо проникність тріщини такої ширини:

Kт = w21/12 = 0,00732/12 = 4,44 * 10-6 м2

Гідророзрив будемо проводити через НКТ із внутрішнім діаметром d = 0,076 м, ізолюючи продуктивний пласт пакером із гідравлічним якорем.

Визначимо параметри ГРП.

1.Втрати тиску на тертя при русі рідини-пісконосія по НКТ.

Rж = rн(1-no)+rпес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3

Число Рейнольдса

Re = 4Qrж/(pdmж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9

Коефіцієнт гідравлічного опору

L = 64/Re = 64/633,7 = 0,124

За Ю.В.Желтова, за наявності піску в рідині при Re>200 відбувається рання турбулізація потоку, і втрати на тертя при Re=516.9 і no = 0,324 зростають у 1,52 рази:

16Q2L 1,52 * 0,124 * 16 * (12 * 10-3) 2 * 2100 * 1439

Рт = 1,52l¾¾¾ rж = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ = 26 МПа

2p2d5 2*3,142*0,0765

2. Тиск, який потрібно створити на гирлі при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт = 49,4-1439 * 9,81 * 2100 * 10-6 + 26 = 45,9 МПа

3.Робочі рідини гідророзриву в свердловину закачують насосними агрегатами 4АН-700 (табл. 15)

14,6

Необхідна кількість насосних агрегатів:

N = РуQ / (РаQakтс) +1 = 45,9 * 12 / (29 * 14,6 * 0,8) + 1 = 3

Де Ра- робочий тиск агрегату;

Qa-подача агрегату при цьому тиску

kтс – коефіцієнт технічного стану агрегату залежно від терміну служби kтс = 0,5 – 0,8

4.Об'єм рідини для продавки рідини-пісконосія:

Vп = 0,785 * d2L = 0,785 * 0,0762 * 2100 = 9,52 м3

5. Тривалість гідророзриву:

t = (Vж + Vп) / Qа = (7,6 +6,37) / (14,6 * 10-3 * 60) = 19,5 хв.

Техніка та технологія гідравлічного розриву пласта

Технологія ГРП включає наступні операції: промивання свердловини; спуск у свердловину високоміцних НКТ з пакером та якорем на нижньому кінці; обв'язування та опресовування на визначення прийомистості свердловини закачуванням рідини; закачування по НКТ у пласт рідини-розриву, рідини-пісконосія та продавочної рідини; демонтаж обладнаннята пуск свердловини у роботу.

За технологічними схемами проведення розрізняють одноразовий, спрямований (поінтервальний) та багаторазовий ГРП.

При одноразовому гідророзриві під тиском рідини, що закачується, виявляються всі розкриті перфорацією пласти одночасно, при спрямованому - лише обраний пласт або пропласток (інтервал), що має, наприклад, занижену продуктивність, а при багаторазовому ГРП здійснюється вплив послідовно на кожен окремо пласт або пропласток.

Проектування технології ГРП переважно зводиться до наступного. Стосовно конкретних умов вибирають технологічну схему процесу, робочі рідини та агент, що розклинює. При одноразовому ГРП, з досвіду, приймають 5-10т піску. Концентрацію піску в носії встановлюють залежно від її здатності, що утримує. За використання води вона становить 40-50кг/м3. Тоді за кількістю та концентрації піску розраховують кількість рідини-пісконосія. На підставі дослідних даних зазвичай використовують 5-10м3 рідини-розриву. Об'єм продавочної рідини дорівнює обсягу обсадної колони і труб, якими проводиться закачування в пласт рідини-пісконосія.

Мінімальна витрата закачування рідини повинна становити не менше 2м3/хв і може бути оцінена при утворенні вертикальної та горизонтальної тріщин відповідно за формулами:

де Qгор - хв. витрати, л/с; h - Товщина пласта, см; Wверт, Wгор - ширина верт. та гір. тріщини, див; µ - в'язкість рідини, мПа х; Rт - радіус гориз. тріщини, див.

Тиск ГРП пласта встановлюють за досвідом або оуенюють за формулою:

РГРП=рr+sр

де РГРП - заб. тиск розриву пласта; рr = Hrпg - Гірський тиск; sр - міцність породи пласта на розрив в умовах всебічного стиснення; H – глибина залягання пласта; rп - середня щільність вище гірських порід, що дорівнює 2200-2600 кг/м3, в середньому 2300 кг/м3; g – прискорення вільного падіння.

Тиск нагнітання на гирлі свердловини:

РУ = рГРП + Δртр - рс

де Δртр – втрати тиску на тертя у трубах; рс – гідростатичний тиск стовпа рідини у свердловині.

Якщо тиск нагнітання рУ більший за допустимий гирловий тиск рУдоп, то на НКТ над покрівлею продуктивного пласта встановлюють пакер якорем. Допустимий тиск рУдоп приймається як найбільший із двох тисків, обчислених за формулою Ламе та з використанням формули Яковлєва-Шумілова.

В осадових гірських породах зазвичай утворюються субвертикальні тріщини, довжина яких досягає перших десятків метрів, а розкриття - декількох мм, рідше див. ГРП викликає зростання дебітів у 1,5-2 рази та більше. Для підвищення ефективності ГРП у карбонатних породах його поєднують із кислотною обробкою порід. Тиск розриву погано піддається теоретичному передбаченню, оскільки залежить від багатьох причин: напруги в породі, її міцності, вже існуючої тріщинуватості, кута нахилу пласта і т.д. Зазвичай надлишковий тиск підбирається емпірично і коливається від 01 до 15 (в середньому приблизно 08) гідростатичного.

Для проведення ГРП свердловина належним чином обладнується. До її гирла підключаються високопродуктивні насоси, здатні розвинути необхідний надлишковий тиск. Всередину обсадних труб опускаються насосно-компресорні труби, обладнаніу нижній частині пакером (рис. 1). Затрубний простір обсадної колони вище інтервалу ГРП повинен бути надійно зацементований.

За дотримання всіх технологічних вимог та сприятливих умов для ГРП ефект його безсумнівний.

Спеціальні агрегати та технічні засоби, що застосовуються при ГРП

Організація гідророзриву полягає у приготуванні відповідних реагентів як рідини гідророзриву і наступного закачування її в продуктивну зону з низьким витратою і під високим тиском для того, щоб розклинити породу, утворити в результаті тріщину як результат гідравлічного впливу. Насамперед, чиста рідина (буфер) закачується в свердловину для ініціювання тріщин та її просування у пласті. Після цього суспензія продовжує розвивати тріщину.

Підготовка рідини ГРП проводиться на кущі свердловин безпосередньо перед закачуванням її в пласт. Система підготовки рідини ГРП включає: пісковоз, ємність з нафтоюабо дизпаливом, змішувальний агрегат (блендер). Обв'язування системи має 1,5-кратний запас міцності.

Перед початком ГРП, обладнаннята обв'язування опресовуються на робочий тиск. Управління безпосередньо ГРП (насосними агрегатами) здійснюється через комп'ютерний центр, що має автоматичний захист від можливих аварій (поривів обв'язування). У разі аварії комп'ютерний центр автоматично відключає насоси, зворотні клапани обв'язки закривають зворотний перебіг рідини біля свердловини та перед кожним насосним агрегатом. Скидання тиску проводиться у вакуумну установку, що входить до комплекту. обладнанняГРП та постійно включену в обв'язку. Ця ж вакуумна установка збирає залишки рідкої кістки в обв'язці та насосах після ГРП, з метою виключення проток на грунт при демонтажі ліній. Скидання тиску із затрубного простору проводиться в ємність ЦА-320, постійно підключеної до гирла свердловини через хрестовину фонтанної арматури.

Для виробництва ГРП використовується наступна техніка (на прикладі розглянутої області родовищ):

1. КРАЗ-250 ЦА

2. Урал-4320 пожежна машина

3. Кенворд пісковоз

4. Кенворд хім. фургон.

5. Кенворд блендер

6. Кенворд насосна установка

7. Кенворд цементний агрегат

8. Кенворд-трубовоз

9. Форд-350 лабораторія

10. УАЗ-3962 санітарний фургон

11. К-700 вакуумне встановлення

Техніка Кенворд обладнанаспеціальними фільтрами, що вловлюють викиди.

Підземне обладнання, що застосовується при ГРП

Глушення свердловини проводиться спеціальним сольовим розчином, що готується на розчинному вузлі.

Застосовувана технологія виключає попадання розчину на поверхню ґрунту та найближчі водоймища. При підготовці свердловини до ГРП для виключення можливих викидів рідини глушіння і свердловини продукції гирло останньої обладнується превенторними установками «Нydril».

При підготовці до ГРП для закачування рідини свердловину спускається колона НКТ діаметром 89 мм. Затрубний простір (обсадна колона та НКТ 89 мм) герметизується встановленим у зоні ГРП пакером. Установка пакеру перевіряється опресовуванням затрубного простору водою на робочий тиск обсадної колони через ЦА-320.

Гирло свердловини для проведення ГРП обладнується двома засувками "Хамера" (робоча та дублююча).

Рідина розриву та розклинюючі агенти.

Для гідророзриву найкраще застосовувати рідину, яка не містить водної фази. За технологією повинна використовуватися солярка, але найчастіше знаходить застосування нафту(Як більш доступний і відносно дешевий продукт) з активатором гелеутворення та деструктором, а також ПАР - понизителем тертя. Співвідношення спеціальних добавок залежить від температури об'єкта (пласту) подальшої обробки. Так, система ROG-4 застосовується для високих (понад 80оС) температурних умов, ROG-5 відповідно для низьких. Кожен із зазначених видів рідини залежно від температури середовища має оптимальні реологічні властивості. Використовується певна постійно діюча система вимірювання параметрів рідини та регулювання її значень спеціальними добавками, визначеними на базі комп'ютерних розрахунків, що проводяться на свердловині. Структуйована рідина є оптимальною для перенесення закріплюючого матеріалу, до того ж вона практично не взаємодіє з породою і флюїдами, що її насичують. Відсутність у її складі водної фази виключає можливість (при деструкції гелю) негативного впливу на характер насичення пластового середовища, що контактує з нею. Фізичні властивості рідини характеризуються такими показниками: щільність – 0,85 т/м3, в'язкість – 90 МПа.с, коефіцієнт консистенції – 0,3. Для закріплення тріщини закачується високоміцний (витримує тиск щонайменше 70 Мпа) штучний термічний продукт (пропант) алюмосилікатного складу. Застосовуваний матеріал майже одного розміру (20/40 меш.), Зерна досить досконалі, круглі, середній коефіцієнт сферичності 0,9. Це забезпечує високу фільтраційну здатність (близько 200 дарсі) навіть при щільній упаковці і зовнішньому тиску 50 Мпа.

Критерії вибору свердловин щодо ГРП.

Для проведення ГРП перевага надається свердловинам, що задовольняють встановленим нижчепереліченим критеріям. Останні у комплексі дозволяють з високою ймовірністю забезпечити інтенсифікацію видобутку нафти. Залежно від початкової проникності пласта та стану привибійної зони свердловини критерії згруповані за двома нижченаведеними позиціями.

1. Колектори низькопроникні (ГРП забезпечує збільшення фільтраційної поверхні), при цьому повинні дотримуватися наступних критеріїв.

1.1. ефективна товщина пласта не менше ніж 5 м;

1.2. відсутність у продукції свердловин газуз газовийшапки, а також закачуваної або законтурної води;

1.3. продуктивний пласт, що піддається ГРП, відділений від інших пластів, що проникаються, непроникними розділами, товщиною більше 8-10м;

1.4. віддаленість свердловини від ДНК та ВНК має перевищувати відстань між видобувними свердловинами;

1.5. накопичений відбір нафтизі свердловини не повинен перевищувати 20% від питомих запасів;

1.6. розчленованість продуктивного інтервалу (що піддається ГРП) - трохи більше 3-5;

1.7. свердловина має бути технічно справна, як стан експлуатаційноїколони так і зчеплення цементного каменю з колоною та породою має бути задовільним в інтервалі вище та нижче фільтра на 50м

1.8. проникність пласта не більше 0,03 мкм2 при в'язкості нафтиу пластових умовах не більше 5 МПа.с.

2. Гідравлічний розрив пласта в колекторах середньої та низької проникності для інтенсифікації видобутку нафтиза рахунок ліквідації підвищених фільтраційних опорів у привибійній зоні.

2.1. початкова продуктивність свердловини значно нижча за продуктивність оточуючих свердловин;

2.2. наявність скін-ефекту на КВС;

2.3. обводненість продукції свердловин має перевищувати 20%;

2.4. продуктивність свердловини має бути нижчою або трохи відрізнятися від проектно-базової.

Як випливає з вищевикладеного, наведені критерії дозволяють провести різнобічну попередню експертну оцінку кожної свердловини з технічної, технологічної та геолого-промислової позицій.

При неухильному їх виконанні з високою ймовірністю проглядається технологічна успішність операцій ГРП та відповідне отримання додаткової видобутку нафти. Реалізований обсяг останньої, безумовно, повинен компенсувати матеріальні витрати на проведення ГРП.

Технологія проведення ГРП.

На прикладі родовищ АТ «Томськнафта» розглянемо технологію проведення ГРП.

Технологія проведення процесу така. Проводиться запакування експлуатаційноїколони на 15-20 метрів вище за покрівлю інтервалу перфорації, інтервал пакерування вибирається за діаграмою МЛМ.

Гирло свердловини обладнується гирловою арматурою АУ-700. Затрубний простір опресовується на тиск 15 МПа для перевірки герметичності пакера. Надалі при проведенні процесу тиск на затрубному просторі на рівні тиску опресовування з метою зниження навантаження на гумові манжети, що створюється підпакерним тиском під час проведення процесу.

Для проведення ГРП використовується 8 насосних агрегатів, причому 6 їх зайняті на проведенні процесу, 2 працюють у холостому режимі.

Нагнітання емульсії проводиться при тиску розриву за загальної продуктивності агрегатів 1,8 м3/хв. У потік рідини, що закачується, подається закріплюючий матеріал з концентрацією 150 кг/м3, яка поступово збільшується і в останні 20 хв становить 500 кг/м3. Пісок попередньо затарюється в піскозмішувачі УСП-50 і подається на патрубок 4АН-700, що всмоктує, агрегатом ЦА-320. Після припинення подачі піску проводиться закачування продавочної рідини 20 м3 за темпу 2,4 м3/хв.

Засувка на буфері закривається після проведення процесу, гирло свердловини обладнується манометром і знімається крива падіння тиску, інтерпретація якої дозволяє визначити радіус тріщини.

З техніки використовувалися піскозмішувачі та агрегати ЦА-820 та АН-700, які дозволяють підняти тиск на гирлі свердловини до 45-60 МПа. Проте, при тисках 60 МПа агрегати АН-700 експлуатувалися межі своїх можливостей, тобто. при значних глибинах і щільному продуктивному пласті виникають технічні обмеження тисків, і відповідно витрати рідини.

При досягненні згаданих величин зазвичай відбувається гідророзрив пластів. Зазначений діапазон тисків зумовлювався відмінністю літолого-фізичних, а в основному, характеристиками міцності пластів і напругами в породі. Тому створені ГРП тріщини спрямовані у вертикальному напрямі.

За вітчизняною технологією для здійснення розриву та перенесення матеріалу, що закріплює тріщину, використовується спеціальна композиційна рідина, де в амонізований водний розчин нітрату кальцію (АРНК), що становить 55-65 % від загального об'єму рідини (близько 100 м3), додавалися 30-43%. нафтита 1,5-3,0% емульгатора. Тип застосовуваного емульгатора, своєю чергою, залежав від температури зовнішнього повітря.

Поліемульсія АРНК характеризується підвищеними фізичними характеристиками: щільність 1,18-1,24 т/м3, в'язкість – 120-150 Мпа.с, коефіцієнт консистенції – 0,8. Підвищені в'язкість та консистенція рідини передбачалися, щоб забезпечити перенесення піску, що використовується з метою закріплення тріщини, обсяг якого постійний і становить близько 20 т. Максимальна концентрація піску рідини досягала 500 кг/м3. Для кращого розкриття тріщин і виключення випадання піску на забій свердловини була потрібна висока швидкість прокачування, яка виявилася технічно здійсненною лише на рівні 2,4 м3/хв.

Як розклинювальний агент використовувався привізний кварцовий пісок.

Застосування при проведенні ГРП вітчизняної технології не дало задовільних результатів, тому на родовищах району ГРП проводиться СП "Вах Фракмастер Сервісіз" за зарубіжною технологією та із застосуванням більш досконалої техніки.

За зарубіжною технологією для закачування використовується спеціальне насосне. обладнання: ежекторні плунжерні горизонтальні трициліндрові насоси зі змінною гідравлічною частиною (від 3" до 71/2,"), що розвивають тиск до 100 Мпа і витрата 2,5 м3/хв.

Встановлено теоретичні (підтверджені експериментально) залежності геометричних розмірів тріщини: довжина х висота (площа поширення розриву), ширина від в'язкості, кількості рідини, що закачується, тиску і темпів закачування. Їх досить складна взаємозв'язок відбито і вирішується лише на рівні комп'ютерного моделювання як проведення робіт на свердловині, і у процесі.

Насосами забезпечується висока швидкість прокачування рідини 5,5 м3/хв і при відносно невеликій щільності пропанту (1,6 т/м3) в процесі операції витримується досить висока (до 1000 кг/м3) концентрація закріплювального матеріалу, що переноситься.

Через певний розрахунковий час, у міру переходу (під дією деструктора) з гелеподібного стану в більш рухливий рідкий, закачаний флюїд поступово видаляється з тріщини.

З вищевикладеного випливає, що СП "Вах фракмайстер Сервісіз", що застосовується, і спеціалізовані тільки для ГРП спецоброблені рідини, що закріплює матеріал, а також техніка і технологія за багатьма показниками вигідно відрізняються від вітчизняної. Це разом забезпечує більший як початковий, і накопичений приріст видобутку нафти. Як переважні вбачаються такі основні фактори:

Відсутність у рідині ГРП водної фази;

Високі фільтраційні властивості закріплюючого матеріалу, що забезпечується сферичністю зерен та однорідністю фракції;

Технологічна та технічна можливість проводити ГРП із встановленою довжиною та шириною тріщин. Теоретично встановлено, що за низьких темпів закачування рідини ГРП (близько 2,5 м3/хв) утворюються довгі (до 300 м) тріщини. Для формування щодо коротких і широких тріщин необхідні вдвічі більші темпи закачування рідини. Наявність довгих тріщин, як відомо, може сприяти небажаним передчасним проривам вод, що закачуються.

Крім викладеного важливим є і істотна відмінність у черговості операцій при пуску свердловини в роботу. Так, безпосередньо після ГРП за зарубіжною технологією проводиться відпрацювання свердловини на вилив через різні штуцери у зростаючій послідовності їх діаметрів: 2, 4, 8 мм; цим забезпечується плавне збільшення депресії в привибійній зоні, що супроводжується виносом рідини гідророзриву, зміцненням гірським тиском пропанту в тріщині та підключенням до роботи об'єкта розробки. Як випливає з вищевикладеного, у всьому процесі робіт ГРП в середу колектора привибійної зони ззовні водна фаза не привноситься, що сприяють руху та витягу нафтовийфази.

Іншим методом проводиться ГРП за вітчизняною технологією. Відразу після проведення ГРП здійснюється глушіння свердловини солоним розчинів з наступним зривом пакера та підйомом НКТ. Потім спускається насосне обладнанняі починається експлуатаціясвердловини. Таким чином, за вітчизняною технологією весь процес від початку ГРП до наступного пуску свердловини в роботу практично постійно супроводжується присутністю у привибійній зоні та тріщини водної фази.

Загальновідомо негативний вплив на продуктивність процесу глушіння свердловин, причому ступінь цього впливу пропорційна до часу впливу рідини на зону пласта. На розглянутому родовищі для глушіння свердловин застосовується сольовий розчині, залежно від величини пластового тиску в районі свердловини, щільність коливається близько 1,18 т/м3 (мінералізація - 300 г/л).

У промисловій практиці розчин належним чином не фільтрується, тому в свердловину закачується багато сторонніх речовин піщано-глинистого складу. Утримання їх настільки велике, що нерідко є причиною виходу з насосного ладу обладнання. Звідси неважко уявити ступінь кольматації проникних прошарків в інтервалі перфорації, тріщини гідророзриву та неминучого зниження за рахунок цього продуктивності свердловин.

Оцінка технологічної ефективності проведення ГРП

Відповідно до прийнятої в даний час класифікації сучасних методів збільшення нафтовіддачіпластів гідророзрив відноситься до групи фізичних методів.

Технологічна ефективність застосування методів збільшення нафтовіддачіхарактеризується:

Додатковою добуванням нафтиза рахунок підвищення нафтовіддачіпласта;

Поточної додаткової добуванням нафтиза рахунок інтенсифікації відбору рідини із пласта;

Скороченням обсягу води, що попутно видобувається. Додатково здобута нафтуза встановлений період часу визначається арифметичною різницею між фактичною свердловин з ГРП та розрахунковою здобиччюбез проведення ГРП (базова здобич).

При підрахунку видобутку нафтиза минулий період основне завдання полягає лише у правильному визначенні базової видобутку нафти.

Одним з методів є варіантний розрахунок технологічних показників розробки, що базується на фізично змістовних математичних моделях. У цьому випадку досить надійна адаптація розрахункових показників до фактичних можлива за наявності вихідних фізичних параметрів та тривалої історії експлуатації. При надійній адаптації метод дозволяє визначати зміни видобуткуза групами свердловин, покладів та особливо привабливий можливістю кількісної оцінки взаємовпливу (інтерференції) свердловин. Точність результатів залежить як від надійності та повноти вихідної інформації, так і можливостей математичної моделі.

Що ж до розрахункових методів оцінки, то, з конкретної ситуації, слід зазначити таке. Свердловини з ГРП розосереджені практично на території великого родовища. Створення розрахункової моделі об'єктів навіть у окремих площах пов'язані з великим обсягом робіт і залученням потужної обчислювальної техніки. До того ж, на цей час по свердловин є дуже мізерна геолого-фізична та геолого-промислова інформація, частина якої схильна до змін у процесі експлуатаціїсвердловин у часі. У результаті, значною мірою утруднюється адаптація розрахункової моделі та отримання надійних прогнозних технологічних показників розробки. У цьому представляється, що результати найбільш прийнятні чи страждають найменшою похибкою для відносних оцінок взаємовпливу свердловин, тобто. їх інтерференції.

У висновку можна зазначити, що ГРП дозволяє вирішувати такі завдання:

1) підвищення продуктивності (прийнятості) свердловини за наявності забруднення привибійної зони або малої проникності колектора;

2) розширення інтервалу припливу (поглинання) при багатопластовій будові об'єкта;

3) інтенсифікація припливу нафтинаприклад, з використанням гранульованого магнію; ізоляція припливу води; регулювання профілю прийомистості та ін.

rock-nation.ru