Icebreaker Alexander Sannikov tekniske spesifikasjoner. Isbryter "Alexander Sannikov" - på vei mot Arktis

Blant dem er nye fraktureringsvæsker, overflateaktive stoffer, hydrofobe midler og tilsetningsstoffer.

TagraS-RemService presenterte ny teknologiske løsninger for hydraulisk trykking (HF) under vanskelige geologiske og tekniske forhold.

Selskapet tok i bruk en ny lavviskøs fraktureringsvæske med gode sandbærende egenskaper. Bruk dette produktet tillater:

1. Plasser proppant (proppant) jevnt langs høyden og lengden av den produktive formasjonen.

2. Kontroller veksten av bruddet i høyden (utføre hydraulisk brudd i reservoarer med svake barrierer mot vann)

3. Reduser skade på proppantpakken etter fullstendig ødeleggelse av gelen (oppretthold bruddkonduktivitet).

TagraS-RemService jobber med laboratorietesting av nytt festemateriale - modifisert sand. Dette produktet bidrar til å redusere bevegelsen av vann langs det hydrauliske bruddet, spesielt under den hydrauliske fraktureringsoperasjonen på en brønnmasse med høyt vann. Sand har hydrofobe egenskaper, er jevnt fordelt over hele høyden av bruddet og gjør det mulig å redusere viskositeten til fraktureringsvæsken.

Den nye teknologien med kombinert syre-proppant hydraulisk frakturering basert på gelert syre med overflateaktive stoffer (overflateaktive stoffer) reduserer prosessen med utvikling og brønngjenvinning, samt reduserer risikoen for tvungen stans av prosessen. Bruk av nye kjemikalier hindrer polymeren i å komme inn i reservoaret. Samtidig reduseres mengden væske som injiseres i reservoaret på grunn av at injeksjonssyklusen til en vandig polysakkaridgel med proppemiddel elimineres.

TagraS-RemService mestrer også teknologien for hydro-sand-jet-perforering med ytterligere hydraulisk frakturering. Hovedfordelen med den nye tekniske løsningen er muligheten for målrettet stimulering av formasjonen uten å kutte av andre perforeringsintervaller, d.v.s. foreløpig dannelse av en sprekk under hydrosandblåst perforering. Operasjoner kan også utføres på brønner med lavkvalitets sementstein bak foringsrøret. Denne teknologien gir mulighet for flersone hydraulisk trykking i brønner med horisontal komplettering.

For å kontrollere viskositeten til den hydrauliske fraktureringsvæsken "i farten" avhengig av proppantfraksjonen og konsentrasjonen, foreslås det å bruke et nytt anti-sedimenteringsmiddel, som tillater:

1. Fordel proppemiddelet jevnt langs bruddet vertikalt.

2. Øk den sandbærende kapasiteten til fraktureringsvæsken.

3. Reduser belastningen av geleringsmidlet.

TagraS-RemService presenterte nylig denne utviklingen på Oil. Gass. Petrokjemi» innenfor rammen av Tatarstan Petrochemical Forum. President i Tatarstan Rustam Minnikhanov ble kjent med standen til selskapet.

100 r første ordre bonus

Velg type arbeid Graduate arbeid Kursarbeid Abstrakt Masteroppgave Rapport om praksis Artikkel Rapportgjennomgang Test Monografi Problemløsning Forretningsplan Svar på spørsmål kreativt arbeid Essay Tegning Komposisjoner Oversettelse Presentasjoner Skriving Annet Øke det unike ved teksten Kandidatens oppgave Laboratoriearbeid Hjelp på nett

Spør etter en pris

Hydraulisk frakturering består av tre hovedoperasjoner:

1. opprettelse av kunstige sprekker i reservoaret (eller utvidelse av naturlige);

2. injeksjon av væske med frakturfyllstoff gjennom røret inn i sonen nær borehullet;

3. tvinge væske med fyllstoff inn i sprekker for å fikse dem.

Disse operasjonene bruker tre væskekategorier:

• fraktureringsvæske,
• sandbærer
• selge væske.

Arbeidsagenter må oppfylle følgende krav:

1. Bør ikke redusere permeabiliteten til CCD. Samtidig, avhengig av kategorien til brønnen (produserer; injeksjon; produserer, omdannes til vanninjeksjon), brukes arbeidsvæsker av forskjellig natur.

2. Kontakten av arbeidsvæsker med EZS-bergarten eller reservoarvæskene bør ikke forårsake noen negative fysiske og kjemiske reaksjoner, bortsett fra tilfeller av bruk av spesielle arbeidsmidler med kontrollert og rettet virkning.

3. Bør ikke inneholde en betydelig mengde fremmede mekaniske urenheter (dvs. innholdet deres er regulert for hvert arbeidsmiddel).

4. Ved bruk av spesielle arbeidsmidler, for eksempel en olje-syre-emulsjon, må produktene av kjemiske reaksjoner være fullstendig løselige i produksjonen av reservoaret og ikke redusere permeabiliteten til borehullsonen.

5. Viskositeten til arbeidsvæskene som brukes må være stabil og ha lav temperatur størkning i vintertid(ellers bør den hydrauliske fraktureringsprosessen utføres ved bruk av oppvarming).

6. Må være lett tilgjengelig, ikke-knappe og rimelige.

Hydraulisk fraktureringsteknologi :

• Godt forberedelse- en studie for innstrømning eller injektivitet, som gir data for evaluering av bruddtrykk, bruddvæskevolum og andre egenskaper.
• Vel spyling- brønnen spyles med en spylevæske med tilsetning av visse kjemikalier til den. Utfør eventuelt dekompresjonsbehandling, torpedering eller syrebehandling. I dette tilfellet anbefales det å bruke rør med en diameter på 3-4 "(rør med mindre diameter er uønsket, fordi friksjonstapene er høye).
• Brudd væskeinjeksjon- trykket som er nødvendig for bergbrudd skapes for dannelse av nye og avsløring av sprekker som eksisterte i CCD. Avhengig av egenskapene til CCD og andre parametere, brukes enten filtrerbare eller svakt filtrerbare væsker.

Brudd væsker:

i produksjonsbrønner

avgasset olje;

fortykket olje; olje-olje blanding;

Hydrofob olje-syre emulsjon;

Hydrofob vann-olje emulsjon;

Syre-parafin emulsjon, etc.;

i injeksjonsbrønnerÅh

rent vann;

Vandige løsninger av saltsyre;

Fortykket vann (stivelse, polyakrylamid - PAA, sulfitt-alkoholstillage - PRS, karboksymetylcellulose - CMC);

Fortykket saltsyre (en blanding av konsentrert saltsyre med PRS), etc.

Når du velger en fraktureringsvæske, er det nødvendig å ta hensyn til og forhindre leirehevelse ved å introdusere kjemiske reagenser i den som stabiliserer leirpartikler når de blir fuktet (leirehydrofobisering).

Som allerede nevnt, er sprengningstrykket ikke en konstant verdi og avhenger av en rekke faktorer.

Å øke bunnhullstrykket og oppnå frakturtrykkverdien er mulig når injeksjonshastigheten er høyere enn hastigheten for væskeabsorpsjon av reservoaret. I lavpermeabilitetsformasjoner kan fraktureringstrykk oppnås ved å bruke lavviskositetsvæsker som fraktureringsvæske ved en begrenset injeksjonshastighet. Hvis bergartene er tilstrekkelig godt permeable, er det nødvendig med høy injeksjonshastighet ved bruk av lavviskositets-injeksjonsvæsker; med begrenset pumpehastighet er det nødvendig å bruke fraktureringsvæsker med høyere viskositet. Hvis CCD er et reservoar med høy permeabilitet, bør høye injeksjonshastigheter og høyviskositetsvæsker brukes. I dette tilfellet bør tykkelsen på den produktive horisonten (mellomlaget), som bestemmer brønnens injektivitet, også tas i betraktning.

viktig teknologisk problemstilling er å bestemme tidspunktet for sprekkdannelse og dets tegn. Øyeblikket for dannelse av en sprekk i et monolitisk reservoar er preget av et brudd i avhengigheten "volumetrisk strømningshastighet for injeksjonsvæske - injeksjonstrykk" og en betydelig reduksjon i injeksjonstrykket. Åpningen av sprekker som allerede eksisterte i brønnsonen er preget av en jevn endring i avhengigheten av "strømningshastighet - trykk", men det er ingen reduksjon i injeksjonstrykket. I begge tilfeller er et tegn på bruddåpning en økning i brønninjektiviteten.

• Injeksjon av sandbærende væske. Sand eller annet materiale som injiseres i bruddet fungerer som et bruddfyllstoff, og er et rammeverk inne i det og hindrer bruddet i å lukke seg etter at trykket er fjernet (redusert). Sandbærervæsken utfører en transportfunksjon. Hovedkravene til en sandførende væske er høy sandholdende kapasitet og lav filtrerbarhet.

Disse kravene er diktert av betingelsene for effektiv fylling av sprekker med et fyllstoff og utelukkelse av mulig sedimentering av fyllstoffet i individuelle elementer. transportsystem(munn, slange, bunnhull), samt for tidlig tap av bevegelighet av fyllstoffet i selve bruddet. Lav filtrerbarhet forhindrer filtrering av den sandførende væsken inn i bruddets vegger, opprettholder en konstant konsentrasjon av fyllstoff i bruddet og forhindrer tilstopping av sprekken av fyllstoffet i begynnelsen. Ellers øker konsentrasjonen av fyllstoffet ved begynnelsen av sprekken på grunn av filtreringen av den sandbærende væsken inn i sprekkens vegger, og overføringen av fyllstoffet i sprekken blir umulig.

Som sandbærende væsker i produksjonsbrønner brukes viskøse væsker eller oljer, fortrinnsvis med strukturelle egenskaper; olje og oljeblandinger; hydrofobe vann-olje emulsjoner; fortykket saltsyre osv. I injeksjonsbrønner brukes PRS-løsninger som sandbærende væsker; fortykket saltsyre; hydrofile olje-vann-emulsjoner; stivelse-alkaliske løsninger; nøytralisert svart kontakt, etc.

For å redusere friksjonstap under bevegelsen av disse væskene med fyllstoff langs slangen, brukes spesielle tilsetningsstoffer (depressiva) - løsninger på såpebase; høymolekylære polymerer og lignende.

• Injeksjon av fortrengningsvæske - klemme den sandførende væsken til bunnen og dytte den inn i sprekkene. For å forhindre dannelse av plugger fra fyllstoffet, må følgende forhold overholdes:

hvor er bevegelseshastigheten til det sandbærende fluidet i rørstrengen, m/s;

Viskositeten til den sandførende væsken, mPa s.

Som regel brukes væsker med minimum viskositet som fortrengningsvæsker. Produksjonsbrønner bruker ofte sin egen avgassede olje (om nødvendig fortynnes den med parafin eller diesel); Injeksjonsbrønner bruker vann, vanligvis kommersielt.

Som sprekkfyll kan brukes:

Kvartssortert sand med korndiameter på 0,5 +1,2 mm, som har en tetthet på ca 2600 kg/m3. Siden tettheten av sand er betydelig større enn densiteten til den sandførende væsken, kan sanden sette seg, noe som forutbestemmer høye hastigheter nedlastinger;

Glass kuler;

Korn av agglomerert bauxitt;

polymer baller;

Spesielt fyllstoff - proppant.

Grunnleggende krav til fyllstoffet:

Høy trykkstyrke (kollaps);

Geometrisk korrekt sfærisk form.

Det er ganske åpenbart at fyllstoffet må være inert med hensyn til produksjonen av reservoaret og ikke endre dets egenskaper i lang tid. Det er praktisk talt fastslått at konsentrasjonen av fyllstoffet varierer fra 200 til 300 kg per 1 m3 av den sandførende væsken.

• Etter at fyllstoffet er injisert i bruddene, brønnen forlatt under press. Oppholdstiden bør være tilstrekkelig til at systemet (CCD) kan gå fra en ustabil til en stabil tilstand, hvor fyllstoffet vil være godt festet i sprekken. Ellers, i prosessen med stimulering av innstrømningen, utviklingen og driften av brønnen, blir fyllstoffet ført ut av bruddene inn i brønnen. Hvis brønnen samtidig drives ved pumping, fører fjerning av fyllstoffet til svikt i den nedsenkbare installasjonen, for ikke å nevne dannelsen av plugger fra fyllstoffet i bunnen. Ovennevnte er ekstremt viktig. teknologisk faktor, hvis forsømmelse reduserer effektiviteten av hydraulisk brudd kraftig opp til et negativt resultat.
• tilstrømningsanrop, utvikling av en brønn og dens hydrodynamiske studie. Å gjennomføre en hydrodynamisk studie er et obligatorisk element i teknologien, fordi resultatene tjener som et kriterium for prosessens teknologiske effektivitet.

kretsskjema brønnutstyr for hydraulisk trykking er presentert på ris. 5.5. Under hydraulisk frakturering må rørstrengen pakkes og forankres.

Viktige problemer under hydraulisk frakturering er bestemme plassering, romlig orientering og størrelse på sprekker. Slike definisjoner bør være obligatoriske ved frakturering i nye regioner, pga. la utvikle seg beste teknologi prosess. De oppførte oppgavene løses på grunnlag av metoden for å observere endringen i intensiteten av gammastråling fra en sprekk der en del av fyllstoffet aktivert av en radioaktiv isotop, for eksempel kobolt, zirkonium, jern, injiseres. Essens denne metoden består i å tilsette en viss del av det aktiverte fyllstoffet til det rene fyllstoffet og utføre gammastrålelogging umiddelbart etter dannelsen av brudd og injeksjon av en del av det aktiverte fyllstoffet i sprekkene; ved å sammenligne disse resultatene av gammastrålelogging, bedømmer de antall, plassering, romlig orientering og størrelse på bruddene som er dannet. Disse studiene er utført av spesialiserte geofysiske feltorganisasjoner.

Ris. 5.5. Skjematisk diagram av brønnutstyr for hydraulisk frakturering:

1 - produktiv formasjon; 2 - sprekk; 3 - skaft; 4 - pakker; 5 - anker; 6 - foringsrørstreng; 7 - rørstreng; 8 - brønnhodeutstyr; 9 - fraktureringsvæske; 10 - sandbærervæske; 11 - klemme væske; 12 - manometer.

Problemer med bruk av hydraulisk frakturering. ASS der ved siden av reservoaret er lag som inneholder vann. Det kan være akviferer hvis bunnvann. I tillegg kan det være formasjoner i tilknytning til den behandlede formasjonen som er vannoversvømmet.

Vertikale sprekker dannet under hydraulisk frakturering lignende tilfeller skape en hydrodynamisk forbindelse mellom brønnen og akviferen. I de fleste tilfeller har akviferen høyere permeabilitet sammenlignet med reservoaret der den hydrauliske fraktureringen utføres. Derfor kan hydraulisk oppsprekking føre til fullstendig oversvømmelse av brønner. I gamle felt er mange brønner i forfall. Hydraulisk brudd under slike forhold fører til brudd på produksjonsstrengen. Teoretisk sett, i slike brønner, brukes en pakning for å beskytte strengen, men på grunn av bulker på strengen og korrosjon, fyller ikke pakningen sin rolle i slike brønner. I tillegg, på grunn av hydraulisk brudd, kan sementstein bli ødelagt.

Ved hydraulisk frakturering dannes det brudd i mellomlag med ulik permeabilitet, men svært ofte er det lettere å bryte et høypermeabilitet mellomlag enn et lavpermeabilitet. I et mellomlag med høyere permeabilitet kan bruddet være lengre. Med dette alternativet, etter hydraulisk frakturering, øker brønnens oljeproduksjonshastighet, men vannkuttet øker hvis brønnen ble vannet. Det er derfor, før og etter hydraulisk trykking, er det nødvendig å analysere det produserte vannet for å finne ut hvor vannet kom fra i brønnen.

Under hydraulisk frakturering, som med alle stimuleringsmetoder, oppstår alltid spørsmålet om å kompensere for stor produksjon ved injeksjon.

Russland forventer økt sanksjonspress. Storbritannia og USA leter aktivt etter nye grunnlag for diskriminering Russisk virksomhet. Resultatene av den siste bølgen av sanksjonspolitikk, som startet i 2014, er imidlertid langt fra entydige. Selv uavhengige studier viser at det russiske drivstoff- og energikomplekset ikke har lidd mye av restriksjoner, dessuten har de ansporet utviklingen av industri i Russland. I følge bransjeeksperter vil den mulige styrkingen av anti-russiske sanksjoner heller ikke bli kritisk for det russiske drivstoff- og energikomplekset, men bare hvis regjeringen og energiselskapene mobiliserer krefter i tide for å skape en innenlandsk verkstedindustri som produserer utstyr for gruvedrift. reserver som er vanskelige å utvinne olje (TRIZ).

Russland må lære å utvinne TRIZ

Dagen før presenterte Energisenteret ved Handelshøyskolen SKOLKOVO resultatene av sin studie " Utsikter for russisk oljeproduksjon: liv under sanksjoner”, som analyserte virkningen av sanksjonene som ble pålagt i USA og EU på den russiske oljesektoren, spesielt på idriftsettelse av nye tradisjonelle felt i Russland, utvikling av offshore-prosjekter og produksjon av Bazhenov-olje. Forfatterne av studien laget også en scenarioprognose for russisk oljeproduksjon frem til 2030.

Dokumentet bemerker at i horisonten frem til 2020, til tross for alle restriksjonene, har Russland potensial til å øke produksjonsvolumet ytterligere på bekostning av allerede forberedte felt. Denne kortsiktige oppsiden kan imidlertid begrenses av avtaler med OPEC. På mellomlang sikt frem til 2025, selv ved strenge restriksjoner på tilgang til teknologi og lav oljepris, vil ikke produksjonsvolumene lide katastrofalt. Hvori hovedårsaken Nedgangen i produksjonen i denne perioden er kanskje ikke så mye mangelen på tilgang til vestlig teknologi for implementering av nye prosjekter, men mangelen på teknologiske evner for å intensivere produksjonen på eksisterende felt.

Denne studien har vist at hydraulisk trykking er den mest kritiske teknologien for å opprettholde russisk oljeproduksjon, siden den er i stand til å opprettholde produksjonen på eksisterende felt.

Bruken av MSHF (multi-stage hydraulic fracturing) lover å øke produksjonen i lovende ukonvensjonelle felt.

Forfatterne av studien understreker at under dagens forhold er det utviklingen egne teknologier Hydraulisk frakturering og flertrinns hydraulisk frakturering, produksjon av innenlandsk hydraulisk frakturering og flertrinns hydraulisk fraktureringsflåte og opplæring av personell bør bli en teknologisk prioritet for industribedrifter og regulatorer. Men så langt er arbeidet i denne retningen utført i et klart utilstrekkelig tempo. Som eksperten ved energisenteret ved SKOLKOVO Business School Ekaterina Grushevenko bemerket i rapporten sin, ble det ikke produsert en eneste hydraulisk fraktureringsflåte i perioden fra 2015 til august 2017. Rotasjonskontrollerte systemer, ifølge nettstedet til Scientific and Technical Center of Gazprom Neft PJSC, var på slutten av 2016 i teststadiet. Eksperten understreket at allerede nå er to tredjedeler av oljereservene i reserver som er vanskelig å finne.

Før 2020 forventes det ikke produksjonskutt

Direktør for energisenteret til SKOLKOVO Business School Tatiana Mitrova i sin tale ved presentasjonen av denne studien bemerket hun at de første sanksjonene mot Russland og russiske energiselskaper ble innført i 2014, men ingen spesielle studier om deres innvirkning på oljeindustrien er publisert.

– Vi visste ikke hvilket resultat vi ville få. Den første hypotesen antydet at konsekvensene ville bli svært alvorlige, sa Mitrova. Resultatene viste imidlertid et litt annet bilde av virkningen av sanksjoner.

"Foreløpig nei alvorlige konsekvenser sanksjoner i selskapenes driftsvirksomhet føles ikke. Faktisk utvinningen i fjor vokste til tross for lave priser og sanksjoner. Oljeindustrien har rapportert suksess. Men den positive nåværende situasjonen bør ikke være misvisende, selve analysen av sanksjonskomplekset indikerer deres veldig brede tolkning, og dette er hovedtrusselen om sanksjonspress, sa eksperten.

Ifølge henne, frem til 2020, ifølge simuleringsresultatene, forventes det ingen reduksjon i produksjonen, siden hovedprosjektene allerede er finansiert.

«Fra og med 2020 vil negative trender bli mer og mer merkbare og kan føre til en nedgang i oljeproduksjonen i Russland med 5 % innen 2025 og med 10 % innen 2030 fra dagens produksjonsnivå. En nedgang i produksjonen i slike proporsjoner er selvfølgelig ikke katastrofal for russisk økonomi, men likevel ganske følsom,» sa Mitrova.

Hun understreket at sanksjoner er en lang historie, og i orden for russeren oljeindustrien tilpasset dem, kreves det ytterligere innsats fra staten og bedriftene for å utvikle egen teknologi og produksjon nødvendig utstyr.

«Det er en stor del av oljeproduksjonen som er direkte avhengig av hydraulisk fraktureringsteknologi. Nettopp tilstedeværelsen dette utstyret har størst innvirkning på volumet av oljeproduksjonen i landet. Men utvikling og implementering av produksjonen av denne teknologien er mer en oppgave russisk regjering og industri», forklarte direktøren for Energisenteret.

En ny industri er nødvendig

Leder for "Gas and Arctic"-retningen ved Handelshøyskolen SKOLKOVO Roman Samsonov i sin tale, bemerket han at i henhold til hans personlige observasjoner, i Russland, bare på bakgrunn av sanksjoner, kan man observere fremgang i utviklingen og produksjonen av sitt eget høyteknologiske utstyr.

«Situasjonen med produksjon av høyteknologisk utstyr er vanskelig, men du kan lære deg hvordan du håndterer det. Faktisk vi snakker på opprettelsen av en hel multifunksjonell undersektor innen olje- og gassteknikk, sa Samsonov.

I følge deltakerne i studien "Prospekter for russisk oljeproduksjon: liv under sanksjoner", slik stor oppgave om opprettelsen av en ny undersektor av tungteknikk i sovjettiden ble løst bare takket være statlige direktiver. I moderne forhold Markedsøkonomi, der den russiske føderasjonen for tiden utvikler seg, er mekanismene for gjennomføringen av denne oppgaven ennå ikke utarbeidet.

Dette er imidlertid bare i Russland. Ser på erfaring vestlige land, som med suksess overvinner alle vanskeligheter for produksjon av TRIZ, blir det klart at en slik metode lenge har blitt funnet. Dette er tydeligst sett i eksemplet med den amerikanske skiferindustrien, som også i perioden drev med utlån lave priser som hjalp henne å overleve. Åpenbart kunne en slik tolerant holdning fra bankene til denne sektoren for oljeproduksjon ikke klare seg uten statlig deltakelse. Nå hjelper de takknemlige skiferaktørene amerikanske myndigheter med å begrense OPEC og andre oljeprodusenter, og påvirker aktivt det globale olje- og gassmarkedet.

Ekaterina Deinego

Den siste tiden har hydraulisk trykking (HF) i økende grad blitt brukt i oljeproduksjon. HF er en av beste praksis innvirkning på brønnens bunnhull. Den aller første erfaringen med hydraulisk frakturering i Kogalym-regionen ble utført i 1989 på Povkhovskoye-feltet. Siden den gang har det gått mye tid, ulike teknologier har blitt introdusert hydraulisk brudd, og denne prosessen har blitt en integrert del av driften av alle felt i bedriften. Hvis tidligere hovedoppgaven med hydraulisk frakturering var å gjenopprette den naturlige produktiviteten til reservoaret, forringet under boring og drift av brønner, er nå prioritet å øke oljeutvinningen fra reservoarer på felt som er i et sent stadium av utviklingen, både pga. involveringen i utviklingen av dårlig drenerte soner og intervaller i objekter med en høy grad utvikling av reserver, og involvering i utvikling av lavpermeabilitet, svært dissekerte objekter. De to viktigste utviklingene innen oljeproduksjon de siste 15 årene er hydraulisk trykking og horisontal brønnboring. Denne kombinasjonen har svært høyt potensial. Horisontale brønner kan bores enten vinkelrett eller langs bruddasimut. Nesten ingen teknologi olje- og gassindustrien gir ikke så høy økonomisk avkastning. Ansatte ved Tevlinsko-Russkinskoye-feltet ble overbevist om dette ved å teste intervallfraktureringsmetoden ved brønn 1744G. Yury Miklin, ledende ingeniør ved EOR-avdelingen, fortalte oss om den vellykkede opplevelsen.

I tiden høye priser For energibærere streber produserende selskaper etter å trekke ut det maksimale fra sine eiendeler, ved å produsere så mange hydrokarboner som det er økonomisk forsvarlig, - sier Yuri, - for dette formålet er utvidede reservoarintervaller ofte involvert i utvikling gjennom horisontale brønner. Resultatene av tradisjonell hydraulisk trykking i slike brønner kan være utilfredsstillende av økonomiske og teknologiske årsaker. Metode for intervall eller, som de sier, multi-intervall hydraulisk brudd, er i stand til å gi mer effektiv utvinning av oljereserver ved å øke kontaktområdet til bruddet med formasjonen og skape svært ledende baner for oljebevegelse. Forringede reservoaregenskaper tvinger oljeselskaper til å lete etter flere og mer kostnadseffektive måter å bygge en brønn for å stimulere reservoarene av interesse ytterligere ved å bruke de siste fremskrittene innen vitenskap og teknologi. Når de innser dette, streber selskapene etter å redusere tiden og følgelig kostnadene for ekstra utløsningsoperasjoner og mannskapsarbeid. overhaling brønner ved hjelp av spesialutstyr, som blir integrert del brønner.

En utvei er å komplettere brønnen med en horisontal foring med sirkulasjonsventiler på enheten, som tjener til å pumpe væskeblandingen med proppanitt. Denne sammenstillingen inkluderer svellbare pakninger designet for å sikre og stabilisere foringen i et åpent hull.

Prosess hydraulisk brudd formasjoner består i å skape kunstige og utvide eksisterende sprekker i bergartene i bunnhullsonen under påvirkning av økt trykk av væsken som injiseres i brønnen. Hele dette systemet av brudd forbinder brønnen med de produktive delene av formasjonen fjernt fra bunnhullet. For å hindre sprekker i å lukke seg, introduseres grovkornet sand i dem, som tilsettes væsken som injiseres i brønnen. Lengden på sprekker kan nå flere titalls meter.

Her bør det tas i betraktning at avstanden mellom installasjonsstedene for sirkulasjonsventiler og følgelig startstedene for brudd i en horisontal brønnboring vil påvirke produktiviteten til hver seksjon, - bemerker Yury, - det vil si at det er nødvendig for å velge den optimale avstanden mellom bruddene, basert på geometrien til de utformede bruddene. Vi må beskytte oss mest mulig mot kryssende brudd i reservoaret, som kan gi komplikasjoner ved hydraulisk oppsprekking. Ideelt sett er maksimal strømningshastighet mulig med en avstand mellom bruddene lik dreneringsradiusen. Denne tilstanden er ikke gjennomførbar, gitt utformingen av brønn 1744G, så plasseringen av bruddene måtte velges med størst mulig avstand fra hverandre.

Gitt de skrånende formasjonene, er horisontale brønner den beste måten å øke kontaktområdet med den produktive formasjonen. Holder hydraulisk brudd i henhold til "Zone Select"-teknologien er som følger: først, hydraulisk brudd det lengste intervallet gjennom arrangementet der sirkulasjonsventilen allerede er åpen. Deretter skytes en kule fra overflaten inn i rørstrengen (slangen), sammen med fortrengningsvæsken, som når bunnen av brønnen først åpner den andre sirkulasjonsventilen for å behandle neste seksjon, og deretter sitter i en spesialsete, kutte av det behandlede intervallet. Med to behandlingsintervaller brukes en ball. I forhold til økningen i antall behandlingsintervaller, øker også antallet kuler. Dessuten bør hver neste kule ha en større diameter enn den forrige. Baller er laget av aluminium, og dette er viktig. Etter å ha stimulert det nødvendige antallet intervaller og pumpet den beregnede mengden av en blanding av væske og sand, forlater den hydrauliske fraktureringsflåten brønnen. En flåte av kveilrør (kveilrør) er installert på brønnen, som spyler, freser kuler og utvikler brønnen med bestemmelse av innstrømningsprofilen og produksjonsevnen til brønnen. Utviklingen utføres med nitrogen - dette er mest lovende retning for å redusere nedihullstrykket. TPE "Kogalymneftegaz" brukte denne teknologien til å behandle to intervaller av brønn 1744G fra Tevlinsko-Russkinskoye-feltet. Sammenlignet med nærliggende horisontale og retningsbestemte brønner etter hydraulisk frakturering ved bruk av standardteknologi, oppnådde denne brønnen høyere teknologisk ytelse. Den opprinnelige oljestrømningshastigheten ved brønn 1744G var omtrent 140 tonn per dag.

Til slutt vil jeg bemerke at det er den store søknaden hydraulisk brudd gjør det mulig å stoppe nedgangen i oljeproduksjon ved feltene til TPE "Kogalymneftegaz" og øker produksjonen av reserver fra middels og lavproduktive reservoarer. Fordelene ved å utføre intervallhydraulik oppsprekking i horisontale brønner ved å bruke "Zone Select"-teknologien er ikke bare en økning i det effektive kontaktområdet mellom reservoaret og brønnen som drenerer reservoaret, men også å overvinne skader på bunnhullssonen til brønnhull etter boring, samt bringe i utvikling dårlig drenerte områder med lav porøsitet og permeabilitet egenskaper. Dette indikerer at horisontale brønner som bruker intervallhydraulisk frakturering er mer effektive og kostnadseffektive.

Direktør for IKT SB RAS Sergei Grigorievich Cherny.

Hvorfor hydraulisk frakturering (HF) er nødvendig, hvorfor det må simuleres, hva er en avansert modell og hvem som er interessert i den - disse og andre spørsmål besvares av direktøren for Institute of Computational Technologies i den sibirske grenen av den russiske Vitenskapsakademiet, doktor i fysiske og matematiske vitenskaper Sergey Grigoryevich Cherny.

1. Hvorfor hydraulisk frakturering er nødvendig

Hydraulisk frakturering ble oppfunnet for utvikling av mineralforekomster og konstruksjon av underjordiske strukturer under vanskelige geologiske og fysiske forhold - når metoder for kontrollert ødeleggelse og lossing av steinmasser er nødvendig, opprettelse av dreneringssystemer i dem, isolerende skjermer, og så videre . Hydraulisk frakturering inntar en spesiell plass blant metodene for å intensivere driften av olje- og gassproduksjonsbrønner og øke injeksjonsevnen til injeksjonsbrønner. I 2015-2017 ble det utført 14-15 tusen hydrauliske fraktureringsoperasjoner per år i Russland, og rundt 50 tusen i USA.

Den hydrauliske fraktureringsmetoden består i å skape et sterkt ledende brudd i en uberørt bergmasse for å sikre strømning av gass, olje, deres blanding, kondensat etc. til bunnen av brønnen syrer. Injeksjonstrykket er høyere enn bruddtrykket, så det dannes et brudd. For å fikse det i åpen tilstand, brukes enten et proppemiddel som fester bruddet, eller en syre som korroderer veggene til det opprettede bruddet. Navnet proppant kommer fra den engelske forkortelsen "propping agent" - proppant. I denne egenskapen brukes for eksempel kvartssand eller spesielle keramiske kuler, som er sterkere og større, og derfor mer permeable.

2. Hvorfor bruddmodellering er nødvendig

Opprettelse av hydraulisk fraktureringsteknologi krever modellering av prosessen. Dette gjør det mulig å forutsi bruddgeometrien og optimalisere hele den hydrauliske bruddteknologien. Spesielt er det svært viktig å sikre korrekt form sprekker i den første delen av forplantningen i nærheten av brønnen. Det er nødvendig at det ikke har skarpe svinger, noe som kan føre til plugger som tetter kanalen for å pumpe ut olje eller gass produsert. Et naturlig spørsmål oppstår: hvor kan man hente de geofysiske dataene om reservoaret som er nødvendige for modellen, slik som permeabilitet, porøsitet, komprimerbarhet, spenningstilstand og andre?

Dette spørsmålet oppsto lenge før utviklingen av hydraulisk fraktureringsteknologi, og vitenskapen tilbød mange metoder for å bestemme ulike oppgaveparametere. Dette inkluderer analyse av kjerner (bergprøver tatt under boring), og flere trykk- og tøyningssensorer installert i ulike deler av brønnen, og seismiske undersøkelsesmetoder, der grensene for ulike materialer i fjellet bestemmes av passeringstidspunktet av elastiske bølger indusert fra overflaten og deres parametere, og til og med målinger av naturlig radioaktivitet, som for eksempel kan vise plasseringen av leiremellomlag.

Geofysikere har bevist teknologier for å bestemme hovedspenningene i en uberørt bergmasse, inkludert de som er basert på feltboring og geofysiske målinger. Minifrakturteknologien brukes også, der, i henhold til parametrene oppnådd i prosessen med å lage et lite brudd, kalibreres modeller som vil forutsi oppførselen til et større brudd. Selvfølgelig kan ingen av tilnærmingene gi et fullstendig bilde, derfor blir metoder for å innhente informasjon om reservoaret stadig forbedret, inkludert ved vårt institutt. For eksempel har vi vist at oppsprekkingsparametrene til fjellet som omgir brønnen kan bestemmes ved å løse inverse problemer basert på slamfiltreringsmodeller og målte brønntrykkavhengigheter. Vi bestemmer også strukturen og parametrene til området nær brønnboringen basert på resultatene av brønnlogging, og løser det omvendte problemet basert på Maxwells ligninger.

3. Hvor lenge har hydraulisk fraktureringsmodellering blitt utført?

For relativt lenge siden, siden 1950-tallet, begynte nesten umiddelbart etter hydraulisk trykking å bli brukt som en metode for å øke brønnproduktiviteten. Samtidig, i 1955, ble en av de første hydrauliske fraktureringsmodellene foreslått - Khristianovich-Zheltov-modellen, som fikk videre utvikling i arbeidet til Girtsma og de Klerk og kjent over hele verden som Khristianovich-Girtsma-de Klerk (KGD)-modellen. Litt senere ble det laget to mer kjente, mye brukte og for tiden brukte modeller: Perkins-Kern-Nordgren (PKN) og modellen av en plan-radial sprekk. Disse tre modellene representerer henholdsvis tre grunnleggende geometriske konsepter i et sett med plane endimensjonale modeller:

• rettlinjet sprekkforplantning fra en lineær kilde med uendelig høyde;
• rettlinjet sprekkforplantning fra en lineær kilde med begrenset høyde;
• radiell symmetrisk sprekkforplantning fra en punktkilde.

De tre grunnleggende konseptene og deres modifikasjoner beskriver tilstrekkelig hydraulisk trykking for typiske brønnorienteringer i tradisjonelle olje- og gassfelt, som involverer vertikal eller avvikende boring og ett hydraulisk brudd per brønn. Disse modellene har ikke mistet sin relevans og brukes på grunn av sin hastighet i moderne hydrauliske bruddsimulatorer, både for å innhente primærinformasjon om bruddet og for å optimalisere hydrauliske bruddparametere.

Men for tiden, på grunn av uttømmingen av tradisjonelle, lett utvinnbare reserver, er en økende plass i verden okkupert av utviklingen av ukonvensjonelle forekomster, som er preget av mer kompleks struktur olje- og gassreservoarer. Karakteristiske trekk ved slike reservoarer er lav (tett sand) og ultralav (skifergass og olje) eller omvendt ekstrem høy (sandstein med tungolje) reservoarpermeabilitet, tilstedeværelsen av et omfattende system av brudd som kan inneholde en eller flere familier orientert i forskjellige retninger og krysser hverandre. Svært ofte blir utbyggingen av slike ukonvensjonelle felt økonomisk ulønnsomt uten en slik stimulering av produksjonen som hydraulisk frakturering. Samtidig beskriver tradisjonelle hydrauliske fraktureringsmodeller ikke disse prosessene tilstrekkelig, og det kreves nye, mer raffinerte (moderne, avanserte, forbedrede) modeller.

4. Er ICT SB RAS i stand til å løse problemet med hydraulisk fraktureringsmodellering for ukonvensjonelle felt

Hydraulisk frakturering er en kompleks teknologi, og utviklingen av en modell av hele prosessen er ikke innenfor makten til ett institutt, derfor konsentrerer grupper av forskere rundt om i verden seg om ulike deler av denne teknologien. IWT har lang erfaring med å modellere den innledende fasen av hydraulisk bruddutbredelse: fra dannelsen til den når flere meter i størrelse. På dette stadiet, i motsetning til den utviklede sprekken, hvis størrelse når hundrevis av meter, er krumningen sterkt merkbar og påvirker sterkt, noe som må tas i betraktning.

Derfor utvikler vi retningen for å forbedre modellene når det gjelder å ta hensyn til tredimensjonaliteten til forplantningsprosessen i dem. For en realistisk beskrivelse av sprekkfrontens utbredelse i et vilkårlig tredimensjonalt tilfelle, er det nødvendig å bruke et tredimensjonalt kriterium for å finne inkrementet til sprekkfronten og velge utbredelsesretningen, tatt i betraktning blandet belastning i alle tre stressmoduser. Blant eksisterende verk, viet til tredimensjonale forplantningsmodeller, bestemmes sprekkfrontavviket kun av den andre modusen. De bruker todimensjonale flate kriterier. Vi har konstruert og verifisert en ny fullt tredimensjonal numerisk modell av bruddutbredelse fra et hulrom under trykket fra en injisert væske med kompleks reologi med et tredimensjonalt forplantningskriterium. Det gjorde det mulig å beskrive utviklingen av en sprekk fra dannelsesøyeblikket til utgangen til hovedretningen, tatt i betraktning krumningen.

En til særpreg Denne modellen er den samtidige vurderingen av selve brønnen og den variable belastningen forårsaket av væskestrømmen i en sprekk som forplanter seg fra brønnen. Vanligvis er brønnen ikke tilstede i modellen i 3D-sprekkeforplantningsmodelleringsarbeid. I beste fall vurderes en variabel belastning i bruddet, forårsaket av injeksjon av en newtonsk væske inn i den fra en punktkilde.

Det skal også bemerkes at den teknologiske utviklingen av ukonvensjonelle reservoarer er ledsaget av utformingen av nye hydrauliske fraktureringsvæsker og forskjellige tilsetningsstoffer til dem (fibre, flokk, etc.), som betydelig endrer den reologiske oppførselen til disse væskene. For eksempel har den økende interessen for tette og ultratette ukonvensjonelle reservoarer med høyt innhold av leire ført til utvikling av spesielle sammensetninger med høye gassfraksjoner og lave vannfraksjoner. Disse væskene svekker ikke bergartens filtreringsegenskaper og forårsaker ikke dens fysiske ødeleggelse under injeksjonen.

I vår monografi, publisert i 2016, oppsummerte vi bruddmodellene utviklet av IKT SB RAS. Den samler resultater publisert i høyt rangerte tidsskrifter inkludert i WoS og Scopus sitatdatabaser, som Engineering Fracture Mechanics, International Journal of Fracture og andre.

5. Hvorfor du trenger en modifisert modell

Hvordan den utbygde sprekken vil lokaliseres er mer eller mindre kjent. Det er et begrep foretrukket bruddplan - planet for foretrukket sprekkforplantning. Hvis spenningene (kreftene) som komprimerer bergarten og deres retninger er kjent (det er også et problem å bestemme dem, geofysikere er involvert i det), så er dette planet ikke vanskelig å bestemme. Moderne modeller og simulatorer fokuserer på bruddkonfigurasjonen i dette planet. Når et brudd nettopp kommer fra en brønn, påvirkes posisjonen og retningen ikke bare av spenninger i fjellet, men også av brønnen, foringsrørstrengen og perforeringer (hull i fjellet), deres form og størrelse. Og retningen til sprekken i begynnelsen av prosessen faller ikke alltid sammen med planet der den utviklede sprekken vil ligge. Det oppstår uunngåelig en sprekkkrumning, hvor sprekkkompresjon oppstår. Slik klem kan ikke bare føre til at proppemiddel fester seg, men forårsaker også et kraftig trykkfall i brønnen. Nå i simulatorer blir dette trykkfallet tatt i betraktning ved å bruke en empirisk koeffisient - hudfaktoren, og ikke særlig vellykket. Modellen vår lar oss forutsi og beskrive denne effekten mer nøyaktig.

6. Kan den modifiserte hydrauliske fraktureringsmodellen brukes direkte på feltene

Opprinnelig var ikke IWT fokusert på implementering av kjente modeller og utvikling av teknologier, men konsentrert seg om å lage dem. vitenskapelige grunnlag. Imidlertid har slike stiftelser også en direkte praktisk bruk. For eksempel, i begynnelsen av den hydrauliske fraktureringsprosessen, kreves det mer trykk for å starte et brudd enn for å opprettholde det. Og det er ikke alltid lett å bestemme dette trykket, men mengden og typen utstyr som kreves avhenger av det. Tilnærmet analytiske estimater, var det forsøk på å beregne, men den endelige løsningen på problemet ble ikke funnet. Vi har utviklet en sprekkeinitieringsmodell, som forutsier både sprekketrykket, typen av dannet sprekke og orienteringen basert på konfigurasjonen og spenningene i fjellet.

Denne modellen kan ikke brukes direkte i felten. Beregning og oppsett tar litt tid. I tillegg kreves det nøyaktig kunnskap om spenningsretninger, deres verdier og perforeringsretninger. Vanligvis er denne informasjonen ikke tilgjengelig, siden nøyaktigheten av målingene ikke alltid er tilstrekkelig, på grunn av de høye kostnadene, måles ikke alle spenninger i fjellet, retningene til perforeringene kan ikke bestemmes nøyaktig, siden det er flere kilometer fra stedet hvor foringsrørstrengen er festet til perforeringene.

Men modellen kan fortelle hvilke brønnorienteringer som er de farligste med tanke på mislykket hydraulisk frakturering, fra synspunktet om dannelsen av et langsgående brudd (som er uønsket ved flertrinns hydraulisk frakturering), trykkintervaller som kreves for å starte hydraulisk frakturering. For eksempel utførte vi en slik studie på oppdrag fra Schlumberger for et felt i Oman, som ligger på en dybde på mer enn fire kilometer og er svært komprimert ikke bare i vertikal, men også i horisontal retning, og det er grunnen til at det var færre vellykkede hydrauliske bruddforsøk på den.

7. Hva er fremtiden for hydraulisk frakturering i sammenheng med den "nye oljen"

Den nåværende tilstanden til tradisjonelle olje- og gassreserver kan karakteriseres av ordet «uttømming». Mer og mer produseres fra ukonvensjonelle reservoarer som er vanskelig å utvinne. Eksempler er bærerne av den såkalte "skiferoljen" eller, for å bruke den korrekte betegnelsen, "tette reservoaroljer" i USA og Canada, eller Bazhenov-formasjonen i Russland. Sistnevnte, selv om den har enorme reserver, er mye vanskeligere å utvikle. Bergarten har mange funksjoner, ikke bare sammenlignet med tradisjonelle samlere, men også med "skiferene" som er populære på det amerikanske kontinentet. For det første er disse svake hundrevis og titalls ganger, henholdsvis permeabilitet og porøsitet. Det vil si at den inneholder mindre olje, og den beveger seg til det verre. Olje fra slike bergarter kan ikke produseres uten bruk av hydraulisk frakturering.

For det andre er bergarter av denne typen preget av sterk lagdeling og plastisitet, eller snarere fluiditet, høyt poretrykk, noe som kompliserer både hydraulisk frakturering og modellering. Fra sistnevntes synspunkt er det nødvendig å i tillegg ta hensyn til anisotropien til spenninger, materiale, plastiske effekter ved beskrivelse av forplantningen av et brudd, og ikke-lineariteten til deformasjoner når et brudd legger seg på proppemidlet. Jeg vil merke meg at i tillegg til selve hydraulisk frakturering, krever utviklingen av denne formasjonen løsningen av mange vitenskapelige og teknologiske problemer, som det jobbes med av forskere ved Skolkovo og Moskva statsuniversitet, i St. Petersburg og Novosibirsk.