Spărgătorul de gheață Alexander Sannikov caracteristici tehnice. Spărgătorul de gheață „Alexander Sannikov” - se îndreaptă spre Arctica

Acestea includ noi fluide de fracturare, surfactanți, agenți hidrofobi și aditivi.

Compania TagraS-RemService a prezentat nou solutii tehnologice pentru fracturare hidraulică (fracturare) în condiţii geologice şi tehnice dificile.

Compania a început să utilizeze un nou fluid de fracturare cu vâscozitate scăzută, cu proprietăți bune de purtare a nisipului. Utilizare a acestui produs permite:

1. Așezați uniform suportul de susținere de-a lungul înălțimii și lungimii formațiunii productive.

2. Controlați creșterea fisurii în înălțime (efectuarea fracturării hidraulice pe formațiuni cu bariere slabe la apă)

3. Reduceți deteriorarea pachetului de substanță de susținere după distrugerea completă a gelului (menținerea conductivității la fractură).

TagraS-RemService lucrează la testarea de laborator a unui nou material de fixare - nisip modificat. Acest produs ajută la reducerea mișcării apei de-a lungul fracturii hidraulice, în special în timpul operațiunilor de fracturare hidraulică pe puțuri foarte tăiate de apă. Nisipul are proprietăți hidrofobe, este distribuit uniform pe toată înălțimea fisurii și face posibilă reducerea vâscozității fluidului de fracturare.

Noua tehnologie de fracturare hidraulică combinată acid-propant pe bază de acid gelificat cu surfactanți (surfactanți) scurtează procesul de dezvoltare a sondei și aducerea sondei în modul de funcționare și, de asemenea, reduce riscurile unei opriri forțate a procesului. Utilizarea de noi reactivi chimici previne intrarea polimerului în formațiune. În același timp, cantitatea de lichid pompată în rezervor este redusă datorită faptului că ciclul de pompare a unui gel polizaharidic apos cu agent de susținere este eliminat.

„TagraS-RemService” stăpânește și tehnologia perforației cu jet de hidronisip cu fracturare hidraulică suplimentară. Principalul avantaj al noului solutie tehnica– aceasta este posibilitatea impactului țintit asupra formațiunii fără a întrerupe alte intervale de perforare, de ex. crearea preliminară a unei fisuri în timpul perforației prin hidronisip. Operațiunile pot fi efectuate și pe puțuri cu piatră de ciment de calitate scăzută în spatele coloanei. Această tehnologie permite fracturarea hidraulică multizonală în puțuri cu completare orizontală.

Pentru a regla vâscozitatea fluidului hidraulic de fracturare „din zbor” în funcție de fracția și concentrația agentului de susținere, se propune utilizarea unui nou reactiv - un aditiv anti-sedimentare, care permite:

1. Distribuiți suportul uniform de-a lungul crăpăturii verticale.

2. Creșteți capacitatea de transport de nisip a fluidului hidraulic de fracturare.

3. Reduceți încărcarea cu agent de gelifiere.

TagraS-RemService a prezentat recent aceste evoluții la Oil. Gaz. Petrochimie” în cadrul Forumului Petrochimic din Tatarstan. Președintele Tatarstanului Rustam Minnikhanov a făcut cunoștință cu standul companiei.

100 RUR bonus pentru prima comandă

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

Aflați prețul

Fracturarea hidraulica consta in trei operatii fundamentale:

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

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

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

Pentru aceste operațiuni trei categorii lichide:

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

Agentii de munca trebuie sa indeplineasca urmatoarele cerinte:

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

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

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

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

5. Vâscozitatea fluidelor de lucru utilizate trebuie să fie stabilă și să aibă temperatura scazuta solidificare în timp de iarna(în caz contrar, procesul de fracturare hidraulică trebuie efectuat cu încălzire).

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

Tehnologia de fracturare hidraulica :

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

Rupere de lichid:

în puţurile de producţie

Ulei degazat;

Ulei îngroșat, ulei și amestec de păcură;

Emulsie hidrofobă de acid petrolier;

Emulsie hidrofobă ulei-apă;

Emulsie acid-kerosen etc.;

V puţuri de injecţie Oh

Apă curată;

Soluții apoase de acid clorhidric;

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

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

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

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

O creștere a presiunii în fundul găurii și atingerea valorii presiunii de spargere este posibilă atunci când viteza de injecție depășește rata de absorbție a fluidului de către formațiune. În rocile cu permeabilitate scăzută, presiunea de spargere poate fi atinsă prin utilizarea fluidelor cu vâscozitate scăzută ca fluide de fracturare la o rată limitată de injecție. Dacă rocile sunt suficient de permeabile, atunci când se utilizează fluide de injecție cu vâscozitate scăzută, este necesară o rată de injecție mai mare; Când ratele de injectare sunt limitate, este necesar să se utilizeze fluide de fracturare cu vâscozitate ridicată. Dacă CZ este un rezervor cu permeabilitate ridicată, atunci trebuie utilizate rate mari de injecție și fluide cu vâscozitate ridicată. În acest caz, trebuie luată în considerare și grosimea orizontului productiv (interstrat), care determină injectivitatea puțului.

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

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

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

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

Pentru a reduce pierderile prin frecare în timpul deplasării acestor fluide cu umplutură de-a lungul tubulaturii, se folosesc aditivi speciali (depresori) - soluții de pe bază de săpun; polimeri cu greutate moleculară mare etc.

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

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

Vâscozitatea fluidului purtător de nisip, mPa s.

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

Următoarele pot fi folosite ca umplutură de fisuri:

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

Bile de sticlă;

Boabe de bauxită aglomerate;

Bile de polimer;

Umplutură specială - agent de susținere.

Cerințe de bază pentru umplutură:

Rezistență ridicată la compresiune (strivire);

Forma sferică corectă din punct de vedere geometric.

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

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

Diagramă schematică echipament de sondă pentru fracturare hidraulică este prezentat pe orez. 5.5. La efectuarea fracturării hidraulice, șirul de țevi trebuie să fie etanșat și ancorat.

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

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

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

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

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

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

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

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

Rusia trebuie să învețe să mine TRIZ

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

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

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

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

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

Nu se așteaptă nicio reducere a producției până în 2020

Director al Centrului Energetic al Școlii de Afaceri SKOLKOVO Tatiana Mitrovaîn discursul său de la prezentarea acestui studiu, ea a remarcat că primele sancțiuni împotriva Rusiei și companiilor energetice ruse au fost introduse în 2014, dar nu au fost publicate studii specifice cu privire la impactul acestora asupra industriei petroliere.

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

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

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

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

Ea a subliniat că sancțiunile au o istorie lungă și în ordine pentru rus industria petrolului s-a adaptat acestora, sunt necesare eforturi suplimentare din partea statului și a companiilor pentru dezvoltarea propriilor tehnologii și producție echipamentul necesar.

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

Este necesară o nouă industrie

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

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

Potrivit participanților la studiul „Perspective pentru producția rusă de petrol: viața sub sancțiuni”, sarcină la scară largă crearea unei noi sub-industrie a ingineriei grele în vremea sovietică a fost decisă doar datorită directivelor statului. În condiții moderne economie de piata, în care se dezvoltă în prezent Federația Rusă, mecanismele de implementare a acestei sarcini nu au fost încă elaborate.

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

Ekaterina Deinego

Recent, fracturarea hidraulică (fracturarea) a devenit din ce în ce mai utilizată în producția de petrol. Fracturarea hidraulică este una dintre cele mai eficiente metode impact asupra zonei de fund a puțurilor. Prima experiență de fracturare hidraulică în regiunea Kogalym a fost realizată în 1989 la câmpul Povkhovskoye. A trecut mult timp de la acest moment, au fost introduse diverse tehnologii fracturare hidraulica, iar acest proces a devenit o parte integrantă a activității tuturor domeniilor întreprinderii. Dacă mai devreme sarcina principală a fracturării hidraulice era restabilirea productivității naturale a lacului de acumulare, deteriorată în timpul forajului și exploatării puțurilor, acum prioritatea este creșterea recuperării petrolului din zăcăminte din câmpurile aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, atât prin implicând în dezvoltarea zonelor și intervalelor slab drenate în obiecte cu grad înalt dezvoltarea rezervelor, precum și implicarea în dezvoltarea obiectelor cu permeabilitate scăzută, foarte disecate. Cele mai multe două direcții importante evoluțiile în producția de petrol din ultimii 15 ani sunt tocmai fracturarea hidraulică și forarea puțurilor orizontale. Această combinație are un potențial foarte mare. Sondele orizontale pot fi forate fie perpendicular, fie de-a lungul azimutului dezvoltării fracturii. Aproape fără tehnologie industria petrolului și gazelor nu oferă profituri economice atât de mari. Angajații câmpului Tevlinsko-Russkinskoye au fost convinși de acest lucru prin testarea metodei de fracturare hidraulică pe intervale pe puțul 1744G. Inginerul principal al departamentului de recuperare îmbunătățită a petrolului, Yuri Miklin, ne-a spus despre experiența sa de succes.

În epocă preturi mariîn resursele energetice, companiile producătoare se străduiesc să extragă maximum din activele lor, extragând atât hidrocarburi cât se justifică economic, spune Yuri, în acest scop se implică adesea în dezvoltarea unor intervale extinse de rezervor prin puțuri orizontale. Rezultatele fracturării hidraulice tradiționale în astfel de puțuri pot fi nesatisfăcătoare din motive economice și tehnologice. Interval sau, după cum se spune, metoda cu mai multe intervale fracturare hidraulica, este capabil să ofere o producție mai eficientă a rezervelor de petrol prin creșterea zonei de contact a fracturii cu formațiunea și creând căi foarte conductive pentru mișcarea petrolului. Proprietățile de acumulare deteriorate ale formațiunilor obligă companiile miniere să caute modalități din ce în ce mai profitabile din punct de vedere economic de a construi un puț pentru stimularea în continuare a formațiunilor de interes folosind cele mai recente realizări ale științei și tehnologiei. Dându-și seama de acest lucru, companiile se străduiesc să reducă timpul și, în consecință, costurile operațiunilor suplimentare de ridicare și a muncii echipajului. revizuire puţuri folosind echipamente speciale care devine parte integrantă fântâni.

O cale de ieșire este completarea puțului cu un capăt orizontal cu o căptușeală cu supape de circulație pe ansamblu, care servesc la injectarea unui amestec de lichid și proppanit. Acest aranjament include ambalaje umflabile concepute pentru a securiza căptușeala și a o stabiliza în gaura deschisă.

Proces fracturare hidraulica formațiunilor constă în crearea de fisuri artificiale și extinderea existente în rocile din zona de lângă sondă sub influența presiunilor crescute ale fluidului injectat în sondă. Acest întreg sistem de fisuri conectează puțul cu părți productive ale formațiunii aflate la distanță de jos. Pentru a preveni închiderea fisurilor, în ele se introduce nisip grosier și se adaugă fluidului injectat în puț. Lungimea fisurilor poate ajunge la câteva zeci de metri.

Aici este necesar să se țină seama de faptul că distanța dintre locurile de instalare a supapelor de circulație și, în consecință, locurile în care se inițiază fisurile într-un puț orizontal va afecta performanța fiecărei secțiuni, notează Yuri, adică este necesar să se selecteze distanța optimă dintre fisuri în funcție de geometria fisurilor proiectate. Trebuie să ne protejăm cât mai mult de intersecția fisurilor din formațiunea productivă, care pot provoca complicații în timpul fracturării hidraulice. În mod ideal, debitul maxim este posibil atunci când distanța dintre fisuri este egală cu raza de drenaj. Această condiție este imposibil de îndeplinit având în vedere proiectarea sondei 1744G, așa că locația fracturilor a trebuit să fie aleasă la distanța maximă posibilă una de alta.

Ținând cont de așternutul înclinat al formațiunilor, puțurile orizontale măresc cel mai bine aria de contact cu formațiunea productivă. Efectuarea fracturare hidraulica folosind tehnologia „Zone Select” procedează după cum urmează: mai întâi, fracturare hidraulica cel mai îndepărtat interval printr-un aranjament în care supapa de circulație este deja deschisă. După aceea, o minge este lansată de la suprafață în șirul de țevi (tub) împreună cu fluidul de deplasare, care, ajungând la fundul puțului, deschide mai întâi a doua supapă de circulație pentru a trata următoarea secțiune, apoi se așează într-un loc special. scaun, tăind intervalul tratat. Pentru două intervale de tratament, se folosește o minge. Odată cu creșterea numărului de intervale de procesare, crește și numărul de bile. Mai mult, fiecare minge ulterioară trebuie să fie mai mare în diametru decât cea anterioară. Bilele sunt din aluminiu, iar acest lucru este important. După stimularea numărului necesar de intervale și injectarea cantității calculate dintr-un amestec de fluid și nisip, flota de fracturare hidraulică părăsește puțul. La sondă sosește o flotă de tuburi spiralate (tuburi flexibile), care efectuează spălarea, frezarea bilelor și finalizarea sondei, determinând profilul de intrare și capacitățile de producție ale sondei. Dezvoltarea se realizează cu azot - acesta este cel mai mult direcție promițătoare pentru a reduce presiunea pe fundul puțului. Camera de Comerț și Industrie Kogalymneftegaz a folosit această tehnologie pentru a procesa două intervale de sondă 1744G din câmpul Tevlinsko-Russkinskoye. În comparație cu puțurile orizontale și direcționale învecinate, după ce s-a efectuat fracturarea hidraulică pe acestea folosind tehnologia standard, la acest puț s-au obținut indicatori tehnologici mai înalți. Debitul inițial de ulei la puțul 1744G a fost de aproximativ 140 de tone pe zi.

În cele din urmă, aș dori să remarc că este o aplicație pe scară largă fracturare hidraulica face posibilă stoparea scăderii producției de petrol la câmpurile Camerei de Comerț și Industrie Kogalymneftegaz și crește producția de rezerve din rezervoare cu productivitate medie și scăzută. Avantajele efectuării fracturării hidraulice pe intervale în puțuri orizontale utilizând tehnologia „Zone Select” nu sunt doar o creștere a zonei efective de contact a formațiunii cu puțul care drenează formația, ci și depășirea deteriorării zonei de fund a găurii. sondă după forare, precum și introducerea în dezvoltare a zonelor slab drenate cu proprietăți scăzute de filtrare și capacitate. Acest lucru indică faptul că puțurile orizontale care utilizează fracturarea hidraulică interval sunt mai eficiente și mai rentabile.

Director IVT SB RAS Doctor în Științe Fizice și Matematice Serghei Grigorievici Cherny.

De ce este necesară fracturarea hidraulică (fracturarea), de ce trebuie modelată, ce este un model avansat și cine este interesat de el - directorul Institutului de Tehnologii Computaționale SB RAS, doctor în științe fizice și matematice Serghei Grigorievich Cherny, răspunde la aceste și la alte întrebări.

1. De ce este necesară fracturarea hidraulică?

Fracturarea hidraulică a fost inventată pentru dezvoltarea zăcămintelor minerale și construcția de structuri subterane în condiții geologice și fizice dificile - atunci când sunt necesare metode de distrugere controlată și descărcare a maselor de rocă, crearea de sisteme de drenaj în ele, ecrane de izolare etc. Fracturarea hidraulică ocupă un loc aparte în rândul metodelor de intensificare a funcționării sondelor de producție de petrol și gaze și de creștere a injectivității sondelor de injecție. În 2015-2017, 14-15 mii operațiuni de fracturare hidraulică au fost efectuate pe an în Rusia, aproximativ 50 mii în SUA.

Metoda de fracturare hidraulică constă în crearea unei fisuri puternic conductoare într-o masă de rocă intactă pentru a asigura afluxul de gaz, petrol, amestecul acestora, condens etc. în fundul puțului Tehnologia de fracturare hidraulică include pomparea fluidului de fracturare hidraulică în bine folosind pompe puternice: gel, apă sau acizi diluați. Presiunea de injectare este mai mare decât presiunea de rupere a formațiunii, deci se formează o fractură. Pentru a-l asigura în stare deschisă, se folosește fie un agent de susținere, care propagă fractura, fie acid, care corodează pereții fisurii create. Numele proppant provine de la abrevierea engleză „propping agent” - proppant. În acest scop, de exemplu, se folosește nisip de cuarț sau bile ceramice speciale, care sunt mai puternice și mai mari și, prin urmare, mai permeabile.

2. De ce este necesară modelarea fracturării hidraulice?

Crearea tehnologiei de fracturare hidraulică necesită modelarea procesului acesteia. Acest lucru vă permite să preziceți geometria fracturii și să optimizați întreaga tehnologie de fracturare hidraulică. În special, este foarte important să se asigure forma corectă fisuri în secțiunea inițială a propagării sale în vecinătatea puțului. Nu trebuie să aibă curbe ascuțite, ceea ce ar putea duce la blocarea canalului de pompare pentru ulei sau gaz extras. Apare o întrebare firească: de unde să obțineți datele geofizice despre formația necesară pentru ca modelul să funcționeze, cum ar fi permeabilitatea, porozitatea, compresibilitatea, starea de stres și altele?

Această întrebare a apărut cu mult înainte ca dezvoltarea tehnologiei de fracturare hidraulică și știința să propună multe metode pentru determinarea diferiților parametri ai problemei. Aceasta include analiza carotelor (eșantioane de rocă obținute în timpul forajului) și a senzorilor multipli de presiune și deformare instalați în diferite părți ale sondei și metode de explorare seismică, în care limitele diferitelor materiale din rocă sunt determinate de timpul de călătorie al unde elastice induse de la suprafață și parametrii acestora, și chiar măsurători ale radioactivității naturale, care pot arăta, de exemplu, localizarea straturilor de argilă.

Pentru a determina principalele tensiuni de apariție într-un masiv neatins, geofizicienii au dovedit tehnologii, inclusiv cele bazate pe foraj pe teren și măsurători geofizice. Se folosește și tehnologia de mini-fracturare, în care modelele sunt calibrate folosind parametrii obținuți în timpul creării unei fracturi mici pentru a prezice comportamentul unei fracturi mai mari. Desigur, niciuna dintre abordări nu poate oferi o imagine completă, așa că metodele de obținere a informațiilor despre rezervor sunt în mod constant îmbunătățite, inclusiv la institutul nostru. De exemplu, am arătat că parametrii de fracturare ai rocii din jurul sondei pot fi determinați prin rezolvarea problemelor inverse pe baza modelelor de filtrare a fluidului de foraj și a dependențelor de presiune măsurate în sondă. De asemenea, determinăm structura și parametrii zonei din apropierea sondei pe baza rezultatelor sondajului, rezolvând problema inversă pe baza ecuațiilor lui Maxwell.

3. Cât timp a fost modelată fracturarea hidraulică?

Cu relativ mult timp în urmă, începând cu anii 50 ai secolului al XX-lea, aproape imediat după fracturarea hidraulică a început să fie folosită ca metodă de creștere a productivității puțului. În același timp, în 1955, a fost propus unul dintre primele modele de fracturare hidraulică - modelul Hristianovici-Zheltov, care a primit dezvoltare ulterioarăîn opera lui Geertsma și de Klerk și cunoscut în întreaga lume ca modelul Christianovich-Girtsma-de Klerk (KGD). Puțin mai târziu, au fost create încă două modele cunoscute, utilizate pe scară largă: Perkins-Kern-Nordgren (PKN) și modelul de fisuri plan-radial. Aceste trei modele reprezintă, respectiv, trei concepte geometrice de bază într-o varietate de modele unidimensionale plate:

• propagarea dreaptă a unei fisuri dintr-o sursă liniară de înălțime infinită;
• propagarea dreaptă a unei fisuri dintr-o sursă liniară de înălțime finită;
• propagarea fisurii simetrice radiale de la o sursă punctiformă.

Trei concepte de bază și modificările acestora descriu destul de bine fracturarea hidraulică pentru orientările tipice ale puțurilor în zăcămintele tradiționale de petrol și gaze, implicând foraj vertical sau înclinat și o fractură hidraulică per sondă. Aceste modele nu și-au pierdut din relevanță și, datorită vitezei lor, sunt utilizate în simulatoarele moderne de fracturare hidraulică, atât pentru obținerea de informații primare despre fractură, cât și pentru optimizarea parametrilor de fracturare hidraulică.

Cu toate acestea, în prezent, din cauza epuizării rezervelor tradiționale, ușor recuperabile, dezvoltarea zăcămintelor neconvenționale, care se caracterizează prin mai multe structura complexa formațiuni purtătoare de petrol și gaze. Caracteristicile distinctive ale unor astfel de rezervoare sunt permeabilitatea la formare scăzută (nisip dens) și ultra-scăzut (gaz de șist și petrol) sau, dimpotrivă, extrem de ridicată (gresie cu petrol greu), prezența unui sistem ramificat de fracturi, care poate conține unul. sau mai multe familii orientate în direcții diferite și care se încrucișează. Foarte des, dezvoltarea unor astfel de câmpuri neconvenționale devine neprofitabilă din punct de vedere economic fără o astfel de intensificare a producției precum fracturarea hidraulică. În același timp, modelele tradiționale de fracturare hidraulică nu descriu în mod adecvat aceste procese și sunt necesare modele noi, mai sofisticate (moderne, avansate, îmbunătățite).

4. Este IVT SB RAS capabil să rezolve problema modelării fracturării hidraulice pentru câmpuri neconvenționale?

Fracturarea hidraulică este o tehnologie complexă, iar dezvoltarea unui model al întregului proces depășește puterea unui singur institut, astfel încât grupuri de oameni de știință din întreaga lume se concentrează asupra diferitelor părți ale acestei tehnologii. IVT are o vastă experiență în modelarea stadiului inițial de propagare a fracturii hidraulice: de la formarea acesteia până când atinge dimensiuni de câțiva metri. În această etapă, spre deosebire de o fisură dezvoltată, ale cărei dimensiuni ajung deja la sute de metri, curbura este foarte vizibilă și puternic influențată, ceea ce trebuie luat în considerare.

Prin urmare, dezvoltăm direcția de îmbunătățire a modelelor în ceea ce privește luarea în considerare a tridimensionalității procesului de propagare. Pentru a descrie în mod realist propagarea unui front de fisură într-un caz tridimensional arbitrar, este necesar să se aplice un criteriu tridimensional pentru găsirea incrementului frontului de fisură și alegerea direcției de propagare a acestuia, ținând cont de încărcarea mixtă în toate. trei moduri de stres. Printre lucrări existente, dedicat modelelor de propagare tridimensională, deformarea frontului de fisuri este determinată doar de al doilea mod. Ei folosesc criterii plate bidimensionale. Am construit și verificat un nou model numeric complet tridimensional al propagării fisurii dintr-o cavitate sub influența presiunii unui fluid injectat de reologie complexă cu un criteriu de propagare tridimensional. A făcut posibilă descrierea evoluției unei fisuri din momentul formării ei până când ajunge în direcția principală, ținând cont de curbura acesteia.

Încă una trăsătură distinctivă Acest model trebuie să ia în considerare simultan puțul în sine și sarcina variabilă cauzată de fluxul de fluid într-o fisură care se propagă din puț. În mod obișnuit, în lucrările de modelare a propagării fracturii 3D, puțul nu este inclus în model. În cel mai bun caz, se ia în considerare o sarcină variabilă într-o fisură cauzată de pomparea fluidului newtonian în ea dintr-o sursă punctiformă.

De asemenea, trebuie remarcat faptul că dezvoltarea tehnologică a rezervoarelor neconvenționale este însoțită de proiectarea de noi fluide hidraulice de fracturare și diferiți aditivi la acestea (fibră, floc, etc.), care modifică semnificativ comportamentul reologic al acestor fluide. De exemplu, interesul crescând pentru rezervoare neconvenționale etanșe și ultra-strânse cu conținut ridicat de argilă a condus la dezvoltarea unor formulări speciale cu proporții mari de gaz și proporții scăzute de apă. Aceste lichide nu înrăutățesc proprietățile de filtrare ale rocii și nu provoacă distrugerea fizică a acesteia atunci când sunt injectate.

Monografia noastră, publicată în 2016, rezumă modelele de fisuri dezvoltate de IVT SB RAS. Conține rezultate publicate în reviste de rang înalt incluse în bazele de date de citate WoS și Scopus, cum ar fi „Engineering Fracture Mechanics”, „International Journal of Fracture” și altele.

5. De ce este nevoie de un model modificat?

Cum va fi localizată fisura dezvoltată este mai mult sau mai puțin cunoscut. Există un termen de plan de fractură preferat - planul de propagare preferat al unei fisuri. Dacă se cunosc tensiunile (forțele) care comprimă roca și direcțiile lor (determinarea lor este și o problemă, geofizicienii se ocupă de asta), atunci acest plan nu este greu de determinat. ÎN modele moderne iar simulatoarele se concentrează pe configurația fisurii în acest plan. Atunci când o fisură începe doar dintr-un puț, poziția și direcția acesteia sunt influențate nu numai de solicitările din rocă, ci și de puț, manta și perforații (găuri în rocă), forma și dimensiunea acestora. Și direcția fisurii la începutul procesului nu coincide întotdeauna cu planul în care se va afla fisura dezvoltată. În mod inevitabil, apare curbura fisurii, determinând comprimarea fisurii. O astfel de ciupire poate duce nu numai la blocarea agentului de susținere, dar poate provoca și o scădere semnificativă a presiunii la puț. Acum, în simulatoare, această scădere a presiunii este luată în considerare folosind un coeficient empiric - factorul pielii, și nu cu mare succes. Modelul nostru ne permite să prezicem și să descriem mai precis acest efect.

6. Modelul modificat de fracturare hidraulică poate fi utilizat direct pe câmp?

Inițial, IVT nu s-a concentrat pe implementarea modelelor cunoscute și pe dezvoltarea tehnologiilor, ci sa concentrat pe crearea acestora. fundamente științifice. Cu toate acestea, astfel de fundații au și direct uz practic. De exemplu, la începutul procesului de fracturare hidraulică, este necesară mai multă presiune pentru a iniția o fractură decât pentru a o menține. Iar determinarea acestei presiuni nu este întotdeauna ușoară, iar cantitatea și tipul de echipamente necesare depind de aceasta. Literatura mondială prezintă aproximativ evaluări analitice, au existat încercări de calcule, dar nu s-a găsit o soluție definitivă a problemei. Am dezvoltat un model de inițiere a fisurii, care (modelul), bazat pe configurația și tensiunile din rocă, prezice presiunea de fractură, tipul de fisură formată și orientarea acesteia.

Acest model nu poate fi aplicat direct în teren. Calculul și configurarea durează ceva timp. În plus, este necesară cunoașterea precisă a direcțiilor tensiunilor, a valorilor acestora și a direcțiilor de perforare. De obicei, aceste informații nu sunt disponibile, deoarece precizia măsurării nu este întotdeauna suficientă din cauza cost ridicat nu sunt măsurate toate tensiunile din rocă, direcțiile perforațiilor nu pot fi determinate cu precizie, deoarece sunt câțiva kilometri de locul unde este fixată carcasa de perforații.

Dar modelul poate spune care orientări ale puțurilor sunt cele mai periculoase din punctul de vedere al fracturării hidraulice nereușite, din punctul de vedere al formării unei fisuri longitudinale (care este nedorită în fracturarea hidraulică în mai multe etape) și intervalele de presiune. necesare pentru a începe fracturarea hidraulică. De exemplu, am realizat un astfel de studiu la solicitarea lui Schlumberger pentru un câmp din Oman, care se află la o adâncime de peste patru kilometri și este foarte comprimat nu doar pe verticală, ci și pe orizontală, motiv pentru care acolo au fost mai puține încercări reușite de fracturare hidraulică.jumătate.

7. Care este viitorul fracturării hidraulice în contextul „ulei nou”?

Starea actuală a rezervelor tradiționale de petrol și gaze poate fi caracterizată prin cuvântul „epuizare”. O cantitate din ce în ce mai mare este produsă din rezervoare neconvenționale, greu de recuperat. Exemple sunt purtătorii așa-numitului „ulei de șist” sau, pentru a folosi termenul corect, „ulei din rezervoare cu permeabilitate scăzută” în SUA și Canada sau formațiunea Bazhenov din Rusia. Acesta din urmă, deși are rezerve uriașe, este mult mai greu de dezvoltat. Stânca are multe caracteristici nu numai în comparație cu rezervoarele tradiționale, ci și cu „șisturile” populare pe continentul american. În primul rând, permeabilitatea și porozitatea sunt slabe de sute, respectiv de zeci de ori. Adică conține mai puțin ulei și se mută mai puțin bine în fântână. Uleiul din astfel de roci nu poate fi produs fără utilizarea fracturării hidraulice.

În al doilea rând, rocile de acest tip se caracterizează prin stratificare și plasticitate puternice, sau mai degrabă fluiditate, și presiune ridicată a porilor, ceea ce complică atât fracturarea hidraulică, cât și modelarea acesteia. Din punctul de vedere al acestuia din urmă, este necesar să se ia în considerare suplimentar anizotropia tensiunilor, materialului, efectelor plastice atunci când se descrie propagarea unei fisuri și neliniaritatea deformațiilor în timpul tasării unei fisuri pe suport. Observ că, pe lângă fracturarea hidraulică în sine, dezvoltarea acestei formațiuni necesită rezolvarea multor probleme științifice și tehnologice, la care lucrează oamenii de știință la Skolkovo și la Universitatea de Stat din Moscova, la Sankt Petersburg și Novosibirsk.