Noi tehnologii de fracturare hidraulică. Petrol și gaze: noi tehnologii

Această tehnologie, folosită pentru a intensifica munca și a crește productivitatea sondelor de petrol de mai bine de jumătate de secol, este poate cea mai aprinsă dezbatere între ecologiști, oameni de știință, cetățeni obișnuiți și, adesea, chiar lucrătorii din industria minieră. Între timp, amestecul care este pompat într-un puț în timpul fracturării hidraulice este format din 99% apă și nisip și doar 1% reactivi chimici.

Ce interferează cu recuperarea uleiului

Principalul motiv pentru productivitatea scăzută a sondei, împreună cu permeabilitatea naturală slabă a formațiunii și perforarea de calitate slabă, este o scădere a permeabilității zonei de lângă sondă a formațiunii. Acesta este numele zonei formațiunii din jurul sondei care este supusă celei mai intense influențe a diferitelor procese care însoțesc construcția sondei și funcționarea ulterioară a acesteia și perturbă starea inițială de echilibru mecanic și fizico-chimic a puțului. formare. Forarea în sine schimbă distribuția tensiuni interneîn stânca din jur. O scădere a productivității sondei în timpul forării are loc și ca urmare a pătrunderii fluidului de foraj sau a filtratului acestuia în zona de fund a formațiunii.

Motivul productivității scăzute a puțurilor poate fi și perforarea de proastă calitate datorită utilizării perforatoarelor de putere redusă, în special în puțurile adânci, unde energia exploziei sarcinilor este absorbită de energia presiunilor hidrostatice ridicate.

O scădere a permeabilității zonei de formare a găurii are loc, de asemenea, în timpul funcționării puțurilor, care este însoțită de o încălcare a echilibrului termobaric în sistemul de rezervor și eliberarea de gaz liber, parafină și substanțe rășinoase asfaltice din petrol, înfundare. spațiul poros al rezervorului. Contaminarea intensă a zonei de fund a formațiunii este, de asemenea, observată ca urmare a pătrunderii fluidelor de lucru în aceasta în timpul diferitelor lucrări de reparații. Accelerare puţuri de injecţie se deteriorează din cauza înfundării spațiului porilor formațiunii cu produse de coroziune, nămol și produse petroliere conținute în apa injectată. Ca urmare a unor astfel de procese, rezistența la filtrarea lichidului și gazului crește, debitele de sondă scad și apare necesitatea unei influențe artificiale asupra zonei de fund a găurii a formațiunii pentru a crește productivitatea sondelor și a îmbunătăți hidrodinamica acestora. legătura cu formația.

Tehnologiefracking

Pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului, intensificați munca uleiului și puţuri de gaze si cresterea injectivitatii sondelor de injectie se foloseste metoda fracturarii hidraulice sau fracking-ului. Tehnologia constă în crearea unei fracturi foarte conductive în formațiunea țintă sub influența fluidului introdus în aceasta sub presiune pentru a asigura fluxul fluidului produs către fundul puțului. După fracturarea hidraulică, rata de producție a sondei, de regulă, crește brusc sau scade semnificativ. Tehnologia de fracturare hidraulică face posibilă „reanimarea” puțurilor inactive în care producția de petrol sau gaze prin metode tradiționale nu mai este posibilă sau nu mai este rentabilă.

Fracturarea hidraulică (HF) este unul dintre cele mai eficiente mijloace de creștere a productivității sondei, deoarece duce nu numai la intensificarea producției de rezerve situate în zona de drenaj a sondei, ci și, în anumite condiții, vă permite să extindeți această zonă, introducând zone slab drenate în producție și straturile intermediare - și, prin urmare, obțineți o recuperare finală mai mare a petrolului.

Povestemetoda fracturării hidraulice

Primele încercări de a intensifica producția de petrol din puțurile de petrol au fost făcute încă din anii 1890. În SUA, unde producția de petrol se dezvolta într-un ritm rapid la acea vreme, a fost testată cu succes o metodă de stimulare a producției din roci strânse folosind nitroglicerină. Ideea a fost de a folosi o explozie de nitroglicerină pentru a zdrobi rocile dense în zona fundului puțului și pentru a asigura o creștere a fluxului de petrol către fund. Metoda a fost folosită cu succes de ceva timp, în ciuda pericolelor sale evidente.

Prima fracturare hidraulică de succes comercial a fost efectuată în 1949 în Statele Unite, după care numărul lor a început să crească brusc. La mijlocul anilor 50, numărul operațiunilor de fracturare hidraulică efectuate a ajuns la 3.000 pe an. În 1988, numărul total de operațiuni de fracturare hidraulică efectuate a depășit 1 milion, iar aceasta a fost doar în Statele Unite.

În practica casnică, metoda fracturării hidraulice a început să fie utilizată în 1952. Utilizarea maximă a metodei a fost atinsă în 1959, după care numărul operațiunilor a scăzut, iar apoi această practică a încetat cu totul. De la începutul anilor 1970 până la sfârșitul anilor 1980, fracturarea hidraulică în producția internă de petrol în scara industriala nu au fost efectuate. În legătură cu punerea în funcţiune a câmpurilor petroliere mari Vestul Siberiei pur și simplu a dispărut nevoia de a intensifica producția.

… Și astăzi este ziua

Reînvierea practicii utilizării fracturării hidraulice în Rusia a început abia la sfârșitul anilor 1980. În prezent, pozițiile de frunte în numărul de operațiuni de fracturare hidraulică sunt ocupate de SUA și Canada. Ele sunt urmate de Rusia, unde tehnologia de fracturare hidraulică este utilizată în principal în câmpurile petroliere din Siberia de Vest. Rusia este practic singura țară (fără a număra Argentina) în afara Statelor Unite și a Canadei în care fracturarea hidraulică este o practică comună și este percepută destul de adecvat. În alte țări, aplicarea tehnologiei de fracturare hidraulică este dificilă din cauza prejudecăților locale și a neînțelegerii tehnologiei. Unele dintre ele au restricții semnificative privind utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică, inclusiv o interdicție totală a utilizării acesteia.

O serie de experți susțin că utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică în producția de petrol este o abordare irațională și barbară a ecosistemului. În același timp, metoda este utilizată pe scară largă de aproape toate marile companii petroliere.

Aplicarea tehnologiei de fracturare hidraulică este destul de extinsă - de la rezervoare cu permeabilitate scăzută la înaltă în gaz, condensat de gaz și puțuri de petrol. În plus, folosind fracturarea hidraulică, este posibil să se rezolve probleme specifice, de exemplu, eliminarea nisipului din puțuri, obținerea de informații despre proprietățile rezervorului obiectelor de testare din sondele de explorare etc.

ÎN anul trecut Dezvoltarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în Rusia are ca scop creșterea volumului de injectare a agentului de susținere, producția de fracturare hidraulică cu azot, precum și fracturarea hidraulică în mai multe etape în rezervor.

Echipament ptfracturare hidraulica

Utilajele necesare fracturării hidraulice sunt produse de o serie de întreprinderi, atât străine, cât și autohtone. Una dintre ele este firma TRUST-ENGINEERING, care prezintă o selecție largă de echipamente pentru fracturare hidraulică în versiuni standard și sub formă de modificări efectuate la cererea clientului. .

La fel de avantaje competitive produsele TRUST-ENGINEERING LLC, este necesar de remarcat ponderea mare a localizării producției; aplicarea celor mai multe tehnologii moderne proiectare și producție; utilizarea de componente și componente de la liderii mondiali din industrie. Este important de remarcat cultura înaltă a designului, producției, garanției, postgaranției și serviciu. Echipamentele pentru fracturare hidraulică produse de TRUST-ENGINEERING LLC sunt mai ușor de achiziționat datorită prezenței reprezentanțelor la Moscova ( Federația Rusă), Tașkent (Republica Uzbekistan), Atyrau (Republica Kazahstan), precum și în Pancevo (Serbia).

Desigur, metoda de fracturare hidraulică, ca orice altă tehnologie folosită în industria minieră, nu este lipsită de anumite dezavantaje. Unul dintre dezavantajele fracking-ului este că efect pozitiv operațiunile pot fi anulate de situații neprevăzute, al căror risc cu o intervenție atât de extinsă este destul de mare (de exemplu, este posibilă o încălcare neașteptată a etanșeității unui rezervor de apă din apropiere). În același timp. fracturarea hidraulică este astăzi una dintre cele mai multe metode eficiente intensificarea puțurilor care pătrund nu numai în formațiuni cu permeabilitate scăzută, ci și în rezervoare cu permeabilitate medie și înaltă. Cel mai mare efect al fracturării hidraulice poate fi obținut la implementare abordare integrată la proiectarea fracturării hidraulice ca element al sistemului de dezvoltare, luând în considerare diverși factori, cum ar fi conductivitatea formațiunii, sistemul de amplasare a puțurilor, potențialul energetic al formațiunii, mecanica ruperii, caracteristicile fluidului de fracturare și susținător, limitările tehnologice și economice.

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 noii soluții tehnice este posibilitatea unui impact 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.

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

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

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

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

Noi tehnologii în segmentul de explorare și producție

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La rândul lor, există tehnologii care deschid calea către o utilizare mai largă a potențialului gazelor naturale ca purtător de energie. Aceasta este, în primul rând, utilizarea gazului natural lichefiat, care a revoluționat industria gazelor. În plus, utilizarea de celule de combustibil.

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

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

Dezvoltarea inovațiilor în industria gazelor din Rusia

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

Companiile rusești sunt destul de reticente în a investi în propriile lor dezvoltări tehnologice, care nu garantează beneficii comerciale și necesită mulți ani de investiții în producția pilot. La rândul lor, institutele de cercetare care lucrează pentru companii de petrol și gaze sau care desfășoară dezvoltări la comanda lor sunt adesea pur și simplu nu sunt pregătite să rezolve probleme pe termen lung care necesită investiții mariși sunt însoțite de risc ridicat.

Prin urmare, complexul intern de gaze investește în cea mai mare parte doar în achiziționarea de echipamente de înaltă tehnologie. Drept urmare, astăzi industria gazelor a devenit foarte dependentă de transferul de inovații din străinătate. Acest lucru, în special, se întâmplă prin atragerea de contractori occidentali la proiecte comune pentru foraj în Rusia. În plus, companiile autohtone împrumută în mod activ banca de inginerie pe care o au liderii afacerilor din gaze și își adaptează tehnologiile avansate la propriile instalații din subsol.

Astăzi, investițiile complexului de gaze în noi tehnologii și dezvoltări inovatoare pot fi împărțite în patru domenii.

Direcţie
Geologie, prospectare și explorare a zăcămintelor	Crearea metodelor mijloace tehniceși tehnologii care asigură o creștere calitativă a eficacității explorării geologice și construcția eficientă a puțurilor de explorare
	Dezvoltarea de noi și îmbunătățirea metodelor existente de evaluare a resurselor și rezervelor de hidrocarburi
Minerit	Crearea de tehnologii și mijloace tehnice pentru producția eficientă de gaze naturale, hidrocarburi lichide și materii prime cu molecul mare
	Crearea de noi scheme și metode pentru dezvoltarea câmpului folosind puțuri „inteligente” direcționale, orizontale și multilaterale cu abateri mari de la verticală
	Dezvoltarea de metode, mijloace tehnice și tehnologii pentru dezvoltarea resurselor de gaze greu de recuperat și neconvenționale în rezervoare de joasă presiune, zăcăminte de hidrați de gaz și metan bazine de cărbune
	Crearea de noi tehnologii rentabile pentru producerea și utilizarea gazului „de joasă presiune”.
Transport si depozitare subterana a gazelor	Crearea de tehnologii și mijloace tehnice de construcție, reconstrucție și exploatare sisteme de conducte cu parametri optimi de transport al gazelor si rezistenta la factori naturali si sarcini tehnologice
	Dezvoltarea și implementarea de noi tehnologii și materiale de înlocuire a importurilor care îmbunătățesc caracteristicile de performanță ale conductelor și echipamentelor de transport gaze
	Dezvoltarea tehnologiilor și îmbunătățirea echipamentelor pentru a asigura funcționarea fiabilă a UGSS, inclusiv metode și mijloace de diagnosticare și reparare
	Crearea de metode și mijloace moderne de control al dispecerelor UGSS GTS
	Dezvoltarea tehnologiilor și mijloacelor tehnice de transport pe magistrală a hidrocarburilor lichide și lichefiate gaze de hidrocarburi
	Dezvoltarea de tehnologii și mijloace tehnice de explorare, construcție și exploatare a instalațiilor subterane de stocare a gazelor și hidrocarburilor lichide în medii poroase, permafrost și zăcăminte de sare gemă
Prelucrarea hidrocarburilor	Dezvoltarea tehnologiilor de economisire a energiei pentru prelucrarea în profunzime a materiilor prime de hidrocarburi, solutii tehnice să creeze noi și să îmbunătățească instalațiile existente de procesare a gazelor și producție de substanțe chimice gazoase
	Dezvoltarea de echipamente și tehnologii care vizează creșterea eficienței prelucrării gazelor care conțin sulf, obținerea de produse foarte lichide pe bază de sulf gazos
	Dezvoltarea și implementarea de noi tehnologii pentru producerea combustibililor lichizi sintetici din gaze naturale
	Dezvoltarea tehnologiilor pentru producerea de noi reactivi eficienți (absorbanți selectivi, adsorbanți multifuncționali, catalizatori) pentru utilizarea în prelucrarea materiilor prime de hidrocarburi în produse comerciale
Ecologie	Dezvoltarea și implementarea metodelor și tehnologiilor de construcție a instalațiilor de pescuit care asigură conservarea peisajelor naturale
	Dezvoltarea metodelor de reducere a impactului tehnologic al întreprinderilor din industrie
	Crearea unui sistem de monitorizare geodinamică pentru dezvoltarea terenului
	Dezvoltarea și implementarea tehnologiilor și echipamentelor care reduc emisiile de gaze cu efect de seră

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.;

în puţuri de injecţie

Apă curată;

Soluții apoase de acid clorhidric;

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

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

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

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

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

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. Modelele și simulatoarele moderne 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. Și determinarea acestei presiuni nu este întotdeauna ușoară, iar cantitatea și tipul depind de aceasta echipamentul necesar. 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.