Криголам Олександр Санников технічні характеристики. Криголам «Олександр Санніков» — курс на Арктику

Серед них – нові рідини для розриву пластів, ПАР, гідрофобні агенти та добавки.

Компанія «ТаграС-РемСервіс» представила нові технологічні рішеннядля гідророзриву пласта (ГРП) у складних геолого-технічних умовах

У компанії почали застосовувати нову низьков'язку рідину розриву пласта з хорошими пісконесучими властивостями. Використання даного продуктудозволяє:

1. Поступово розміщувати агент, що розклинює (проппант) по висоті і довжині продуктивного пласта.

2. Контролювати зростання тріщини у висоту (проведення ГРП на пластах зі слабкими бар'єрами до води)

3. Зменшити пошкодження проппантної пачки після повного руйнування гелю (зберегти провідність тріщини).

У «ТаграС-РемСервісі» ведуться роботи з лабораторного тестування нового матеріалу, що закріплює – модифікованого піску. Цей продукт допомагає скоротити рух води тріщиною ГРП, зокрема, при операції гідророзриву пласта на високообводненому фонді свердловин. Пісок має гідрофобні властивості, рівномірно розподіляється по всій висоті тріщини і дає можливість знизити в'язкість рідини розриву.

Нова технологія комбінованого кислотно-проппантного ГРП на основі загеленої кислоти поверхнево-активними речовинами (ПАР), скорочує процес освоєння та виходу свердловини на робочий режим, а також знижує ризик отримання вимушеної зупинки процесу. Застосування нових хімічних реагентів виключає влучення полімеру в пласт. При цьому скорочується кількість рідини, що закачується в колектор завдяки тому, що виключається цикл закачування водного полісахаридного гелю з проппантом.

«ТаграС-РемСервіс» також освоює технологію гідропіскоструминної перфорації з подальшим проведенням ГРП. Основною перевагою нового технічного рішення– це можливість адресного на пласт без відсікання інших інтервалів перфорації, тобто. попереднього створення тріщини при проведенні гідропіскоструминної перфорації. Операції можна виконувати і на свердловинах із низькою якістю цементного каменю за колоною. Ця технологіядозволяє проводити багатозонний ГРП у свердловинах із горизонтальним закінченням.

З метою регулювання в'язкості рідини ГРП "на льоту" залежно від фракції та концентрації проппанту, пропонується застосовувати новий реагент антиседиментаційну добавку, яка дозволяє:

1. Поступово розподілити проппант по вертикалі тріщини.

2. Збільшити пісконесучу здатність рідини гідророзриву пласта.

3. Зменшити завантаження гелеутворювача.

Ці напрацювання "ТаграС-РемСервіс" нещодавно представив на виставці "Нафта. Газ. Нафтохімія» в рамках Татарстанського нафтогазохімічного форуму. Зі стендом компанії ознайомився президент Татарстану Рустам Мініханов.

100 рбонус за перше замовлення

Виберіть тип роботи Дипломна робота Курсова роботаМагістерська дисертація Звіт з практики Стаття Доповідь Рецензія Контрольна роботаМонографія Розв'язання задач Бізнес-план Відповіді на запитання Творча роботаЕсе Чертеж Твори Переклад Презентації Набір тексту Інше Підвищення унікальності тексту Кандидатська дисертація Лабораторна роботаДопомога on-line

Дізнатись ціну

ГРП складається з трьох важливих операцій:

1. створення в колекторі штучних тріщин (або розширення природних);

2. закачування по НКТ у ПЗЗ рідини з наповнювачем тріщин;

3. продавка рідини з наповнювачем у тріщини для їх закріплення.

При цих операціях використовують три категорії рідин:

• рідина розриву,
• рідина-пісконосій
• Продавочну рідину.

Робочі агенти повинні відповідати таким вимогам:

1. Не повинні зменшувати проникність ПЗЗ. При цьому, залежно від категорії свердловини (добувна; нагнітальна; добувна, що переводиться під нагнітання води), використовуються різні за своєю природою робочі рідини.

2. Контакт робочих рідин з гірською породою ПЗЗ або з пластовими флюїдами не повинен викликати жодних негативних фізико-хімічних реакцій, за винятком випадків застосування спеціальних робочих агентів з контрольованою та спрямованою дією.

3. Не повинні містити значної кількості сторонніх механічних домішок (тобто їх зміст регламентується кожного робочого агента).

4. При використанні спеціальних робочих агентів, наприклад, нафтокислотної емульсії, продукти хімічних реакцій повинні бути повністю розчинними у продукції пласта та не знижувати проникності ПЗЗ.

5. В'язкість робочих рідин, що використовуються, повинна бути стабільною і мати низьку температурузастигання в зимовий час(інакше процес ГРП повинен проводитися з використанням підігріву).

6. Повинні бути доступними, недефіцитними і недорогими.

Технологія проведення ГРП :

• Підготовка свердловини- Дослідження на приплив або прийомистість, що дозволяє отримати дані для оцінки тиску розриву, обсягу рідини розриву та інших характеристик.
• Промивання свердловини- свердловина промивається рідиною для промивання з добавкою в неї певних хімічних реагентів. При необхідності здійснюють декомпресійну обробку, торпедування чи кислотну дію. При цьому рекомендується використовувати насосно-компресорні труби діаметром 3-4" (труби меншого діаметра небажані, тому що великі втрати на тертя).
• Закачування рідини розриву- Створюється необхідний для розриву гірської породи тиск для утворення нових і розкриття тріщин, що існували в ПЗЗ. Залежно від властивостей ПЗЗ та інших параметрів використовують або рідини, що фільтруються, або слабофільтруючі.

Рідини розриву:

у видобувних свердловинах

Дегазовану нафту;

Загущену нафту, нафтомазутну суміш;

Гідрофобну нафтокислотну емульсію;

Гідрофобну водонафтову емульсію;

Кислотно-гасову емульсію та ін;

в нагнітальних свердловинах

чисту воду;

водні розчини соляної кислоти;

Загущену воду (крохмалем, поліакриламідом – ПАА, сульфіт-спиртовою бардою – ССБ, карбоксиметилцелюлозою – КМЦ);

Загущену соляну кислоту (суміш концентрованої соляної кислоти з ССБ) та ін.

При виборі рідини розриву необхідно враховувати і запобігати набухання глин, вводячи до неї хімічні реагенти, що стабілізують глинисті частки при змочуванні (гідрофобізація глин).

Як зазначалося, тиск розриву перестав бути постійної величиною залежить від низки чинників.

Підвищення вибійного тиску та досягнення величини тиску розриву можливе при випередженні швидкістю закачування швидкості поглинання рідини пластом.

У низькопроникних порід тиск розриву може бути досягнуто при використанні як рідина розриву рідин невисокої в'язкості при обмеженій швидкості їх закачування. Якщо породи досить добре проникні, то при використанні малов'язких рідин закачування потрібна велика швидкість закачування; при обмеженій швидкості закачування необхідно використовувати рідини розриву підвищеної в'язкості. Якщо ПЗС представлена ​​колектором високої проникності, слід застосовувати великі швидкості закачування і високов'язкі рідини. При цьому повинна враховуватися і товщина продуктивного горизонту (пропластка), що визначає прийом свердловини. Важливимє визначення моменту утворення тріщини та її ознаки. Момент утворення тріщини в монолітному колекторі характеризується зламом в залежності від «об'ємної витрати рідини закачування - тиск закачування» і значним зниженням тиску закачування. Розкриття тріщин, що вже існували в ПЗЗ, характеризується плавною зміною залежності «витрата - тиск», але зниження тиску закачування не відзначається. В обох випадках ознакою розкриття тріщин є збільшення коефіцієнта прийомистості свердловини.

• Закачування рідини-пісконосія.Пісок або будь-який інший матеріал, що закачується в тріщину, служить наповнювачем тріщини, є каркасом всередині неї і запобігає змиканню тріщини після зняття (зниження) тиску. Рідина-пісконосій виконує транспортну функцію. Основними вимогами до рідини-пісконосія є висока піскоутримуюча здатність і низька фільтрування.

Зазначені вимоги диктуються умовами ефективного заповнення тріщин наповнювачем та виключенням можливого осідання наповнювача в окремих елементах. транспортної системи(Гирло, НКТ, забій), а також передчасною втратою наповнювачем рухливості в самій тріщині. Низька фільтрування запобігає фільтрації рідини-пісконосія в стінки тріщини, зберігаючи постійну концентрацію наповнювача в тріщині і запобігаючи закупорці тріщини наповнювачем на її початку. В іншому випадку концентрація наповнювача на початку тріщини зростає за рахунок фільтрації рідини-пісконосія в стінки тріщини, і перенесення наповнювача в тріщині стає неможливим.

Як рідини-пісконосії у видобувних свердловинах використовуються в'язкі рідини або нафти, бажано зі структурними властивостями; нафтомазутні суміші; гідрофобні водонафтові емульсії; загущена соляна кислота та ін. У нагнітальних свердловинах як рідини-пісконосії використовуються розчини ССБ; загущена соляна кислота; гідрофільні нафтоводні емульсії; крохмально-лужні розчини; нейтралізований чорний контакт та ін.

Для зниження втрат на тертя при русі цих рідин з наповнювачем по НКТ використовують спеціальні добавки (депресори) - розчини на мильній основі; високомолекулярні полімери тощо.

• Завантаження продавочної рідини –продавка рідини-пісконосія до вибою та задавка її в тріщини. З метою запобігання утворенню пробок з наповнювача, має дотримуватися така умова:

де - швидкість руху рідини-пісконосія в колоні НКТ, м/с;

В'язкість рідини-пісконосія, мПа с.

Як правило, як продавочні використовуються рідини з мінімальною в'язкістю. У видобувних свердловинах часто використовують власну дегазовану нафту (при необхідності її розбавляють гасом чи соляркою); у нагнітальних свердловинах використовується вода, як правило, підтоварна.

Як наповнювач тріщин можуть використовуватися:

Кварцовий відсортований пісок з діаметром піщин 0,5+1,2 мм, що має щільність близько 2600 кг/м3. Так як щільність піску істотно більша за щільність рідини-пісконосія, то пісок може осідати, що визначає високі швидкостізакачування;

Скляні кульки;

Зерна агломерованого бокситу;

Полімерні кульки;

Спеціальний наповнювач – проппант.

Основні вимоги до наповнювача:

Висока міцність на здавлювання (зминання);

Геометрично правильна куляста форма.

Цілком очевидно, що наповнювач повинен бути інертним по відношенню до продукції пласта та довгий часне змінювати своїх властивостей. Практично встановлено, що концентрація наповнювача змінюється від 200 до 300 кг на 1 м3 рідини-пісконосія.

• Після закачування наповнювача в тріщини свердловина залишається під тиском. Час вистійки має бути достатнім, щоб система (ПЗС) перейшла з нестійкого у стійкий стан, при якому наповнювач буде міцно зафіксований у тріщині. В іншому випадку в процесі виклику припливу, освоєння та експлуатації свердловини наповнювач виноситься з тріщин у свердловину. Якщо при цьому свердловина експлуатується насосним способом, винос наповнювача призводить до виходу з ладу занурювальної установки, не кажучи про утворення на вибої пробок наповнювача. Вищесказане є надзвичайно важливим технологічним фактором, нехтування яким різко знижує ефективність ГРП до негативного результату.
• Виклик притоку, освоєння свердловини та її гідродинамічне дослідження Проведення гідродинамічного дослідження обов'язковим елементом технології, т.к. його результати є критерієм технологічної ефективності процесу.

Принципова схемаобладнання свердловини для проведення ГРП представлено на Мал. 5.5. При проведенні ГРП колона НКТ має бути запакерована та заякорена.

Важливими питаннями під час проведення ГРП є питання визначення місцезнаходження, просторової орієнтації та розмірів тріщин.Такі визначення мають бути обов'язковими під час виробництва ГРП у нових регіонах, т.к. дозволяють розробити найкращу технологіюпроцесу. Перелічені завдання вирішуються на основі методу спостереження за зміною інтенсивності гамма-випромінювання з тріщини, в яку закачано порція наповнювача, активована радіоактивним ізотопом, наприклад, кобальту, цирконію, заліза. Сутність даного методуполягає у додаванні до чистого наповнювача певної порції активованого наповнювача та у проведенні гамма-каротажу відразу після утворення тріщин та закачування в тріщини порції активованого наповнювача; порівнюючи ці результати гамма-каротажу, судять про кількість, місцезнаходження, просторову орієнтацію і розміри тріщин, що утворилися. Зазначені дослідження виконуються спеціалізованими промислово-геофізичними організаціями.

Мал. 5.5. Принципова схема свердловини для проведення ГРП:

1 – продуктивний пласт; 2 – тріщина; 3 – хвостовик; 4 – пакер; 5-якір; 6 – обсадна колона; 7 – колона НКТ; 8 – гирлове обладнання; 9 – рідина розриву; 10 - рідина-пісконосій; 11 – рідина продавки; 12 – манометр.

Проблеми застосування ГРП. ЖОПА там, де поруч із продуктивним пластом знаходяться пласти, що містять воду. Це можуть бути водоносні пласти, якщо підошовна вода. Крім того, поруч із обробленим пластом можуть бути пласти, які зачинені.

Вертикальні тріщини, що утворюються при ГРП подібних випадкахстворюють гідродинамічний зв'язок свердловини з водоносною зоною. У більшості випадків водоносна зона має більшу проникність у порівнянні з продуктивним пластом, де проводять ГРП. Саме тому ГРП може призводити до повного обводнення свердловин. На старих родовищах багато свердловини перебувають у аварійному стані. Проведення ГРП у подібних умовах призводять до розриву експлутаційної колони. Теоретично в подібних свердловинах для захисту колони використовують пакер, але через вм'ятин на колоні та корозії саме в подібних свердловинах пакер свою роль не виконує. Крім того, через ГРП може руйнуватися цементний камінь.

При ГРП тріщини створюються в пропластках з різною проникністю, але дуже часто розірвати високопроникний пропласток легше ніж низькопроникний. У пропластці з більшою проникністю тріщина може бути протяжнішою. При такому варіанті після ГРП дебіт свердловини з нафти збільшується, але збільшується обводненість, якщо свердловина була обводнена. Саме тому, до і після ГРП необхідно проводити аналіз води, що добувається, щоб дізнатися звідки в свердловині з'явилася вода.

При ГРП, як і за будь-яких методах інтенсифікації завжди постає питання компенсації великих відборів закачуванням.

Росія очікує на посилення санкційного тиску. Великобританія та США активно шукають нові приводи для дискримінації російського бізнесу. Проте результати останньої хвилі санкційної політики, яка розпочалася у 2014 році, далеко не однозначні. Навіть незалежні дослідження показують, що російський паливно-енергетичний комплекс не сильно постраждав від обмежень, більше того, саме вони підштовхнули розвиток промисловості у Росії. На думку галузевих експертів, можливе посилення антиросійських санкцій також не стане критичним для ПЕК Росії, але лише в тому випадку, якщо уряд та енергокомпанії вчасно мобілізують сили для створення вітчизняної машинобудівної галузі, яка випускає обладнання для видобутку. складних запасівнафти (ТРВЗ).

Росія має навчитися видобувати ТРВЗ

Напередодні Енергетичний центр бізнес-школи СКОЛКОВО представив результати свого дослідження. Перспективи російського нафтовидобутку: життя під санкціями», де було проаналізовано вплив санкцій, запроваджених у США та ЄС, на російський нафтовий сектор, зокрема на введення у Росії нових традиційних родовищ, розвиток шельфових проектів, видобуток баженівської нафти. Автори дослідження також зробили сценарний прогноз російського нафтовидобутку до 2030 року.

У документі зазначається, що на горизонті до 2020 року, незважаючи на всі обмеження, Росія має потенціал для подальшого збільшення обсягів виробництва за рахунок вже підготовлених родовищ. Цей короткостроковий потенціал зростання, однак, може бути обмежений домовленостями з ОПЕК. У середньостроковому періоді до 2025 року, навіть у разі жорсткого обмеження доступу до технологій та низької ціни на нафту, обсяги видобутку постраждають не катастрофічно. При цьому головною причиноюспаду видобутку в цей період може стати не так відсутність доступу до західних технологій для реалізації нових проектів, як відсутність технологічних можливостей з інтенсифікації видобутку на діючих родовищах.

Дане дослідження показало, що найбільш критична технологія для підтримки обсягів російського нафтовидобутку - це ГРП (гідророзрив пласта), оскільки вона здатна забезпечити підтримку видобутку на родовищах, що діють.

Застосування МГРП (багатостадійного гідравлічного розриву пласта) обіцяє зростання видобутку на перспективних нетрадиційних родовищах.

Автори дослідження підкреслюють, що в умовах, що склалися, саме розробка власних технологійГРП та МГРП, випуск флотів ГРП та МГРП усередині країни та підготовка персоналу мають стати технологічним пріоритетом для компаній галузі та регуляторів. Однак поки що робота в цьому напрямку ведеться явно недостатніми темпами. Як зазначила у своїй доповіді експерт Енергетичного центру бізнес-школи СКОЛКОВО Катерина Грушевенко, у період з 2015 по серпень 2017 року не було зроблено жодного флоту ГРП. Роторно-керовані системи, за даними сайту НТЦ ПАТ «Газпром нафта», на кінець 2016 року перебували на стадії випробування. Експерт наголосила, що вже зараз дві третини нафтових запасів припадає на ТРВЗ.

До 2020 року скорочення видобутку не очікується

Директор Енергетичного центру бізнес-школи СКОЛКОВО Тетяна Митровау своєму виступі на презентації даного дослідження зазначила, що перші санкції щодо Росії та російських енергетичних компаній було запроваджено у 2014 році, але жодних спеціальних досліджень щодо їх впливу на нафтову галузь опубліковано не було.

«Ми не знали, який результат ми отримаємо. Перша гіпотеза передбачала, що наслідки будуть дуже тяжкими», – розповіла Митрова. Однак результати показали дещо іншу картину впливу санкцій.

«В даний час жодних серйозних наслідківсанкцій в операційній діяльності підприємств не відчувається. Справді, видобуток у Останніми рокамиросла, незважаючи на низькі ціни та санкції. Нафтова галузь рапортувала про успіхи. Але позитивна поточна ситуація не повинна вводити в оману, аналіз самого комплексу санкцій говорить про їхнє дуже широке трактування, в цьому і полягає основна загроза санкційного тиску», – зазначила експерт.

За її словами, до 2020 року, згідно з результатами моделювання, скорочення видобутку не передбачається, оскільки основні проекти вже профінансовані.

«Починаючи з 2020 року негативні тенденції будуть проявлятися дедалі помітніше і можуть призвести до зниження видобутку нафти в Росії на 5% до 2025 року та на 10% до 2030 року від поточних рівнів видобутку. Зниження видобутку в таких розмірах, звичайно, не є катастрофічним. російської економікиАле проте досить чутливо», – заявила Митрова.

Вона наголосила, що санкції – довга історія і для того, щоб російська нафтова галузьдо них адаптувалася, необхідні додаткові зусилля держави та компаній з розробки власних технологій та виробництва необхідного обладнання.

«Є величезна частина нафтовидобутку, який безпосередньо залежить від технології ГРП. Саме наявність даного обладнаннянадає найбільше впливом геть обсяги нафтовидобутку країни. Але розробка і використання виробництва цієї технології переважно завдання російського урядута промисловості», – пояснила директор Енергетичного центру.

Потрібна нова галузь

Керівник напряму «Газ та Арктика» бізнес-школи СКОЛКОВО Роман Самсонову своєму виступі зазначив, що, за його особистими спостереженнями, у Росії лише на тлі санкцій можна спостерігати прогрес у розробці та виробництві власного високотехнологічного обладнання.

«Ситуація із виробництвом високотехнологічного обладнання складна, але їй можна навчитися керувати. Фактично мова йдепро створення цілої багатофункціональної підгалузі нафтогазомашинобудування», – зазначив Самсонов.

На думку учасників дослідження «Перспективи російського нафтовидобутку: життя під санкціями», так масштабне завданнящодо створення нової підгалузі важкого машинобудування за радянських часів вирішувалася лише завдяки державним директивам. В умовах сучасної ринкової економіки, в якій зараз розвивається РФ, механізми для реалізації цього завдання ще не відпрацьовано.

Втім, це лише у Росії. Якщо подивитися на досвід західних країн, Які з успіхом долають всі труднощі для видобутку ТРВЗ, стає ясно, що такий спосіб давно знайдено. Найбільш чітко це видно на прикладі сланцевої індустрії США, яка активно кредитувалася навіть у період низьких цінщо допомогло їй вижити. Очевидно, що таке терпиме ставлення банків до цього сектору нафтовидобутку не могло обійтися без державної участі. Тепер вдячні сланцевики допомагають владі США стримувати ОПЕК та інших виробників нафти, активно впливаючи на світовий нафтогазовий ринок.

Катерина Дейнего

Останнім часом у нафтовому виробництві дедалі частіше стали використовувати гідророзрив пластів (ГРП). ГРП є одним з найефективніших методівна привибійну зону свердловин. Найперший досвід гідророзриву пласта у Когалимському регіоні було проведено 1989 року на Повхівському родовищі. З цього моменту пройшло багато часу, було впроваджено різні технології гідророзриву, і цей процес став невід'ємною частиною роботи всіх родовищ підприємства. Якщо раніше основним завданням ГРП було відновлення природної продуктивності пласта, погіршеної в процесі буріння та експлуатації свердловин, то зараз у пріоритеті - збільшення нафтовіддачі пластів на родовищах, що знаходяться на пізній стадії розробки як за рахунок залучення в розробку зон, що слабо дренуються, і інтервалів в об'єктах з високим ступенемвироблення запасів, і залучення у розробку низькопроникних, сильнорозчленованих об'єктів. Два найбільш важливих напряміврозвитку в нафтовидобутку за останні 15 років - це якраз гідророзрив пласта та буріння горизонтальних свердловин. Ця комбінація має дуже високий потенціал. Горизонтальні свердловини можна бурити перпендикулярно, або вздовж азимуту розвитку тріщини. Практично жодна технологія в нафтогазової промисловостіне дає такої високої економічної віддачі. У цьому переконалися співробітники Тевлінсько-Руськінського родовища, випробувавши на свердловині 1744 метод поінтервального ГРП. Про успішному досвідінам розповів провідний інженер відділу підвищення нафтовіддачі пластів Юрій Міклін.

В епоху високих цінна енергоносії видобувні компанії прагнуть витягти максимум зі своїх активів, видобуваючи стільки вуглеводнів, скільки виправдано економічно, - розповідає Юрій, - із цією метою часто залучаються до розробки протяжних інтервалів пласта за допомогою горизонтальних свердловин. Результати традиційного гідророзриву пласта в таких свердловинах можуть виявитися незадовільними з економічних та технологічних причин. Метод поінтервального або, як ще кажуть, багатоінтервального ГРП, здатний забезпечити більш ефективне вироблення запасів нафти за рахунок збільшення площі контакту тріщини з пластом та створення високопровідних шляхів для руху нафти. Погіршені колекторські властивості пластів змушують видобувні компанії шукати все нові і нові шляхи економічно більш вигідних шляхів будівництва свердловини для подальшої стимуляції пластів, що цікавлять, з використанням останніх досягнень науки і техніки. Усвідомлюючи це, компанії прагнуть скоротити час, а відповідно, і витрати на додаткові спускопідйомні операції та роботу бригад капітального ремонтусвердловин за допомогою спеціального обладнання, яке стає складовоюсвердловини.

Одним із шляхів виходу є закінчення свердловини з горизонтальним закінченням хвостовиком з циркуляційними клапанами на компонуванні, які служать для закачування суміші рідини з пропанітом. Це компонування включає розбухаючі пакери, призначені для закріплення хвостовика і надання йому стійкості у відкритому необсаженном стовбурі.

Процес гідророзривупластів полягає у створенні штучних та розширенні наявних тріщин у породах привибійної зони при впливі підвищених тисків рідини, що нагнітається в свердловину. Вся ця система тріщин пов'язує свердловину з віддаленими від вибою продуктивними частинами пласта. Для запобігання змиканню тріщин в них вводять крупнозернистий пісок, що додається в рідину, що нагнітається в свердловину. Довжина тріщин може досягати кількох десятків метрів.

Тут треба враховувати, що відстань між місцями встановлення циркуляційних клапанів і відповідно місцями ініціювання тріщин у горизонтальному стовбурі впливатиме на продуктивність кожної ділянки, - зазначає Юрій, - тобто потрібно вибрати оптимальну відстань між тріщинами, виходячи з геометрії тріщин, що проектуються. Ми повинні максимально убезпечити себе від перетину тріщин у продуктивному пласті, що може спричинити ускладнення при проведенні ГРП. В ідеальному випадку максимальний дебіт можливий при відстані між тріщинами, що дорівнює радіусу дренування. Ця умова неможлива, враховуючи конструкцію свердловини 1744Г, тому розташування тріщин необхідно було вибирати з максимально можливим видаленням один від одного.

Враховуючи похило залягання пластів, горизонтальні свердловини найкраще підвищують площу контакту з продуктивним пластом. Проведення ГРПза технологією Zone Select проходить наступним чином: спочатку проводиться гідророзривнайдальшого інтервалу через компонування, в якому вже відкрито циркуляційний клапан. Після чого з поверхні колону НКТ (насосно-компресорних труб) разом з продавочною рідиною запускається куля, який, досягаючи вибою свердловини, спочатку відкриває другий циркуляційний клапан для обробки наступної ділянки, а потім сідає в спеціальне сідло, відсікаючи оброблений інтервал. При двох інтервалах обробки використовується одна куля. Пропорційно збільшення кількості інтервалів обробки збільшується і кількість куль. Причому кожна наступна куля має бути більшого діаметра, ніж попередня. Кулі виготовляються із алюмінію, і це важливо. Після стимуляції необхідної кількості інтервалів та закачування розрахункової кількості суміші рідини та піску флот ГРП їде зі свердловини. На свердловину стає флот ГНКТ (гнучкі насосно-компресорні труби), який здійснює промивання, фрезерування куль та освоєння свердловини з визначенням профілю припливу та добових можливостей свердловини. Освоєння виробляється азотом - це найбільше перспективний напрямокзниження тиску на забій свердловини. У ТПП «Когалимнафтогаз» за цією технологією було проведено обробку двох інтервалів свердловини 1744г Тевлінсько-Руськинського родовища. Порівняно з сусідніми горизонтальними та похило-спрямованими свердловинами після проведення на них ГРП за стандартною технологією, на цій свердловині були отримані вищі технологічні показники. Початковий дебіт нафти на свердловині 1744г становив близько 140 тонн на добу.

Насамкінець хочеться відзначити, що саме масштабне застосування ГРПдозволяє зупинити падіння видобутку нафти на родовищах ТПП "Когалимнафтогаз" та збільшує вироблення запасів із середньо- та низькопродуктивних колекторів. Перевагами проведення поінтервального ГРП в горизонтальних свердловинах за технологією «Zone Select» є не тільки збільшення ефективної площі контакту пласта зі свердловиною, що дренує пласт, а й подолання пошкодження привибійної зони стовбура свердловини після буріння, а також прилучення в розробку слабодренованих ділянок з низькими фільтраційними властивостями. Це свідчить про те, що горизонтальні свердловини із застосуванням поінтервального ГРП більш ефективні та економічно вигідні.

Директор ІВТ СО РАН д.ф.-м.н. Сергій Григорович Чорний.

Для чого потрібний гідророзрив пласта (ГРП), чому його необхідно моделювати, що таке просунута модель і кому вона цікава – на ці та інші питання відповідає директор Інституту обчислювальних технологій СО РАН доктор фізико-математичних наук Сергій Григорович Чорний.

1. Навіщо потрібен ГРП

Гідророзрив винайдений для розробки родовищ корисних копалин та будівництва підземних споруд у складних геолого-фізичних умовах – коли необхідні методи керованого руйнування та розвантаження масивів гірських порідстворення в них дренажних систем, ізолюючих екранів і так далі. p align="justify"> Особливе місце ГРП займає серед методів інтенсифікації роботи нафтових і газових добувних свердловин і збільшення прийомистості нагнітальних свердловин. У 2015-2017 році у Росії проводилося по 14-15 тисяч операцій ГРП на рік, у США – близько 50 тисяч.

Метод ГРП полягає у створенні високопровідної тріщини в незайманому масиві породи для забезпечення припливу до забою свердловини газу, нафти, їх суміші, конденсату та ін. кислоти. Тиск закачування вище тиску розриву пласта, тому утворюється тріщина. Для її закріплення в відкритому станівикористовується або проппант, що розклинює розлом, або кислота, що роз'їдає стінки створеної тріщини. Назва проппант прийшла з англомовного скорочення "propping agent" - наповнювач, що розклинює. У цій якості використовується, наприклад, кварцовий пісок або спеціальні керамічні кульки, більш міцні та великі, а отже, більш проникні.

2. Для чого потрібне моделювання ГРП

Створення технології ГРП потребує моделювання його процесу. Це дозволяє прогнозувати геометрію тріщини та оптимізувати всю технологію ГРП. Зокрема, дуже важливо забезпечити правильну формутріщини на початковій ділянці її поширення на околиці свердловини. Треба, щоб у неї були відсутні різкі перегини, які можуть призвести до виникнення пробок, що закупорюють канал відкачування нафти або газу, що видобуваються. Виникає природне питання: звідки брати необхідні для роботи моделі геофізичні дані про пласт, такі як проникність, пористість, стисливість, напружений стан та інші?

Таке питання виникло задовго до розробки технології ГРП та наука запропонувала безліч методів визначення різних параметрів завдання. Це і аналіз кернів (зразків породи, одержуваних під час буріння), і множинні датчики тиску та деформацій, встановлені в різних частинах свердловини, та методи сейсморозвідки, в яких за часом проходження пружних хвиль, що індукуються з поверхні, визначають межі різних матеріалів у породі та їх параметри, і навіть виміри природної радіоактивності, яка може показати, наприклад, розташування глиняних пропластків.

Для визначення основних напруг залягання в незайманому масиві геофізики мають перевірені технології, у тому числі базуються на натурному бурінні і геофізичних вимірах. Також використовується технологія міні-ГРП, в якій за параметрами, що отримуються в процесі створення маленької тріщини, калібруються моделі, якими буде передбачатися поведінка тріщини більшого розміру. Зрозуміло, повну картину неспроможна дати жоден із підходів, тому методи отримання інформації про пласт постійно вдосконалюються, зокрема у нашому інституті. Наприклад, нами показано, що параметри тріщинуватості породи, що оточує свердловину, можна визначити, вирішуючи обернені задачі на основі моделей фільтрації бурового розчину і залежностей, що замірюються тиску в свердловині. Також ми визначаємо структуру та параметри свердловини за результатами каротажного зондування, вирішуючи зворотне завдання на основі рівнянь Максвелла.

3. Чи давно ведеться моделювання ГРП

Порівняно давно, з 50-х років XX століття, практично відразу після того, як ГРП як метод збільшення продуктивності свердловини почав використовуватись. Тоді ж, у 1955 р. було запропоновано одну з перших моделей ГРП – модель Християновича-Жовтова, що отримала подальший розвитоку роботі Гіртсма та де Клерка та відома у всьому світі як модель Християновича-Гіртсма-де Клерка (KGD). Трохи пізніше були створені ще дві відомі, широко використовувані і зараз моделі: Перкінса-Керна-Нордгрена (PKN) і модель плоскорадіальної тріщини. Ці три моделі представляють відповідно три основні геометричні концепції у безлічі одномірних плоских моделей:

• прямолінійне поширення тріщини з лінійного джерела нескінченної висоти;
• прямолінійне поширення тріщини з лінійного джерела кінцевої висоти;
• радіальне симетричне поширення тріщини із точкового джерела.

Три базові концепти та їх модифікації досить добре описують ГРП для типових орієнтацій свердловин у традиційних родовищах нафти та газу, що передбачають вертикальне або похиле буріння та одну тріщину гідророзриву на одну свердловину. Ці моделі не втратили своєї актуальності і завдяки своїй швидкості використовуються в сучасних симуляторах ГРП як для отримання первинної інформації про тріщину, так і для оптимізації параметрів ГРП.

Проте нині у зв'язку з виснаженням традиційних, легковидобуваних запасів дедалі більше у світі займає розробка нетрадиційних родовищ, які характеризуються більш складною структуроюнафтоносних та газоносних пластів. Відмінними особливостями таких пластових резервуарів є низька (щільний пісок) та ультранизка (сланцеві газ і нафта) або навпаки екстремально висока (піщаник з важкою нафтою) проникність пласта, присутність розгалуженої системи тріщин, які можуть містити одне або більше сімейств, орієнтованих у різних напрямкахі перетинають один одного. Найчастіше розробка таких нетрадиційних родовищ стає економічно невигідною без інтенсифікації видобутку, як ГРП. У той самий час традиційні моделі ГРП неможливо адекватно описувати ці процеси, і потрібні нові більш вишукані (сучасні, просунуті, вдосконалені) моделі.

4. Чи здатний ІВТ СО РАН вирішити проблему моделювання ГРП для нетрадиційних родовищ

ГРП - складна технологія, і розробка моделі всього процесу не під силу одному інституту, тому в усьому світі групи вчених концентруються на різних частинах цієї технології. ІВТ має великим досвідому моделюванні початкового етапу поширення тріщини ГРП: від її утворення до досягнення нею розмірів кількох метрів. На цьому етапі, на відміну від розвиненої тріщини, розміри якої досягають уже сотень метрів, сильно помітно впливає викривлення, яке необхідно враховувати.

Тому ми розвиваємо напрямок удосконалення моделей у плані обліку в них тривимірності процесу розповсюдження. Для реалістичного опису просування фронту тріщини у довільному тривимірному випадку необхідно застосовувати тривимірний критерій знаходження збільшення фронту тріщини і вибору напряму його поширення, що враховує змішане навантаження по всіх трьох модах напруг. Серед існуючих робіт, присвячених тривимірним моделямпоширення, відхилення фронту тріщини визначається лише за другою модою. Вони використовуються двомірні плоскі критерії. Нами побудовано та верифіковано нову повністю тривимірну чисельну модель поширення тріщини від порожнини під впливом тиску закачуваної рідини складної реології з тривимірним критерієм поширення. Вона дозволила описати еволюцію тріщини з моменту її утворення до виходу на головний напрямок, з урахуванням її викривлення.

Ще однією відмінною особливістюцієї моделі є одночасний розгляд у ній самої свердловини та змінного навантаження, викликаного перебігом рідини, що поширюється від свердловини тріщині. Зазвичай у роботах з тривимірного моделювання поширення тріщини свердловина не є у моделі. У кращому випадку розглядається змінне навантаження в тріщині, викликане закачуванням у неї ньютонівської рідини з точкового джерела.

Слід також зазначити, що технологічна розробканетрадиційних пластових резервуарів супроводжується проектуванням нових рідин гідророзриву та різних добавок до них (волокна, флока та ін.), які значно змінюють реологічну поведінку цих рідин. Наприклад, зростаючий інтерес до щільних і ультращільних нетрадиційних пластових резервуарів з високим вмістом глини призвів до розробки спеціальних складів з великими частками газу та малими частками води. Ці рідини не погіршують фільтраційні властивості породи і викликають її фізичне руйнування за її закачуванні.

У нашій монографії, що вийшла 2016 року, проведено узагальнення розроблених ІВТ СО РАН моделей тріщин. У ній зібрані результати, опубліковані у високорейтингових журналах, що входять до баз цитування WoS і Scopus, таких як Engineering Fracture Mechanics, International Journal of Fracture та інші.

5. Навіщо потрібна модифікована модель

Як розташовуватиметься розвинена тріщина – більш-менш відомо. Є термін preferred fracture plane – площина переважного розповсюдження тріщини. Якщо відомі напруги (сили), що стискають породу та їх напрями (визначити їх теж проблема, їй займаються геофізики), то цю площину визначити не складає труднощів. У сучасних моделяхі симуляторах основна увага приділяється конфігурації тріщини у цій площині. Коли ж тріщина тільки зароджується від свердловини, на положення і напрямок впливають не тільки напруги в породі, але і свердловина, і колона обсадна, і перфорації (дірки в породі), їх форма, розміри. І напрям тріщини на початку процесу не завжди збігається з площиною, в якій лежатиме розвинена тріщина. Неминуче виникає викривлення тріщини, у якому виникає перетискання тріщини. Таке перетискання може призвести до застрягання проппанта, а й викликає сильне падіння тиску у свердловини. Зараз у симуляторах це падіння тиску враховують за допомогою емпіричного коефіцієнта – скін-фактора, та не дуже успішно. Наша модель дозволяє більш точно прогнозувати та описувати цей ефект.

6. Чи може модифікована модель ГРП застосовуватися безпосередньо на промислах

Спочатку ІВТ не був орієнтований на реалізацію відомих моделей та розробку технологій, а концентрувався на створенні їх наукових засад. Однак такі основи мають і безпосереднє практичне застосування. Наприклад, на початку процесу ГРП для ініціювання тріщини потрібен більший тиск, ніж її підтримки. І визначити цей тиск не завжди просто, а від нього залежить кількість та тип необхідного обладнання. У світовій літературі представлені наближені аналітичні оцінки, були спроби розрахунків, але остаточне вирішення проблеми не знайдено. Нами розроблена модель ініціювання тріщини, яка (модель) по конфігурації та напругам у породі передбачає і тиск руйнування, і тип тріщини, що утворилася, і її орієнтацію.

Цю модель не можна безпосередньо застосовувати у полі. Розрахунок та налаштування займає деякий час. Крім того, потрібне точне знання напрямів напруги, їх значень, напрямків перфорацій. Зазвичай цієї інформації немає, тому що точність вимірів не завжди достатня, через високої вартостіне всі напруги в породі вимірюються, напрями перфорацій не можна точно встановити, тому що від місця, де фіксується колона обсадна, до перфорацій кілька кілометрів.

Але модель може сказати, які орієнтації свердловини найнебезпечніші з погляду невдалого ГРП, з погляду утворення поздовжньої тріщини (яка небажана при многостадийном ГРП), інтервали тиску, необхідного початку ГРП. Таке дослідження, наприклад, ми проводили на замовлення компанії «Шлюмберже» для родовища в Омані, яке розташоване на глибині понад чотири кілометри і сильно стиснуте не лише у вертикальному, а й у горизонтальному напрямку, через що успішних спроб ГРП на ньому було менше половини.

7. Яким бачиться майбутнє ГРП у контексті «нової нафти»

Сучасний стан традиційних нафтогазових запасів можна охарактеризувати словом «виснаження». Все більша кількість видобувається з нетрадиційних колекторів, які важко видобувати. Прикладами є носії так званої «сланцевої нафти» або, якщо використовувати коректний термін – «нафти низькопроникних колекторів» у США та Канаді, або баженівська почет у Росії. Остання, хоч і має величезні запаси, але значно складніша для освоєння. Порода має безліч особливостей не тільки в порівнянні з традиційними колекторами, а й з популярними на американському континенті сланцями. По-перше, це слабкі в сотні та десятки разів, відповідно, проникність та пористість. Тобто нафти в ній міститься менше, і переміщається до свердловини вона гірша. Нафту з таких порід неможливо видобувати без використання ГРП.

По-друге, породи такого типу характеризується сильною шаруватістю і пластичністю або, швидше, плинністю, високим поровим тиском, що ускладнює проведення гідророзриву, і його моделювання. З точки зору останнього необхідно додатково враховувати анізотропність напруги, матеріалу, пластичні ефекти при описі поширення тріщини, нелінійність деформацій при осіданні тріщини на проппант. Зауважу, що окрім безпосередньо гідророзриву, освоєння цієї формації вимагає вирішення безлічі наукових та технологічних завдань, над чим працюють вчені у Сколковому та в МДУ, у Санкт-Петербурзі та в Новосибірську.