Особливості грп для ущільнених пісковиків. Гідророзрив пласта

Мала історія ГРП

У світовій практиці видобутку нафти і газу гідророзрив пласта займає чільне місце серед інших методів інтенсифікації припливу вуглеводнів. Однак в Україні останні кілька років він піддається критиці, заснованій на застосуванні виключно при видобутку сланцевого газу, та сумнівах щодо досконалості технологій, які нам нібито «нав'язують» західні компанії.

Альтернативою видобутку власних нафтогазових ресурсів є їхній імпорт. Вартість імпорту газу з Росії, основного постачальника для України, широко відома і стала основною причиною активізації заходів щодо зниження енергетичної залежності – диверсифікації маршрутів та джерел постачання газу, в т.ч.: зовнішньої – постачання газу з Європи за схемою «реверсу» та як ЗПГ , і навіть внутрішньої – збільшення власного видобутку суші і шельфі.

Останнім часом небагатьом компаніям, які працюють на території Східної Європи, вдається досягти значного прогресу у видобутку нафти та газу. Насамперед це пояснюється виснаженістю родовищ і низьким рівнем запасів, у яких традиційні методи буріння і видобутку не працюють. Іншими словами, шанси на те, що після буріння звичайної вертикальної свердловини буде зафіксовано потрапляння до підземного природного резервуару скупчення газоподібних вуглеводнів і буде отримано стабільний приплив товарної продукції – невеликі.

Умови видобутку газу залишаються майже незмінними на Півночі Росії, Катарі, Ірані та ще кількох регіонах, які географічно розташовані над такими резервуарами, що мають гігантські масштаби та сприятливі умови залягання копалин. Більше того, деякі з цих країн здійснюють зворотне закачування видобутого газу для збільшення тиску в нафтових пластах і таким чином – вилучення великих обсягів нафти.

Проте більшість країн світу змушена впроваджувати способи інтенсифікації видобутку газу своїй території, тобто. застосовувати нові методи вилучення вуглеводнів на виснажених родовищах й у нових, глибших, продуктивних горизонтах, де нафту і газ містяться у щільних породах: вугільних пластах, сланцях, щільних пісковиках та інших.

Технологія видобутку вуглеводнів у щільних породах, що залягають вузьким, але протяжним пластом, спочатку вимагає буріння звичайної вертикальної секції свердловини, а після – горизонтальної секції (шляхом викривлення стовбура), що споруджується всередині та вздовж продуктивного горизонту довжиною близько 1 км. Це дозволяє збільшити площу контакту з породою і відповідно збільшити приплив товарної продукції із застосуванням методів інтенсифікації видобутку, відомих у США та СРСР ще з 50-х років минулого століття, зокрема, такого як гідравлічний розрив пласта (ГРП).

Застосування саме таких методів дозволяє країнам із недостатнім ресурсним потенціалом, але високим енергоспоживанням отримати хоча б відносну енергетичну незалежність, знижуючи зовнішній вплив від дорогого імпорту вуглеводнів.

Що таке «гідророзрив пласта»?

«ГРП - один із методів інтенсифікації роботи нафтових та газових свердловин та збільшення приємності нагнітальних свердловин. Метод полягає у створенні високопровідної тріщини в цільовому пласті для забезпечення припливу флюїду, що видобувається (газ, вода, конденсат, нафта або їх суміш) до забою свердловини. Після проведення ГРП дебіт свердловини зазвичай різко зростає. Метод дозволяє «оживити» свердловини, що простоюють, на яких видобуток нафти або газу традиційними способами вже неможливий або малорентабельний. Крім того, в даний час метод застосовується для розробки нових нафтових пластів, вилучення нафти з яких традиційними способами є нерентабельним через низькі отримувані дебіти. Також застосовується для видобутку сланцевого газу та газу ущільнених пісковиків» - Джерело: Вікіпедія.

Відповідно до термінології «Газпрому»: «Гідророзрив пласта – гідравлічний розрив пласта, - формування тріщин у масивах газо-, нафто-, водонасичених та інших гірських породах під дією рідини, що подається в них під тиском. Операція проводиться в свердловині підвищення дебіту за рахунок розгалуженої системи дренування, отриманої в результаті утворення протяжних тріщин. Реалізація гідророзривів пластів на газових свердловинах стала можливою з появою насосних агрегатів, що забезпечують швидкість накачування 3-4 куб.м/хв при тиску 100 МПа. При закачуванні в свердловину робочої рідини з високою швидкістю її вибої створюється високий тиск. Якщо воно перевищує горизонтальну складову гірського тиску, утворюється вертикальна тріщина. У разі перевищення гірського тиску формується горизонтальна тріщина.

Як робоча рідина, як правило, використовують загущені рідини на водній або вуглеводневій основі. Разом з робочою рідиною закачують закріплюючий агент (пісок або твердий матеріал фракції 0,5-1,5 мм), що заповнює тріщину і перешкоджає змиканню. При застосуванні загущеної рідини за рахунок зниження її витоків у пласт можна підняти забійний тиск при значному зниженні швидкості закачування і за рахунок пісконесучої її здатності транспортувати закріплюючий агент по всій довжині тріщини». На пострадянському просторі загальноприйнятим є скорочення – «ГРП», однак для наголошення на негативному акценті процесу, частіше використовується його іноземна назва – «фрекінг» (скорочення від англ. Hydraulic fracturing).

Деякі факти про ГРП:

Рідина для процесу в середньому 99,95% складається з води та піску з малою часткою хімічних добавок, також використовується вода та ін рідини, азот або СО2, раніше застосовувався розчин з крохмалем;

Щорічно десятки тисяч свердловин зазнають ГРП, за результатами яких поки що не доведено забруднення підземних вод рідиною, що застосовується при операції;

Лідерами застосування та ідеологами створення технології є США та Росія.

ГРП: наскільки це нова технологія?

ГРП не є новою технологією. Вперше він був застосований у США 1947 р. на газовому родовищі Hugoton в окрузі Грант південно-західного Канзасу компанією Stanolind. Експеримент не був дуже успішним. Патент на цьому процесі було випущено у 1949 р., а виняткову ліцензію було видано Halliburton Oil Well Cementing Company. 17 березня 1949 р. Halliburton виконав перші два комерційні ГРП в окрузі Стівенс (штат Оклахома), та окрузі Арчер (Техас). Як рідина при перших ГРП використовувалася технічна вода, як розклинюючого агента - річковий пісок.
Трохи пізніше ГРП проводилися й у СРСР. У 1953-1955 рр. розробниками теоретичної основи стали радянські вчені Християнович С.А. та Желтов Ю. П. (модель тріщин ГРП «Християновича-Желтова»), які також вплинули на розвиток ГРП у світі. Сфера застосування ГРП розширилася також видобуток метану з вугільних пластів, газу ущільнених пісковиків, і навіть сланцевого газу. Вперше у світі гідророзрив вугільного пласта було здійснено 1954 р. на Донбасі. Сьогодні метод ГРП досить часто застосовується як державними, і приватними видобувними компаніями як метод інтенсифікації видобутку нафти і.

До 1988 р. США було проведено понад 1 млн. ГРП (1500 ГРП на місяць), а сфера застосування цієї операції настільки розширилася, що близько 40% свердловин після буріння підлягали проведенню ГРП і понад 30% запасів стало економічно вигідно розробляти із застосуванням ГРП . Завдяки ГРП було забезпечено збільшення запасів, що видобуваються, на 1,3 млрд.т нафти.

У 2002 р. у Північній Америці було розроблено модернізовану технологію ГРП для колекторів з високою проникністю. Вже 2005 р. було відомо, що у 85% газових і понад 60% нафтових свердловин проводився ГРП . Таким чином, цей метод став звичайним методом завершення газових свердловин усіх типів колекторів.

За останні 65 років, ця технологія використовувалася енергетичними компаніями для отримання природного газу та нафти з пасток у скельних утвореннях, а також для стимулювання припливу води з водних свердловин та доведення геотермальних свердловин до комерційної життєздатності. Сьогодні, для отримання або збереження економічної доцільності експлуатації, дев'ять із 10 сухопутних нафтогазових свердловин потребують проведення ГРП.

ГРП – не новинка і для Європи. Наприклад, у Франції, результати звіту Парламентського управління з оцінки науково-технологічних рішень (OPECST) вказували на те, що процес ГРП використовувався в країні з 1980-х років не менше 45 разів без яких-небудь -або наслідків для довкілля. Для порівняння, у Великій Британії починаючи з 1970 р. було проведено понад 200 ГРП. У 1980-х роках Німеччина та Нідерланди, для збільшення обсягів видобутку на існуючих наземних свердловинах, почали застосовувати ГРП. Починаючи з 1975 р. масивні ГРП були проведені в Німеччині на газових свердловинах у щільних пісковиках Rotliegend та вугільних пластах (рис. 2), що досі забезпечує більшу частину німецького видобутку природного газу.

До теперішнього часу в Нідерландах ГРП вироблено понад 200 свердловинах. Зокрема за 2007-2011 роки. на 22 свердловинах, у т.ч. 9 – на суші та 13 – на шельфі.

Цей період співпав із відкриттям нових нафтогазових родовищ у Північному морі. У 1970-х роках Великобританія, Норвегія, Нідерланди та ін почали їх експлуатацію.

Інноваційні можливості горизонтального буріння, що дозволяє видобувати газ у великих обсягах, були підтверджені французькою компанією Elf Aquitaine, яка, в період 1980-1983 рр., успішно здійснила буріння кількох свердловин на південному заході Франції.

Незважаючи на успішність просування технології країни ЄС, по-різному розглядають застосування ГРП і взагалі розробку сланцевого газу.
Стаття 194 Лісабонського договору (міжнародний договір, підписаний на саміті ЄС 13 грудня 2007 р.), який був покликаний замінити конституцію ЄС, що не набула чинності, свідчить, що прийняття рішень про структуру споживаних енергоресурсів належить до компетенції конкретних держав-членів ЄС у світ енергетичних пріоритетів, проблем енергетичної безпеки та наявних ресурсів. Саме тому різні країни-члени ЄС застосовують різні підходи щодо розробки сланцевого газу.

Приклад того, Польща – великий імпортер природного газу, а також найбільший у ЄС виробник та споживач вугілля. Уряд Польщі ухвалив рішення про розвідку сланцевого газу як засобу для підтримки зниження внутрішнього видобутку традиційного газу, декарбонізації своєї економіки (зменшення обсягів споживання вугілля та його частки в структурі енергобалансу) та зменшення залежності від імпортованого газу.

Інші країни, такі як Великобританія, Данія, Швеція, Угорщина, Румунія та Литва також вивчають, планують вивчити потенціал своїх ресурсів та поступово впроваджують ГРП на своїх родовищах. Поки що лише три країни ЄС: Франція, Чехія та Болгарія заблокували використання ГРП на своїй території.

До кінця ХХ століття спільне застосування горизонтального буріння та гідророзриву викликали революцію у газовій галузі, яка почалася в США і тепер змінює світ. (Про роль США у сланцевій революції див. .

Світові тенденції розвитку та розширення використання цього методу торкнулися не тільки країн Європи, а й Росії, України, які вже понад 65 років використовують його на своїх виснажуваних родовищах. Проте з 2006 р., на тлі загострення міждержавних взаємовідносин щодо вартості імпорту російського газу, Україна визначила однією з альтернатив зниження газової залежності від Росії – активізацію діяльності з розвідки та видобутку сланцевого газу. З цього моменту офіційні позиції двох країн, професійної спільноти та громадян суспільства двох братніх народів щодо ГРП стали розходитися.

Олександр Лактіонов
Головний спеціаліст з дослідження енергетичних ринків компанії "Смарт Енерджі"

У сучасній галузі нафтовидобутку гідророзрив пласта (ГРП) є ефективним методом впливу на привибійну область свердловини. Цей спосіб необхідний збільшення продуктивної віддачі від родовища нафти чи газу, ступеня поглинання нагнітальних різновидів свердловин, і навіть у межах робіт із ізоляції грунтових вод. Сам процес гідравлічного розриву пласта включає створення нових тріщин та збільшення вже наявних, які пролягають у привибійній породі. Вплив на тріщини відбувається за допомогою регулювання тиску рідини, що подається у свердловину. В результаті гідророзриву пласта зі свердловини можна видобувати цінні ресурси, розташовані на віддаленій відстані від ствола.

З історії появи гідророзривів пласта

Розробки щодо збільшення продуктивності нафтовидобутку з готових свердловин проводилися в Штатах вже наприкінці XIX століття: тоді було випробувано спосіб стимулювання за допомогою вибуху нітрогліцерину, який розбивав тверді породи і дозволяв одержувати звідти цінні ресурси. У той же період проводилися випробування з розробки привибійної зони за допомогою кислоти, і останній метод набув активного поширення у 30-х роках минулого століття.

У результаті застосування кислоти стимулювання продуктивності свердловин було встановлено, що підвищення тиску може призвести до розривів пластів. З цього почався розвиток ідеї гідророзриву пластів породи, і першу спробу зробили вже 1947 року. Попри невдачу, дослідники продовжували розробку методу, та його роботи увінчалися успіхом через два роки. У 50-ті роки в Штатах все частіше стали проводитися розробки із застосуванням методу гідравлічних розривів пласта, і до останньої третини XX століття число таких операцій перевищило мільйон лише в Америці.

Гідравлічний розрив пласта як методика розробки свердловин став використовуватися і СРСР: перші спроби відзначені 1959 роком. Після цього настав період згасання популярності цього способу, оскільки на території Сибіру стали розробляти свердловини, які без додаткових маніпуляцій забезпечували безперебійний видобуток нафти і газу в потрібних обсягах. З кінця 80-х методика знову набула поширення, коли колишні родовища перестали давати таку ж кількість цінних ресурсів, але ще не могли бути повністю вичерпаними. Нині методика гідравлічного розриву пласта застосовується біля всієї Росії, соціальній та інших державах.

Різновиди гідравлічних розривів пласта

У сучасній галузі розробки ресурсів розрізняють два види гідравлічного розриву:

• Проппантний гідророзрив пласта. У цьому методі застосовується спеціальний матеріал для розклинювання. Під час процедури проппант заливають усередину для того, щоб тріщини, що створюються від тиску, не з'єднувалися назад. Такий різновид способу добре підходить для пісковиків, алевролітних та інших теригенних порід. Гідравлічний розрив із пропаннтом використовується найчастіше.
• Гідророзрив пласта із застосуванням кислоти. Такий метод більш прийнятний для карбонатних порід, і тріщини, які виходять при поєднанні підвищення тиску та додаванні руйнівної рідини, не потребують додаткового закріплення, як у першому випадку. Головна відмінність гідравлічного кислотного розриву від звичайної обробки тією ж кислотою полягає в кількості матеріалу і ступеня тиску.

Незалежно від типу обробки, успішність застосування ГРП залежить від низки факторів. Насамперед, об'єкт реалізації методу має бути обраний з урахуванням його особливостей, видів пластів, і навіть глибини і інтенсивності розробки. Вибір технології залежить від умов, у яких знаходиться свердловина. При правильному застосуванні ефективність нафтовидобутку в обробленій свердловині стає набагато вищою.

Процес проведення гідророзриву пласта

Гідророзрив пласта доцільно проводити для свердловин з невисокою продуктивною здатністю, яка відбувається через природну щільність шарів або зниження якості фільтрації після розкриття чергового шару.

Процес обробки займає кілька етапів:

• Дослідження свердловини, під час якого визначається її здатність до поглинання, стійкості до тиску та інші параметри.
• Очищення свердловини. Для цього застосовують дренажні насоси та промивають стовбур, щоб властивості фільтрації в привибійній області були достатніми для подальшої роботи. Також свердловина може бути оброблена соляною кислотою, щоб умови формування тріщин від розриву були оптимальні.
• Спуск у свердловину труб для подачі рідини у вибій. Обсадна колона оснащується пакером та гідроякорем для того, щоб тиск не деформував трубу. Гирло оснащується головкою для приєднання обладнання, яке необхідне для нагнітання промивної рідини.
• Сам гідророзрив проводиться у вигляді нагнітання рідини до того часу, поки пласті не з'являться тріщини. Відразу після гідравлічної дії потрібно закачати рідину на високій швидкості.
• Гирло перекривається, свердловину не чіпають до зменшення показників тиску.
• Промивання свердловини після гідравлічного розриву та освоєння.

За невеликої глибини гідророзрив пласта може бути здійснений без труб НКТ або без запобіжника. У першій ситуації нагнітання проводиться по обсадних трубах, а в другій воно може бути організоване і за кільцем навколо них. Дана методика дозволяє мінімізувати втрати в показниках тиску, якщо в процесі використовується дуже густа рідина консистенції. Крім того, для деяких свердловин проводять багатоступінчастий розрив, при якому різні пласти отримують тріщини, завдяки чому їхня проникність сильно зростає.

Для визначення розташування самих тріщин застосовується метод радіоактивного каротажу. Дана технологія дозволяє дізнатися, де саме розриви, при введенні звичайного і зарядженого піску.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Досвід застосування гідророзриву пласта за кордоном

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

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

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

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

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

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

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

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

Фізичні властивості проппанту.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Створення оптимальної технології ГРП передбачає дотримання наступних критеріїв:

Забезпечення оптимізації вироблення запасів родовища;

Максимізація глибини проникнення проппанта в тріщину:

Оптимізація параметрів нагнітання рідини розриву та проппанту;

Мінімізація вартості обробки;

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

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

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

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

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

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

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

7. Розрахунок економічної ефективності проведення ГРП.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Основні поняття про метод гідравлічного розриву пласта

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

Завдання розв'язувані при гідророзриві

При гідравлічному розриві мають бути вирішені такі завдання:

А) створення тріщини

Б) утримання тріщини у розкритому стані

В) видалення рідини розриву

Г) підвищення продуктивності пласта

Створення тріщини

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

Утримання тріщини у розкритому стані

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

Видалення рідини розриву

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

Підвищення продуктивності пласта

До початку проектування процесу слід здійснити аналіз його економічної доцільності.

Ціль гідравлічного розриву

Проведення гідророзриву має дві основні цілі:

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

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

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

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

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

Ось деякі форми порушення проникності пласта:

1). Вторгнення в пласт частинок буровогорозчину.

2). Вторгнення в пласт фільтрату буровогорозчину.

3). Вторгнення в пласт цементного фільтрату.

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

5). Руйнування перфорації та ущільнення материнської породи.

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

7). Вторгнення в пласт рідини закінчення або глушіння.

8). Закупорювання пласта природними глинами.

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

10). Відкладення солей у пласті або перфорації.

11). Утворення або закачування емульсії в пласт.

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

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

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

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

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

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

Напрямок тріщини розриву.

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

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

Вертикальний розрив

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

Горизонтальний розрив

Рідини розриву

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

Сумісність із пластом та пластовими рідинами.

1) Порушення проникності пласта

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

2) Порушення проникності піщаної пробки

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

3) Пластові рідини

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

Вартість.

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

Таблиця 11.

Порівняльна вартість різних рідин (долари США)

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

Види рідин

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

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

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

3. Ці рідини незаймисті; отже вони не вибухонебезпечні.

4.Рідини на водній основі легко доступні.

5. Цей тип рідини легше контролюється та загущується.

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

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

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

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

2. Система найефективніша з погляду контролю втрати рідини.

3. З'єднувальні системи мають кращу термостабільність.

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

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

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

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

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

Також у світовій практиці відомі такі види рідин розриву:

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

Реологія рідин

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

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

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

Розрахунок в'язкості в тріщині прямокутного перерізу:

E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (Сантіпуаз)

де P-пластична в'язкість (Сантіпуаз)

Q-витрата при закачуванні (м3/хв)

H-висота тріщини (м)

W-ширина тріщини (мм)

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

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

Вимірювання в'язкості.

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

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

Таблиця 12

Обороти віскозиметра	Швидкість зсуву
	1022

Регулювання фільтрації рідини

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

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

Несуча здатність рідини за проппантом.

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

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

Тертя.

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

Безпека.

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

Видалення та визначення кількості рідини.

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

Розклинювальні матеріали (пропанти)

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

1) типу, розміру та однорідності проппанта;

2) ступеня його руйнування чи деформації;

3) кількості та способу переміщення проппанта.

Деякі найбільш уживані розміри проппантів:

Таблиця 13

Властивості агентів, що розклинюють

1) Розміри та однорідність

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

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

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

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

Американського НафтовогоІнституту (API RP 56).

2) Міцність

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

3) Термохімічна стабільність

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

4) Вартість

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

Випробування на проникність.

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

Довготривала проникність.

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

Типи проппантів.

Першим матеріалом, який використовувався для утримання тріщини у розкритому стані, був крем'янистий пісок. У міру розвитку технології ставало ясно, що деякі типи піску кращі за інші.

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

1) Керамічні пропанти

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

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

2) Кераміки проміжної щільності

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

3) Кераміки низької щільності

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

Розрахунок гідравлічного розриву пласта

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

Експлуатаційнасвердловина (таблиця 14), родовища.

Таблиця 14

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

1.Вертикальна складова гірського тиску:

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

2.Горизонтальна складова гірського тиску:

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

У подібних умовах за ГРП слід очікувати утворення вертикальної тріщини.

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

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

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

3.Визначимо тиск на вибої свердловини в кінці гідророзриву:

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

Рзаб = 49,4 * 106 = 49,4 МПа

4.Визначаємо довжину тріщини:

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

5.Визначаємо ширину (розкритість) тріщини:

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

6.Визначимо поширення рідини-пісконосія в тріщині:

L1 = 0,9 * l = 0,9 * 31,7 = 28,5 м

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

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

8.Визначаємо проникність тріщини такої ширини:

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

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

Визначимо параметри ГРП.

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

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

Число Рейнольдса

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

Коефіцієнт гідравлічного опору

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

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

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

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

2p2d5 2*3,142*0,0765

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

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

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

14,6

Необхідна кількість насосних агрегатів:

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

Де Ра- робочий тиск агрегату;

Qa-подача агрегату при цьому тиску

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

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

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

5. Тривалість гідророзриву:

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

Техніка та технологія гідравлічного розриву пласта

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

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

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

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

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

.

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

Тиск ГРП пласта встановлюють за досвідом або оуенюють за формулою:

РГРП=рr+sр

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

Тиск нагнітання на гирлі свердловини:

РУ = рГРП + Δртр - рс

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

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

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

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

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

Спеціальні агрегати та технічні засоби, що застосовуються при ГРП

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

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

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

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

1. КРАЗ-250 ЦА

2. Урал-4320 пожежна машина

3. Кенворд пісковоз

4. Кенворд хім. фургон.

5. Кенворд блендер

6. Кенворд насосна установка

7. Кенворд цементний агрегат

8. Кенворд-трубовоз

9. Форд-350 лабораторія

10. УАЗ-3962 санітарний фургон

11. К-700 вакуумне встановлення

Техніка Кенворд обладнанаспеціальними фільтрами, що вловлюють викиди.

Підземне обладнання, що застосовується при ГРП

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

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

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

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

Рідина розриву та розклинюючі агенти.

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

Критерії вибору свердловин щодо ГРП.

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

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

1.1. ефективна товщина пласта не менше ніж 5 м;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2. наявність скін-ефекту на КВС;

2.3. обводненість продукції свердловин має перевищувати 20%;

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

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

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

Технологія проведення ГРП.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Як розклинювальний агент використовувався привізний кварцовий пісок.

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

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

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

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

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

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

Відсутність у рідині ГРП водної фази;

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

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

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

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

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

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

Оцінка технологічної ефективності проведення ГРП

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

Технологічна ефективність застосування методів збільшення нафтовіддачіхарактеризується:

Додатковою добуванням нафтиза рахунок підвищення нафтовіддачіпласта;

Поточної додаткової добуванням нафтиза рахунок інтенсифікації відбору рідини із пласта;

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

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

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

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

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

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

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

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

by John Manfreda
13 квітня, 2015
http://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/The-Real-History-Of-Fracking.html

За останнє десятиліття більшу частину історії енергетичного сектора США пов'язують із гідро-розривом пласта (ГРП), також відомим як «фрекінг». Ця технологія при бурінні дозволила нафтовим та газовим виробникам видобувати нафту та природний газ із сланцевих порід, тим самим збільшивши видобуток нафти та газу всередині США.

Вчені чоловіки від ЗМІ стверджують, що такий видобуток нафти та газу це – технологічний прорив, який дозволив нам стати найбільшим виробником нафти та газу у світі та дозволить нам стати енергетично незалежними до 2020 року.

Існує багато міфів навколо цієї технології (отруює питну воду, викликає рак), але найбільший міф, що це нова технологія.

Громадянська війна та початок «фрекінгу».

Історія «фрекінгу» можна розпочати з 1862 р. Це час битви при Фредеріксбурзі, коли ветеран громадянської війни полковник Едвард Л. Робертс побачив, що може статися під час артилерійської стрільби у вузькому каналі. Це було описано як супертампонаж рідиною.

26 квітня 1865 р. Едвард Робертс отримала свій перший патент за використання вибухових торпед в артезіанських свердловинах. У листопаді 1866 р. Едвард Робертс отримав патент за номером 59,936, відомий як «торпеда, що вибухає».

Цей метод передбачав закладку торпеди у залізний корпус, який містив 15-20 фунтів вибухівки. Корпус потім опускався в нафтову свердловину у найближчому місці до родовища. Потім підривали торпеду за допомогою дротів, а потім заповнювали свердловину водою.

Цей винахід дозволило збільшити видобуток нафти на 1200% окремих свердловинах через тиждень після проведення. Була створена Roberts Petroleum Torpedo Company, яка брала $100-$200 за ракету та роялті у розмірі 1/15 від прибутку, отриманого від продукту.

Народження промислового «фрекінгу».

Інновацій був до 1930 р., коли бурильники почали використовувати невзрывоопасные рідини, заміну знайшли у кислоті, замість нітрогліцерину. Це зроблено свердловини більш продуктивними.
Незважаючи на те, що народження «фрекінгу» відноситься до 1860-х рр., Народження сучасної технології ГРП відноситься 1940-х рр.. У 1947 р. Флойд Фарріс зі Stanolind Oil & Gas почав досліджувати взаємозв'язки між видобуванням нафти та газу та кількістю закачування на кожну свердловину.

Ці дослідження привели до перших експериментів із ГРП, які були проведені на газовому родовищі Hugoton у графстві Грант Канзас у 1947 р. Тоді 1000 галонів гелеподібного газоліну з піском закачали у газоносний горизонт вапняку на глибині 2400 футів. Потім закачали туди розріджувач. Хоча цей експеримент не дав приросту видобутку, він вважається початком ГРП.

Незважаючи на провал на газовому родовищі Hugoton, дослідження продовжувалися. 17 березня 1949 р. Halliburton провела два комерційні експерименти; один у графстві Санкт-Стівенс в Оклахомі, а інший в Арчері, Техас. Ці результати були набагато успішнішими.

Після досягнення успіхів 1949 р., «фрекінг» став комерційним. У 1960-х роках. Pan American Petroleum почала використовувати цю технологію під час буріння в Санкт-Стівенсі в Оклахомі. У 1970-х роках. Цей метод екстракції стали використовувати на родовищах Piceance, San Juan, Denver, Green River.

Навіть президент Джеральд Форд нагороджений цим. У своєму посланні 1975 р. президент Форд сказав про розвиток сланцевих нафтових формацій як частини загального плану розвитку енергетики та зниження залежності від імпорту нафти.

Сучасне положення у «фрекінгу».

Сучасні становище у «фрекінгу» почалося 1990-х гг. Коли Джордж Мітчелл створив нову технологію, яка пов'язала ГРП із горизонтальним бурінням.

Сланцевий бум

Технологія, відома як ГРП, не є новою і використовувалася більш ніж 100 з лишком років. Як мобільний телефон, комп'ютер або автомобіль це не інновація, а прогрес протягом тривалого часу. Залишається питання: чому сланцевий нафтовий бум стався багато років після того, як технології були винайдені?
Порівняння цих двох діаграм, що показують динаміку видобутку 1990-х років. і ціни починаючи з 2000 р., можливо, допоможе пояснити це.

На закінчення, що дозволило нафтовій та газовій промисловості видобувати нафту із сланцевих порід протягом останніх 7 років – високі ціни. Якби не високі ціни на нафту, то нікому б не спало на думку вкладати в нафтову та газову промисловість, а видобуток нафти в США продовжував би падати.

Необхідний коментар до статті.

Ну це як у споконвічній суперечці хто перший. От і зараз згадали полковника Робертса. Те, що технологія не нова давно відома і те, що ЗМІ нас зазомбували. Зомбі ЗМІ. Дослідження з ГРП та СРСР проводилися. Навіть була ідея проведення підземного ядепного вибуху для стимуляції припливу нафти. Наскільки "успішно" чи "не успішно" - не знаю, але впевнений на 100%, що такі експерименти були.

Щодо зомбі ЗМІ. У нас мало цікавляться становищем у нафтогазі, зате всі знають про Bakken, Eagle Fort, Marcellus, Monterrey. Хоча й у Росії багато чого є. Арктичний шельф, як і Східний Сибір - мало розвідані.

А.Кунгуров пише: «Близько 60% (а хтось говорить і про 80%) вітчизняного ринку нафтосервісних послуг належать четвірці найбільших західних компаній - Schlumberger, Baker Hughes, Weserford і Halliburton, діяльність яких обмежена накладеними урядом США санкціями щодо РФ, а може бути повністю припинена. Варто зазначити, що залежність від імпорту в нафтовій галузі більш ніж критична – видобуток нафти на арктичному шельфі без американців неможливий у принципі; понад 30% видобутку російської нафти забезпечується фрекінгом (ГРП), який без участі «великої четвірки» практично неможливий. Всі найсучасніші технології, як буріння похилих і горизонтальних свердловин, високотехнологічні геофізичні дослідження - всі ці роботи виконували іноземці та афілійовані з ними структури» (http://kungurov.livejournal.com/104300.h tml)"

Тобто. посил як би зрозумілий: це такі складні технології, що не всім це розумно. І що не всі можуть раніше дострибнути. Лише окремим категоріям, як американцям, це під силу.

Анекдот на тему:

Міжнародна конференція.
Англієць: Англієць Тревітік винайшов перший паровоз
Російська делегація: Хвилинку. Ось у нас є документ, що паровоз винайшов російський та винахідник Черепанів.
Італієць:радіо винайшов італієць Марконі.
РД:Хвилинку. Ось ми маємо документ, що радіо винайшов російський винахідник Попов.
і т.д.
Француз:Французи винайшли мінет.
РД:Хвилинку. Ось лист Царя Івана Грозного Боярам: "А, сучі потрохи, мало голів позносив, туди ж, бачив вас усіх наскрізь і *** в рот.
- Семене Семеновичу, там немає слів "бачив наскрізь"
- А це щоб німці зі своїм ренгеном не виї****

Сьогодні видобуток сланцевого газу методом гідророзриву пласта або коротко фрекінг опинився у списку технологій, які є популярно нелюбими. Фрекінг є методом закачування води під високим тиском для вилучення природного газу зі зламаного пласта. Гідророзрив пласта критикують у світі досить широко як небезпечний метод, який навіть заборонено у низці країн. Гідророзрив пласта звинувачують у використанні токсичних компонентів, що забруднюють навколишнє середовище, та провокації землетрусів. Супротивники методу стверджують, що результатом гідророзриву пласта виявиться забруднення питної води метаном до вибухонебезпечного стану. А забруднення токсинами спричинить невідомі захворювання. Звучить жахливо? Ще б!

Гідророзрив пласта – чудова мета, на яку слід спрямувати скептичний погляд.

У 2010 фільм Gasland кинув на розгляд публіці звинувачувальні заяви щодо не лише фрекінгу. Фільм намалював моторошну картину скритності, спраги наживи за всяку ціну і бездумне забруднення всього живого навколо видобувними підземними ресурсами компаніями. Добувні компанії відповіли веб сторінкою «Розвінчання Gasland» (Debunking Gasland) та іншими публікаціями, які не лише спростовували заяви, але й обрушилися на продюсера фільму як активіста руху. Як було сказано у відповідь на фільм, заяви кинуті без геологічної експертизи та досвіду у бурінні свердловин. Кому з протиборчих сторін має вірити звичайна людина з вулиці? На жаль, слухати доводиться чи противників гідророзриву, чи прихильників. Рідше чи ніколи людина з вулиці неупереджено аналізувала всі за і проти фрекінгу на підставі науково обґрунтованих фактів.

Природний газ перебуває у пластах сланців чи вугілля і залишає ці природні ємності через природні розломи. Близькі до родовища порівняно легко витягти бурінням без фрекінгу. Але більш глибокі і багатші родовища знаходяться на глибинах 1,5-6 кілометрів, де під вищим тиском пласти мають значно меншу кількість розломів і проникність породи недостатня, щоб отримати велику кількість сланцевого газу. У цих глибоко залягаючих щільних породах є сенс застосувати спосіб видобутку сланцевого газу шляхом гідророзриву пласта. Пласт сланцю зазвичай не товщий за сто метрів, тому свердловини бурять горизонтально до глибини приблизно один кілометр і встановлюють трубу, отримуючи можливість створити гідравлічний важіль. Закачуючи воду в невеликий отвір труби, можна створювати тиск до 700 атмосфер і впливати на велику площу. Тиск розриває пласт на безліч тріщин близько 1 мм, дозволяючи сланцевому газу покинути насиджене місце. Гідророзрив пласта передбачає закачувати воду, що містить пісок, це і є суть всього методу. Частинки піску потрапляють у мікротріщини, розширюючи їх, до стану, що дозволяє вирватися газу. Далі влаштовуються витягні свердловини, і процес видобутку стає набагато продуктивнішим, так як у газу тепер достатньо шляхів залишити глибокі пласти.

Хоча метод гідророзриву пласта використовується з початку 50-х років минулого століття, широкий видобуток сланцевого газу отримав розвиток у 2000-х роках. Близько 90% свердловин США працюють завдяки гідророзриву пласта. Фрекінг несе економічні та політичні вигоди країні, внаслідок збільшення видобутку енергоносія.

Отже, які проблеми виникають внаслідок застосування методу гідророзриву? Найбільш драматичним та популяризованим ефектом виявилася питна вода, насичена метаном, основним компонентом природного газу. Насиченою, як запевняють опоненти, настільки, що запалюється сірником. Вода, що горить, дійсно зустрічається, але наскільки явище має зв'язок зі видобуванням газу гідророзривом це інше питання. Як багато в науці, відповідь досить не проста.

Для початку згадуємо, що колодязі питної води не бувають глибокими. Найбільш глибокий колодязь у приватному дворі не більше кількох сотень метрів. Інші значно дрібніші. Гідророзрив пласта відбувається на кілометрових глибинах. У більшості випадків водоносний пласт відокремлений від сланцевого пласта, що зазнав гідророзриву, декількома скельними формуваннями різних типів. Внаслідок великої різниці глибини залягання, водоносний шар та газоносний пласт повідомляються між собою дуже незначно, якщо повідомляються взагалі.

Проте, палаюча вода це доведений факт. Звідки метан потрапляє у воду, якщо не з фрекінгу? Явище поширене у всьому світі і трапляється там, де колодязь викопаний у газоносному районі. Природний газ залягає на різних глибинах, у тому числі на невеликій глибині. Завжди очікується проникнення природного газу в колодязі у певних регіонах. Але й видобуток газу без гідророзриву пласта може призводити до попадання газу водоносний горизонт.

• По-перше, зміни тиску в пластах можуть змусити газ піти із зони підвищеного тиску в зону зниженого тиску.
• По-друге, погано закупорені газові свердловини можуть давати витік і дають витік газу. Ці погано закупорені свердловини на совісті людей, чиї обов'язки надійно виконати свою роботу.
• По-третє, давно занедбані свердловини ніхто вже не обслуговуватиме і закупорюватиме наново.

Як бачимо, жодна з перерахованих проблем не має відношення до видобутку сланцевого газу шляхом гідророзриву пласта.

Коли Комісія з газу та нафти штату Колорадо (The Colorado Oil & Gas Conservation Commission) розслідувала випадок гарячої води в колодязі, який був широко використаний в Gasland, вони виявили, що вода містить бульбашки газу і метан, що потрапив у воду природним шляхом, ніяк не пов'язаний з його здобиччю. Криниця прорита прямо в газоносний шар. Проте Gasland демонструє явище як наслідок видобутку сланцевого газу методом гідророзриву, що не є правдою.

Власник криниці бореться із проблемою. Найпростіший і ефективний метод це провітрювання колодязя. Метан майже вдвічі легший за повітря, вентиляція колодязів ефективно застосовується задовго до винаходу фрекінгу.
Фактом встановленим є те, що метан у воді колодязів найчастіше зустрічається у місцях, де застосовується метод гідророзриву пласта. У 2011 році широко опубліковане дослідження Університету Герцога (Duke University) виявило, що коли газова свердловина розташована приблизно в кілометрі від колодязі, вода в колодязі містить метану в 17 разів вище за середній показник. Але коли гучні заголовки привертають увагу до причинно – слідчого зв'язку, не сумнівається, що саме так і пов'язані між собою видобуток природного газу та вміст метану у воді колодязів.

У місцях родовищ природного газу:

• Газ обов'язково присутній у воді колодязів.
• Газодобувні компанії приходять, щоб видобути газ.

Згадане вище дослідження каже, що немає даних про вміст метану у воді колодязів до застосування методу гідророзриву пласта, таким чином не можна стверджувати, що саме поява газодобувних компаній призвела до появи метану у воді. Дослідження каже, що 13% колодязів мають підвищений вміст метану у воді та їх слід провітрювати.

Як щодо заяви, що метод гідророзриву пласта при видобутку сланцевого газу передбачає закачування в грунт сотень токсинів? Так, це правда, частково. І не так, як це подається. Головний хімічний елемент при фрекінгу - це вода, яка становить 98,5% від складу, що нагнітається в грунт. Близько 1% складу це «розклинювальний агент» різних типів, зазвичай пісок. Тип «розклинюючого агента» вибирається з конкретних геологічних умов. Частина відсоткового вмісту розчину, що залишилася, змінюється весь час і складається в основному з мастила для бурильного обладнання і складів для рухливості піску. Мета методу гідророзриву пласта полягає в тому, щоб у утворені тиском води тріщини потрапили піщинки та утримували тріщини відкритими. Без хороших мастил, поверхнево-активних речовин та суспензій, наприклад гуарової камеді, пісок збивається в порожнинах і не досягає мети. Залежно від типу скельної породи, можуть бути у складі цих 0,5% розчину та кислоти, що впливають на водопроникність породи. У складі цих 0,5% можна знайти інгібітори корозії, які вводяться для підвищення корозійної стійкості труб, а також бактерицидні препарати проти корозійних бактерій. Повний список інгредієнтів для фрекінгу широко доступний в Англомовному вебі, як того вимагає закон, і будь-хто має це бачити. Відмінна можливість розпочати, це набрати у пошуку «fracking fluid disclosure».

Якщо ви живете в США та стурбовані складом рідини для гідророзриву пласта в конкретній свердловині конкретного району, автор рекомендує сайт FracFocus, який дозволить отримати вичерпну інформацію. Включаючи точну вказівку типу піску та інших компонентів. FracFocus є партнером індустрії газовидобутку та Організації Захисту ґрунтових вод (Groundwater Protection Council) у співпраці з місцевими регулюючими органами.

Коли ми говоримо про інгібітори корозії, бензолу, гуарової камеді, будь-який житель регіону має виявити інтерес. Тож кому вірити?

• Активістам руху, які стверджують, що хімікати потрапляють прямо в питну воду?
• Чи геологам та регулюючим органам, які стверджують, що згадані дві рідини ніде не перетинаються?

Звичайній людині досить складно зрозуміти, хто ж каже правду. Автор запитав свого приятеля з Пенсільванії, який працює геологом в офіційній регулюючій організації, який одразу ж оцінив серйозність питання. У Пенсільванії видобуток сланцевого газу шляхом гідророзриву пласта ведеться дуже активно. Фільм Gasland однозначно неприйнятне джерело інформації та газові компанії уникають чесного визнання ризиків подальших інвестицій. Обидві сторони мають серйозні мотиви щодо пропаганди. Консенсусом у питанні, схоже, може стати неупереджене джерело інформації: Агентство із Захисту Навколишнього середовища США (US Environmental Protection Agency). Якщо ви ненавидите видобувну компанію Халлібартон (Halliburton), як багато хто, ви полюбите Агентство Захисту (EPA). EPA опублікувало в мережі заяву, направлену в Халлібартон, через ненадання повної інформації про технологічний процес буріння. У відповідь Халлібартон публічно випив склянку розчину для фрекінгу на одній із конференцій галузі. Якщо ви хочете отримати незалежні базові знання з технології видобутку газу методом гідророзриву, можна зайнятися самоосвітою зараз. Джерел достатньо, в тому числі офіційний сайт EPA.
Під час написання цієї статті EPA виконує грандіозне дослідження безпеки ґрунтових вод, на які міг би вплинути фрекінг. На жаль, розслідування рухається з урядовою швидкістю та заплановано до доповіді на 2014 рік. Хорошою новиною є те, що EPA має задокументувати будь-яке підтверджене забруднення ґрунтових вод внаслідок застосування методу гідророзриву пласта. Навіть згадане вище дослідження Duke University не виявило слідів рідини для фрекінгу в колодязі. Проте зафіксовано чимало випадків забруднення води випадковими витоками рідин на поверхню ґрунту. Подібне постійно трапляється з кожною компанією, що транспортує або перекачує рідини.

Декілька країн заборонили застосування методу гідророзриву пласта до з'ясування всіх обставин, але EPA не привело жодного доводу припинити видобуток сланцевого газу фрекінгом у США. Як багато інших технологій, фрекінг має велике економічне та політичне значення. Отже, викликає бурхливі емоції сторін, що сперечаються. Вибирати вам. Або взяти бурхливу участь, ставши на захист однієї із сторін. Або вивчити для початку накопичену на сьогодні наукову інформацію про метод гідророзриву пласта.
Важливість видобутку ресурсів, енергонезалежність чи доходи газовидобувних компаній не мають до науки найменшого відношення. Нехай зацікавлені сторони думають про це. І нехай наука визначить міру безпеки фрекінгу для суспільства.

Переклад Володимир Максименко 2013