Что такое грп в бурении
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Основная технологическая составляющая метода Фрекинга – один из способов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин
ИА Neftegaz.RU. Гидравлический разрыв пласта (ГРП, основная технологическая составляющая метода Фрекинга, Hydraulic fracturing или fracking) – один из способов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин.
Технология ГРП
Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины.
В однородных по толщине пластах обычно создается 1 трещина значительной длины.
На многопластовых или большой толщины залежах, представленных низкопроницаемыми геологическими формациями, осуществляется, как правило, поинтервальный ГРП.
Рабочая жидкость, применяемая для ГРП, нагнетается в пласт через колонну труб.
Если давление разрыва превышает допустимое рабочее давление для эксплуатационной колонны и устьевой запорной арматуры, то технологи рекомендуют вместо запорной арматуры установить специальную головку, а на нижнем конце НКТ установить пакер, выше которого межтрубное пространство заполнить жидкостью с большей плотностью.
В качестве рабочей жидкости ГРП обычно применяют растворы с использованием высокомолекулярных полимеров (для снижения потерь давления) на водной основе, в том числе:
В качестве расклинивающего материала используются проппанты, кварцевый песок и другие материалы фракции 0,5-1,5 мм.
Эффективность ГРП повышается при одновременной гидропескоструйной или прострелочной перфорации скважины, однако при поинтервальных ГРП при этом необходимо изолировать обработанный участок пласта с помощью пакера и т. д.
Экологическая опасность технологии ГРП
Технология гидравлического разрыва пласта в российских условиях
Не будем обещать, что в ближайшие 15 минут вы точно будете специалистом по гидроразрыву пластов, зато точно узнаете как 33 человека и 22 машины на песчаном пустыре среди болот закачают на 3 км под землю 3 бассейна Сибиряк воды и 9 железнодорожных (Ж/Д) вагонов песка или проппанта всего лишь за 5 часов.
Здесь самое главное слово «Зачем», ведь там под землей и так этого добра достаточно.
Этот песок в белых мешках и есть проппант, сейчас его поднимают кранами на 10-метровую высоту, чтобы потом так вколотить его на 3 км под землю, чтобы он там и остался навсегда.
В общем, это такие похороны проппанта, которые дают скважине новую жизнь.
Сейчас легкой нефти практически нет, все месторождения, которые сейчас разрабатываются, либо на стадии завершающейся, либо это новые месторождения, где нефть очень трудно извлечь и без новых технологий там делать нечего.
В наших геологических условиях, когда больше 70% нефти находится в трудно извлекаемых пластах, ГРП – это единственный способ с которым мы можем экономически рентабельно развиваться, разрабатывать и бурить новые скважины.
И когда для ГРП используют 300 и более т проппанта, то это уже не просто разрыв, а супер ГРП или супер Фрекинг.
Здесь все будет как обычно, но немного не так.
Именно в эту скважину будет закачано 450 т проппанта, те есть это не самый простой супер фрэкинг, и почти 1500 м 3 воды, а все это еще сюда и привезти нужно, а здесь весной это такая беда, что без трактора никуда, да и с ним недалеко.
А привезти нужно 22,5 тягача с проппантом и 75 бочек с водой, потом эту воду надо будет перекачать в емкости и подогреть.
У неоднократных чемпионов Дакара на 1 рейс, а это всего лишь 40 км, уходит по 3-3,5 часа, и то если повезет, если сам ГРП будет длиться всего лишь 5 часов, то процедура подготовки – не менее 3 суток по таким дорогам, причем именно суток, не определяясь на дни и ночи.
То есть, увидев это впервые, проникаешься и эмоциями через край, когда же это только сухие цифры на планерке – ни тени эмоции ни в лице, ни в интонации.
Когда на кустовую площадку заедет весь флот ГРП, то проппант и воду всё еще будут возить, но это будет супер фрахт, не 1, а 2 флота, 22 таких грузовика и 33 человека бригады ГРП.
И это не подстраховка, за время 5 часовой операции под землей, здесь на земле работы хватит на всех, и вспотеть успеют все.
Причем чем больше механизмов, тем больше вероятность получить проблемы – здесь 22 агрегата, связанные только шлангами и проводами, которые должны отработать как одно целое, плюс человеческий фактор и огромная цена ошибки.
Если что-то я недоподам, то может остановиться вся работа, то есть гель, жидкая химия, понизитель трения стабилизатора.
Стоят компьютеры, надо соблюдать пропорции определённые, сколько литров на м 3 подавать.
Флот ГРП – это мобильный комплекс 10-20 крупноразмерных установок на грузовых шасси для проведения ГРП.
Состав комплекса ГРП (флот):
Жидкости опасные-нужны очки, каска, противогаз.
Все начнется с мини ГРП, это такая разминка перед боем.
Чтобы почувствовать, как поведет себя пласт.
Без этой пробы на деле, вся информация геологоразведки – это просто прогноз.
В пласт закачают гель под давлением, гель это вода+гуар (растительный полимер).
Гуар добавляют почти во все йогурты и желе, именно такое желе должно разорвать пласт.
Ну а давление – это не основной источник гидроразрыва, но и источник информации.
Именно по нему выстраиваются все эти замысловатые графики и делаются расчеты, и именно этот показал, что предварительный расчет был верным на 95%.
Радмир Гайнетдинов (начальник геологической службы): «Наша геологическая служба получает данные от заказчика, по ней мы делаем модель и расчёт по добыче.
Мини ГРП позволяет нам при помощи записи давления подойти ближе к реалии самой трещины.
По первоначальным данным наша трещина должна была составлять почти 200 метров в длину, 129 в высоту, после внесения всех калибровок длина увеличивается на 23 м, высота остаётся прежней.
И когда свои расчеты с учетом данных мини ГРП закончит специалист, на летучке по безопасности их озвучит мастер.
Это единственная часть операции, где всех участников можно увидеть вместе – это 33 человека, которых во время самого процесса найти на кустовой площадке на площадке можно будет только по рации.
По работе, подушка 550 м 3 будет с расходом 5,5, первая песочная стадия 5,5, остальные все стадии 5,2.
Начальная концентрация проппанта 100, конечная 1300.
Нам нужно для работы 1341 м 3 воды.
Когда все разойдутся, начнется самое интересное и после этой команды из штаба «Все,за дело» на площадке станет жутко от рева и уровень децибелов здесь не понизится на ближайшие 5 часов.
Гидротационной установке надо перекачать из емкости 1341 м 3 воды, но это без малого и есть 3 бассейна Сибиряк и уже у себя, в таком бассейне превратить ее в гель, смешать с индийским гуаром.
Ну а химтрал – это где жидкости опасные, и следует помнить и про ТБ, и про пропорции, добавить в этот раствор стабилизатор глин.
Если вода без этого стабилизатора попадет на глину в пласте, то глина разбухнет и забьет всю суглинку.
А с нее как с гуся вода, и во время операции она должна оставаться сухой, несмотря на то, что так много воды утечет.
Но еще понизитель трения, это что-то вроде смазки и это уже для проппанта, чтобы он, этот песок не стёр до дыр стенки колонны скважины.
Дальше насосы все это закачают со свистом, точнее с ревом самолета на взлете и между ними, в самом эпицентре напряжения нужно отстоять старшему оператору.
Ну а то давление, которое создают насосы и средний расход гелия – это 5,3 м 3 /мин, будут удерживать пласт разорванным, пока полученная трещина не нафаршируется проппантом, а его уже блендер будет постепенно добавлять в гель, сначала 100 кг/м 3 проппанта, до 1300 кг/м 3 в конце, и это будет чистый проппант, в котором и гель то будет трудно найти.
Судя по этим кривым, гидроразрыв пласта произошел на 1 й минуте, здесь давление резко подскочило до 550 атмосфер, потом резко же упало, потом стабилизировалось, то есть в этот короткий промежуток времени и произошел разрыв пласта, и разорвало его ни что иное, как этот гель.
В гидроразрыве будут использоваться 3 разных вида проппанта, самый мелкий – его закачают 112,5 тонн, чуть покрупнее – 225 т, и такого же, только с резиновой оболочкой – тоже 112,5, это 450 тонн или 9 железнодорожных вагонов.
Брейкер, этот белый порошок, возвращает гель в его обычное состояние, разлагает его на обычную воду, полимер и проппант.
Вода и полимер откачаются из скважины, а этот проппант так и останется расклеивать трещину.
Ну а гидроразрыв так и называется из-за того, что это ни что иное, как разрушение камня водой.
В соответствии с графиком повышается и напряжение у всех присутствующих на станции контроля и оно не спадет до самой остановки насосов.
Потому что никто не может засунуть глаза в скважину на 3 км глубине, и это давление-единственный источник информации.
Такое ощущение, что если оно резко поднимется или резко упадет, то все схватятся за сердце и полезут за валокордином, это будет аварийная ситуация или по здешнему стоп, она может произойти на каждой секунде, а этих секунд надо пережить 18000».
Радион Галлиев (главный специалист отдела супервайзинга): «Это наверное на каждом ГРП есть, потому что когда идет падение дебита, с 400 до 500 поднимается за какой-то короткий промежуток времени – вот это самая напряженная ситуация.
Конечно, это на каждом ГРМ, вне зависимости от того 400 тонн качаем или 120.
Оно всегда одинаковое.
Если бы у нас не было ГРП, то коэффициент продуктивности у нас составлял бы, где-то 0,3, а при таком большом ГРП как 400 т, именно если эту скважину взять, продуктивность у нас выросла до 1,9, то есть можно сказать, что приток вырос порядка 8 раз».
Алексей Затирахин (старший мастер по повышению): «Весь процесс построен именно на взаимодействии людей, то есть бригада – это семья.
То, как человек сработает на своем месте, из этого складывается успешная работа.
Вообще ГРП напоминает кулачный бой, это мягкий против твердого и вообще непонятно, как этот мягкий гель может сломать твердый камень, но в Юганскнефтегазе провели более 10 тыс. ГРП, и всегда этот гель выходил победителем.
Ну а теперь то, что мы имеем в итоге – там под землей нефть находится в твёрдой структуре, ее очень сложно проходить к устью скважины через этот спресованный песчаник, словно через фильтр, и для того, чтобы это стимулировать, и делают ГРП, те мы в нем делаем трещину и набиваем ее проппантом».
Алексей Никитин (начальник управления повышения): «ГРП можно сравнить с приемом антибиотика в медицине, это новый инструмент, который в умелых руках дает потрясающий эффект, однако в неумелых руках применение этого метода не даст эффекта, а наоборот может навредить.
Для многих это не просто метод интенсификации и увеличения притока нефти и нефтеотдачи, но и средство разработки месторождений.
В 1 ю очередь-это очень мощный инструмент.
Что касается многих мнений по поводу пользы и вреда ГРП, то споры до сих пор не утихают.
Именно на старых месторождениях, таких как Усть-Балыкское и Мамонтова, мы, используя ГРП, смогли увеличить текущую добычу, предотвратить падение, которое уже было нами запланировано, и во многом реанимировать старый фонд.
В проектах работ на разработку месторождений есть один очень важный фактор – коэффициент извлечения нефти, который редко бывает больше 35, как правило, от 30 до 40% или в долях единицы – 0,3 и 0,4.
По применению ГРП и вовлечению в разработку ранее не гринированных участков пластов позволяет нам на том же фонде скважин на несколько единиц (%) поднять этот коэффициент извлечения нефти (КИН).
Если бы мы не применяли этот метод, то нам бы приходилось забуривать много вторых стволов, бурить новые скважины, чтобы поднять эту пропущенную нефть.
Если говорить о самом процессе ГРП, то для многих он, как черный ящик, но это не так, мы уже знаем какие параметры на входе и что мы получим на выходе, для нас это не черный ящик.
Мы достаточно четко себе представляем, как развивается трещина, каким образом туда заходит проппант и какие процессы там происходят.
Если мы понимаем эти процессы, то мы можем их улучшить, соответственно увеличивается эффективность метода ГРП.
Здесь важен не только процесс ГРП, но и взаимодействие всех служб, подготовка скважины ГРП, сам ГРП, освоение скважины, спуск насоса, последующий вывод насоса на режим, вывод скважины на режим, все это одно большое мероприятие, провал на каком-то этапе даст негативное восприятие всего процесса.
Также применяется многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), который является одним из самых передовых технологий в нефтяной отрасли, наиболее эффективная для горизонтальных скважин».
Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП)
Отличие МГРП от 1- стадийного ГРП в том, что МГРП проводится поочередно, цикл за циклом, несколько гидроразрывов пласта с изучением механики горных пород.
МГРП в горизонтальных стволах скважин является хорошо известной технологией и является ключевый для добычи нефти и газа из низкопроницаемых пластов.
Увеличение боковой длины скважины в теории дает лучшую экономичность, так как более горизонтальный контакт с пластом приводит к увеличению EUR (предполагаемого предельного извлечения) и более высокий начальный дебит для каждой вертикальной скважины, которая уже капитализирована.
Но при увеличенной боковой длине возникают технические проблемы, поскольку радиус действия гибкой трубы ограничен трением об стенку корпуса или гильзы, а градуированные диаметры шарикового седла в конечном итоге становятся ограничением для работы.
С развитием горизонтального бурения стала широко применяться технология МГРП, предусматривающая непосредственное образование трещин на нескольких участках скважины.
Сегодня МГРП, как правило, используется в сочетании с другими технологиями для повышения нефтеотдачи, хотя постоянно совершенствуется.
Поскольку в технологии бурения МГРП разрабатываются более сложные и нетрадиционные пласты, используется технология заканчивания, чтобы эффективно разрушать и стимулировать несколько этапов вдоль горизонтального ствола скважины.
Рост операций МГРП увеличился благодаря технологии заканчивания, которая может эффективно размещать трещины в определенных местах в стволе скважины.
Размещая трещину в определенных местах в горизонтальном стволе скважины, можно повысить накопленную добычу за более короткий промежуток времени.
Ограничивающие технологии при заканчивании горизонтальных скважин замедлили этот рост в некоторых применениях на коллекторах (например, на коллекторах, которые требуют определенной обработки ГРП через определенные промежутки времени, чтобы сделать их экономически выгодными для добычи).
При разработке сложных низкопроницаемых коллекторов с низкой проницаемостью неадекватность стандартного МГРП стала очевидной, поскольку каждая новая трещиноватая зона должна быть отделена от предыдущей металлическим или составным шаром.
Диаметр этих шариков уменьшается от зоны к зоне, в результате чего способ, которым эти скважины построены, делает невозможным более 10 операций по разведке.
Метод МГРП с цементированием
Этот тип заканчивания включает цементирование эксплуатационной колонны в горизонтальном стволе скважины, и пробку и перфорацию / стимуляцию.
Механическая изоляция в обсадной колонне достигается установкой мостовых заглушек с использованием откачки по проводной или гибкой трубе (CT) с последующим перфорированием и последующим разрывом скважины для обеспечения доступа к резервуару.
Цемент способен обеспечить механическое отклонение в затрубном пространстве, а мостовая пробка обеспечивает механическое отклонение внутри вкладыша.
Затем этот процесс повторяется для числа стимуляций, требуемых для горизонтального ствола скважины.
После того, как все этапы пройдены, продолжается бурение составных пробок, таким образом восстанавливая доступ к носку горизонтального ствола скважины.
Добыча с использованием этого метода также может быть ограничена, поскольку цементирование ствола скважины закрывает многие из естественных трещин и трещин, которые в противном случае могли бы внести вклад в общую добычу.
Гидроразрыв пласта — вчера, сегодня, завтра
Двадцать лет назад был проведен первый в истории компании гидроразрыв пласта (ГРП). Опытным полигоном для этого стало Карамовское месторождение «Ноябрьскнефтегаза». С тех пор технология гидроразрыва стала только актуальнее: сегодня ее не просто применяют для интенсификации добычи на активах «Газпром нефти» — с ней связывают большие надежды по освоению трудноизвлекаемых запасов
Первый опыт
Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США — практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной — таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.
Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидравлического разрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа на этот счет — американский инженер Кларк* описал сам метод и теоретические представления о происходящем в скважине процессе. Положительные результаты, которые наблюдались при проведении гидроразрывов, очень быстро сделали эту технологию популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую изученность и несовершенство, уже к 1955 году общее количество гидроразрывов на американских скважинах достигло 100 тысяч.
В Советском Союзе первые гидроразрыв пласта в нефтяной промышленности начали применять в начале годов. Причем именно советские ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих моделировать процесс ГРП и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор используются при создании прогнозных моделей. Пик применения гидроразрыва пласта в СССР пришелся на когда количество операций превышало 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных месторождений в Западной Сибири от применения ГРП практически отказались — «легкая» нефть позволяла обходиться без дополнительных методов интенсификации. Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Динамика ГРП в «Газпром нефти»
В поисках лучшего
К сожалению, за несколько десятилетий невостребованности отечественное оборудование и опыт применения гидроразрыва пласта значительно отстали от мирового уровня. Поэтому в новейшей истории проведение ГРП на российских месторождениях сразу же стало прерогативой иностранных сервисных компаний. Сегодня ситуация на рынке изменилась, тем не менее, все новые веяния в технологии по-прежнему приходят из-за рубежа. Главный вектор развития — удешевление технологии, повышение ее эффективности и поиск способов применения в самых сложных случаях, таких как разработка нетрадиционных запасов.
Схема ГРП сводится к ряду последовательных операций: определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию стараются максимально подогнать под условия каждого месторождения. Современный гидроразрыв, при всей массовости его применения,— это очень индивидуальная технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора параметров для каждого конкретного случая.
В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины — речной песок. ГРП проводили на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.
«В „Газпром нефти“ развитие технологии ГРП шло по пути поиска наиболее подходящих составов жидкости гидроразрыва, подбора оптимальных типов проппанта,— рассказывает начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Закачиваемый в скважину гель в идеале должен быть достаточно вязким, чтобы не уходить в пласт, а также без потерь доносить проппант до трещины, не давая ему осесть в скважине. В то же время впоследствии жидкость должна легко вытекать из трещины, чтобы не уменьшать ее проводимость». По словам специалиста, для этого в гель ГРП добавляют специальные вещества — брейкеры, снижающие вязкость жидкости. Современные брейкеры заключают в капсулы, которые разрушаются под давлением в трещине. Таким образом гель начинает разжижаться только после завершения образования и стабилизации трещины. Помимо брейкеров в состав жидкости гидроразрыва могут входить и другие специальные компоненты, например уменьшающие трение жидкости при прохождении по трубе. Это позволяет экономить на затратах мощности. Есть свои секреты и в процессе выбора проппанта, который эволюционировал от обычного речного песка до шариков из обожженной глины или бокситов. Здесь ищут оптимальное соотношение цены, прочности и проводимости расклинивающего агента в конкретных горно-геологических условиях.
Количество ГРП на нефтяных скважинах США
Новые горизонты
Сегодня странно слышать, что гидроразрыв пласта можно проводить лишь для того, чтобы преодолеть призабойную зону, испорченную оставшимся в ней буровым раствором, и связать чистый пласт со скважиной. Хотя двадцать лет назад это был обычный повод: в пластах с высокой проницаемостью буровой раствор загрязнял (кольматировал) достаточно обширную зону около скважины, препятствуя нефтедобыче. Сегодня рабочих пластов с высокой проницаемостью практически не осталось, а главная задача при проведении ГРП — увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны, сделать рентабельной добычу из неудобных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Многостадийный гидроразрыв пласта
Новые задачи требуют и нового подхода к реализации технологии. Так, если при первых ГРП в пласт закачивалось не более тонн проппанта, то сегодня эти значения достигают сотен тонн. Большое количество проппанта необходимо при создании протяженных трещин, охватывающих значительную часть пласта. А чтобы достичь таких показателей закачки, нужны мощные насосы, точный расчет геометрии трещины и подходящая жидкость гидроразрыва. Подбор жидкостей — это отдельная задача, стоящая перед химиками. Можно без преувеличения сказать, что успех проведения ГРП минимум на 60% зависит от верности ее решения.
Если первые гидроразрывы в компании проводились только в наклонно-направленных скважинах, то в начале годов было принято решение попробовать эффективность гидроразрыва на горизонтальных скважинах. Впрочем, тогда речь шла о горизонталках, пробуренных в достаточно мощных и высокопроницаемых участках на традиционных месторождениях, без существенных осложнений. Целью проведения ГРП на таких скважинах, изначально не предназначенных для этой технологии, было желание поднять добычу, уменьшившуюся вследствие естественной потери продуктивности из-за кольматации призабойной зоны скважины как частичками от матрицы породы, так и привнесенными загрязнениями при ремонтах. При этом неудачным ГРП ситуацию можно было значительно ухудшить, например, в том случае, если бы трещина соединила пласт с обводненными участками. Первый опыт гидроразрыва на горизонтальных скважинах, несмотря на все но, оказался вполне успешным и позднее позволил более уверенно подойти к внедрению технологии многостадийных ГРП на горизонтальных скважинах в низкопроницаемых коллекторах.
Массовое применение технологии многостадийного гидроразрыва пласта началось в начале ХХI века в Америке после первых настоящих успехов на сланцевых месторождениях нефти и газа. Именно МГРП стало основой сланцевой революции. В России технологию начали внедрять в В «Газпром нефти» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок — месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению здесь четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году.
«Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз»: 20 лет на разрыв
В середине 90‑х годов в «Ноябрьскнефтегазе» — одном из четырех предприятий, составивших основу созданной в 1995 году «Сибнефти», — объем добычи стал быстро сокращаться. Требовались альтернативные подходы к добыче на зрелых активах. Одним из таких подходов стало применение гидроразрыва пласта.
23 июня 1995 года на скважине № 459 Карамовского месторождения был проведен первый гидроразрыв в истории Ноябрьского региона. Тогда в толщу пласта закачали всего две тонны проппанта, но начало масштабному внедрению новой технологии было положено. Всего с 1995 года на месторождениях «Ноябрьскнефтегаза» провели около 4,8 тыс. операций ГРП. За это время средний объем закачиваемого проппанта увеличился до 80 тонн на скважину, а среднее количество стадий многостадийного ГРП достигло семи. Абсолютный рекорд по количеству гидроразрывов за месяц — 96 операций — в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» был зафиксирован в октябре 2015 года.
Специалисты предприятия постоянно ищут новые варианты применения технологии ГРП.
Так, на горизонтальной скважине № 399/16 Карамовского месторождения впервые опробована технология поинтервального трехстадийного гидроразрыва пласта с предварительным проведением гидропескоструйной перфорации с малогабаритными перфораторами на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ или койлтюбинге). Изоляция интервалов ГРП происходит за счет проппантной пробки, оставляемой в стволе скважины на финальной стадии закачки. Технология актуальна для скважин, в которых технические особенности не позволяют спускать хвостовики традиционного многостадийного ГРП (с шарами и седлами). Такие скважины обычно заканчивали зарезкой горизонтальных или наклонно-направленных боковых стволов с дальнейшим проведением одностадийного ГРП. Новая технология позволила довести число фраков до трех, обеспечивая больший приток флюида к забою скважины. Инновация обеспечит вовлечение в разработку запасов, добыча которых ранее была нерентабельной.
Также в 2015 году продолжался поиск надежной технологии для проведения повторного гидроразрыва пласта на скважинах с компоновками МГРП. «У нас есть значительный фонд скважин как в Ноябрьске, так и в других регионах, где повторный многостадийный ГРП будет уместен, — рассказал начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Поэтому сегодня главная задача — найти наиболее подходящую технологию». Вся сложность состоит в том, что для повторного гидроразрыва необходимо перекрыть уже имеющиеся открытые трещины. В настоящее время на Вынгапуровском месторождении проводятся опытные работы с применением специальных добавок, которые закачиваются в старые трещины до проведения повторного гидроразрыва и блокируют их, чтобы свести к минимуму утечки жидкости ГРП.
У многостадийного ГРП есть одно важное отличие от обычного гидроразрыва: для его реализации требуется специальное оборудование, опускаемое в скважину при ее заканчивании. Причем вариантов такого оборудования немало — его нужно подбирать исходя из пластовых условий и экономической целесообразности.
«Изначально при проведении МГРП на горизонтальных скважинах мы использовали компоновки с муфтами одноразового действия и нерастворимыми композитными шарами в качестве отсекателей (см. схему),— вспоминает Ильдар Файзуллин.— Заколонное пространство перекрывали с помощью разбухающих пакеров — своеобразных пробок, набухающих под действием нефти. Пакера разбивали на секции пространство за эксплуатационной колонной, куда могла попасть жидкость ГРП с проппантом в процессе постадийного проведения гидроразрыва. Сегодня мы уже имеем опыт цементирования заколонного пространства. Это более сложная и дорогая операция, но она обеспечивает надежность проведения гидроразрыва и позволяет лучше контролировать места инициации трещин».
Уже в 2014 году количество многостадийных гидроразрывов на горизонталках в «Газпром нефти» выросло до 168 операций за год. Причем меняется не только количество, но и качество: сегодня обычным делом считается гидроразрыв, а рекордное к настоящему времени количество стадий — 15 — проведено на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в конце уходящего года.
С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами с высокой степенью расчлененности пласта. Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов.
Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты,— ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти. После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной.
Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин. Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов. На текущий момент идет бурение первой в России двуствольной скважины с МГРП на Крайнем месторождении. Кроме того, сейчас активно испытываются технологии проведения повторного МГРП, использование которых станет актуально через несколько лет.
Последнее слово в развитии технологии — компоновки с многоразовыми муфтами и пакером в качестве отсекателя зон с уже проведенным гидроразрывом. В этом случае пакер, активируемый при механическом сдавливании, заменяет традиционные композитные шары, позволяя делать максимальное число стадий разрыва, ограниченное только длиной скважины и экономическими расчетами. Оборудование для открытия муфт с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (койлтюбинге). В «Газпром нефти» подобная технология проведения ГРП впервые была применена на Приобском месторождении. Именно с ее помощью удалось увеличить количество стадий разрыва до 15 с перспективой и дальнейшего роста.
Трудноизвлекаемый опыт
Как это ни парадоксально, нельзя сказать, что с развитием технологии гидроразрыва она комплексно усложняется. Есть отдельные этапы, которые, несомненно, обрастают более сложной техникой, — например, моделирование развития трещин, вторичные методы исследования скважин для получения наиболее достоверной картины и анализа гидроразрыва — сейсмика, геофизические методы исследования. В то же время более мощные насосы дают возможность использовать менее сложные жидкости гидроразрыва — при высоких скоростях закачки вязкость жидкости может быть невысокой, а в некоторых случаях это и вовсе необходимое условие успешного ГРП. К таким случаям относится многостадийный разрыв в слабопроницаемых коллекторах, например, баженовской свите.
Нефтяные залежи, относящиеся к бажену, сегодня надежда отечественной нефтянки. «Газпром нефть» тратит немало средств и сил на то, чтобы найти оптимальный способ разработки таких трудноизвлекаемых запасов. Очевидно, что главным инструментом здесь должен стать многостадийный гидроразрыв пласта — осталось подобрать его оптимальные параметры. Как показал опыт проведения первых МГРП на бажене, стандартные жидкости и компоновки здесь оказываются недостаточно эффективными. В твердых породах баженовской свиты удается создать очень узкие трещины, а гель ГРП с обычной вязкостью в таких трещинах оседает, образуя плохо смываемую полимерную пленку. Выход — использовать в качестве жидкости воду или даже «скользкую воду» — с пониженным трением.
Хотя изначально для гидроразрыва использовали именно воду, от нее скоро отказались. Причина проста: в силу малой вязкости вода не доносит проппант до трещины, он оседает в скважине и не только не способствует образованию трещины, но и мешает проведению операции. Сегодня с этой проблемой можно справиться за счет мощнейших насосов и сверхвысоких скоростей закачки — в этом случае проппант просто не успевает выпасть в скважине. Именно такой вариант решено было применить на бажене. При увеличении скорости течения жидко сти растет и давление на стенки трубы. Чтобы не превышать допустимых параметров давле ния, необходимо использовать трубы большего диаметра. На практике это означает, что от при менения компоновок ГРП с муфтами и насоснокомпрессорными трубами (НКТ) на бажене пришлось отказаться.
«Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Пальяновском месторождении в декабре 2015 года, рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Мы использовали безшаровую технологию ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специальными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфорационные каналы. Эта технология дала возмож ность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и контролировать». На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf. В этом случае пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Жидкость гидроразрыва нагнетается прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композит ными пробками.
Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время. «В России к настоящему моменту по технологии рlug and perf сделано две скважины, обе удачные, — поделился руководитель направления по заканчиванию скважин проекта „Бажен“ „Газпром нефти“ Александр Мильков.— Мы так же надеемся на положительный результат».
Впрочем, поиск новых решений продолжается, благо еще есть куда стремиться. По мнению Александра Милькова, будущее — за мобильным оборудованием, повышением скорости закачки и упрощением химического состава гелей ГРП. А в целом — за недорогими и эффективными решениями.