5 марта 2013 г. Научно-технический центр «Психея» провел международный Экспертно-аналитический круглый стол «Это страшное слово «фрекинг». Ниже Вы можете ознакомится с текстовой версией доклада начальника отдела проектирования и внедрения гидроразрыва пласта НИПИ ПАО «Укрнафта», кандидат технических наук, В. В. Цьомко.
Уважаемые участники собрания!
Гидроразрыв в Украине на нефтегазовых месторождениях проводится с 50-х гг. прошлого столетия. Впервые в Украине гидроразрыв был произведен на Бориславском месторождении. На сегодня в Украине произведено десятки тысяч гидрорызрывов.
Достаточно долго проводились гидразрывы с использованием нефти в нефтяных скважинах. Позже, после запрета использовать нефть через ее взрывоопасность, проводились гидроразрывы с использованием жидкостей на водной основе, трещины закреплялись на глубинах от 1 до 3 тыс. метров кварцевым песком (от 10 до 70 тонн, а иногда – 90 тонн).
Хочу заметить, что тогда скважины и месторождения находились на начальной стадии разработки, было высокое пластовое давление, бурение проводилось интенсивно, не было информации о вреде этого метода для окружающей среды.
На сегодня ГРП по старым технологиями практически не проводится, так как месторождения перешли в позднюю стадию разработки, снизилось пластовое давление, фонд скважин состарился. Поэтому с 1996 г. в Украине, в частности в ПАО «Укрнафта», начался новый этап проведения гидроразрыва – с использованием современных технологий, которые приходят со всего мира. Закуплены современная спецтехника и технологические жидкости. С 1996 г. и до сегодня проведено около 350 скважинных операций.
Я вам продемонстрирую на слайде технику для того, чтобы показать, какое давление создается на эксплуатационные колоны на поверхности и на забоях, какое влияние оказывает это давление на эксплуатационные колоны и качество цементного камня, как распространяется трещина за пределы эксплуатационных колон породы, и следует ли нам ожидать негативных последствий от наших действий. Это коротко о спецтехнике.
Гидроразрыв в Украине проводится силами работников ПАО «Укрнафта». Обслуживание спецтехники происходит специальным управлением, а выбор скважины, проведение ГРП с закреплением трещин, кислотного ГРП, гидропескоструйной перфорации, моделирование самого гидроразрыва, проектирование технологических параметров, выбор жидкостей для гидроразрыва, управление процессом осуществляют специалисты ПАО «Укрнафта».
Поскольку мы на сегодня работаем со старым фондом скважин (60-х гг., 70-х гг., редко десятилетней давности бурения), к выбору скважины у нас очень серьезное отношение. При выборе учитывается не только возможный результат, но и вероятность негативного воздействия на окружающую среду, вероятность разрывов эксплуатационных колон, вероятность внеколонных перетоков жидкости гидроразрыва в лежащие выше пласты, в том числе если гидроразрыв делают на малых глубинах, вероятность повреждений водоносных горизонтов и мн. др. Если есть какие-либо сомнения по поводу качества цемента по эксплуатационным колонам или по поводу герметичности эксплуатационных (или технических) колон, в таких скважинах гидроразрыв не проводится. Тем более, в таких скважинах не проводится кислотный гидроразрыв с применением соляных и глинокислотных растворов.
Скважина рассматривается не только с точки рения технического состояния, детально рассматривается ее разрез, ее физические данные. Такое изучение скважины происходит для понимания того, что мы получим из нее, получим ли воду, а также для того, чтобы спрогнозировать развитие трещины во время самого гидроразрыва. Прогноз развития трещины имеет достаточно большое значение не только в процессе закачки в скважину закрепителя трещин, но и для понимания возможного результата всех действий.
Также хочу сказать о том, что во время выбора объекта принимается во внимание размещение скважины в структуре, близость водозаборных скважин, наличие экологических зон, наличие разломов и тектонических нарушений.
ПАО «Укрнафта» использует специальный пакет для проектирования раскрытие, развитие и закрепление трещин, который позволяет проектировать всевозможные модели развития трещины с использованием разных типов жидкостей, разных закрепителей. Пакет позволяет определить технологические параметры проведения гидроразрыва, эти параметры потом прикладываются к плану. Все делается для того, чтобы понять: что такое трещина, куда трещина может пойти, сколько мы можем в нее закачать пропанта, что мы должны делать для того, чтобы избежать всякого рода неприятностей. Так мы работаем сегодня.
Для того, чтобы инициировать развитие трещины в многопластовом разрезе туда, куда нам необходимо, в нужный интервал (я не говорю «направление», я говорю «интервал»), мы иногда проводим предварительную пескоструйную перфорацию, которую ПАО «Укрнафта» само и проектирует, и проводит.
Для контроля за раскрытием, развитием и закреплением трещины существует программа, разработанная в Украине. Эта программа позволяет контролировать изменение давления на поверхности развития трещины. Она позволяет моделировать процессы, определять вероятность событий (т.к. человек эти процессы своими глазами не наблюдает). Программа позволяет: руководить процессом на поверхности, определять необходимую концентрацию, останавливать процесс в случае, если происходит заклинивание, а в скважину ничего не идет (чтобы не подымать давление и не рвать трещину по высоте).
Эти моменты на сегодня отработаны и используются во всем мире и в частности в ПАО «Укрнафта».
Сейчас я расскажу, о том, чем мы делаем гидроразрыв. Присутствующие здесь специалисты знают, что гидроразрыв – это создание трещин, а также расширение существующих трещин в коллекторе с естественной склонностью к трещинам технологической жидкости: сначала качается определенное количество жидкости для того, чтобы создать и раскрыть трещину до определенных размеров, позже в ту жидкость добовляют пропант (шарики разного диаметра). В Украине используют диаметр пропанта 0,42-0,85 мм и 0,85-1,18 (это так называемые фракции 20/40 и 16/30). После того, как пропант заходит в трещину, мы останавливаем процесс, давление уменьшается, трещина хочет «сесть» на место, но уже не может, она пребывает в открытом состоянии на несколько миллиметров (и никак не сантиметров).
Фракция этого пропанта – высокая, проводимость в трещины по сравнению с коллектором – высокая, зона передачи депрессии значительная, благодаря чему увеличивается прилив.
В Украине для развития и закрепления используются жидкости как отечественного, так и зарубежного производителя. Используется жидкость на водной и углеводородной основе. Сегодня мы используем жидкость только на водной основе (на основы гуария) – минерализированной воды (минерализируется натрием, калием и хлором, для того чтобы не было процессов набухания). Также разработаны и используются отечественные жидкости, которые отвечают всем требованиям гидроразрыва. Все жидкости, которые используются ПАО «Укрнафта», разрешены к использованию и отвечают нормам предельно допустимых концентраций в воздухе, воде и в грунте. В Бориславе есть экологические зоны, в которых мы не имеем права использовать жидкости американского и российского производства, разрешены для использования жидкости украинского производства (галгель, галюмогель), которые считаются более безопасными для окружающей среды.
Жидкость для гидроразрыва – это смесь из нескольких составляющих, где каждая составляющая имеет свое функциональное назначение. Каждый ее реагент имеет свою степень токсичности, но у нас еще не было прецедента вреда от жидкости гидроразрыва, даже в тех случаях, когда она бралась в руки.
Жидкость имеет свой класс токсичности, но, попадая в скважину, жидкость распадается, превращаясь практически в воду. Стандартами предусмотрено, что продукты распада технологических жидкостей не должны влиять на качество или транспортирование углеводородов после добычи. Потому, имея готовую систему сбора продукции и эксплуатации скважины, мы сегодня не боимся вредного воздействия жидкости на окружающую среду. К тому же остатки жидкости на поверхности утилизируются соответствующим образом.
Для закрепления мы используем закрепители трещин разных производителей. Мы также используем кварцевый песок, которым можно укреплять трещину в скважине на глубине до 1800 метров. Для кислотных гидроразрывов пласта мы используем пока соляно- или глинокислотные растворы, которые используются на территории Украины с момента рождения нефтяной промышленности.
Технологии зависят от того, что мы используем и модифицируются в зависимости от условий использования. Мы используем технологии с разными типами жидкостей, разной вязкости, используем технологии с использованием мицелярного раствора и другие для того, чтобы улучшить в дальнейшем вынос жидкости гидроразрыва, повысить коэффициент восстановления проникновения после гидроразрыва. Также мы используем технологии проведения гидроразрыва для скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (дает результат в том случае, когда гидравлический разрыв пласта не дает ожидаемых результатов). Мы используем технологию дальнейшего очищения призабойной зоны. Имеется отработанная технология для проведения ГРП в скважинах для добычи угольного метана, как в самом угле, так и в песковиках между пластами угля.
Поскольку мы работаем со старым фондом, в последнее время, у нас много поинтервальных гидроразрывов (большие интервалы перфорации, несколько пластов, разрезы до 300-400 метров). В зависимости от условий, мы ищем конкретные пласты, объединяем их системой пакеров, работаем селективно. В процессе работы мы проводим необходимые (или используем результаты готовых) исследования, используем человеческий потенциал для того, чтобы их дополнить, иногда обращаемся даже к геофизике.
На сегодня нами проведено около 350 скважинных операций, в прошлом году – 50, в этом году планируем увеличить количество операций. В 44 скважинах ГРП проводили повторно.
Наши специалисты, и я в том числе, не являемся поклонниками ГРП с нагнетанием большой массы закрепителя, – в этом мы видим свои недостатки.
На месторождениях ПАО «Укрнафты» в 70-80-е гг. были проведены работы на 80-100 тонн. В аналогичных скважинах были проведены ГРП на 40-20 тонн. Результаты были идентичны. В прошлом году мы провели сравнение: при равных условиях закачали в одну скважину – 25 тонн, в другую – 15 тонн. Результаты были одинаковы. Также бывают случаи, когда меньше закачиваем и больше получаем. Это объясняется высокой степенью проникновения коллекторов в нефтяных скважинах, а также пористо-трещиноватым типом коллектора, видом скважины и др. Мы предпочитаем меньше, но чаще закачивать: делать это 2-3 раза для одной скважины. Это дает лучший результат в условиях наших нефтяных месторождений. Я не могу сказать, как это будет для сланцевого газа, я подчеркиваю: в условиях нефтяных месторождений Украины. ПАО «Укрнафта» имеет опыт работы со скважинами глубиной от 800 до 6000 метров. Гидроразрыв в самой глубокой скважине – 5970 метров нами был произведен без ситуации «Стоп». Проникновение коллекторов у нас от 0,2 до 300 милидерси.
Иногда зарубежные компании говорят о нецелесообразности высокого проникновения коллекторов, но мы вынуждены это делать, т.к. случается высокая кульматация, и при этом закачка не превышает 2-3 тонн (эти объемы не оказывают вреда на окружающую среду).
Я вам решил показать (на слайде) типичные разрезы для того, чтобы вы смогли увидеть пласты в разрезе на разных глубинах нефтяных скважин, а также саму глубину. На этих глубинах скважины уже как минимум обсажены направлением, кондуктором и эксплуатационной колонной. Есть много скважин, которым 30-40 лет и эксплуатационные колонны уже прошли несколько кислотных обработок. В таких скважинах мы позволяем себе проводить дефектоскопию для того, чтобы определить наличие трещин, больших повреждений. При их наличии мы не соглашаемся на работы. При глубине скважины 4 тис. м. как правило, уже есть 2 технические колоны кроме эксплуатационной (это, как правило, 2–3,5 тыс. метров, дальше идет эксплуатационная).
Нас смотрят и слушают он-лайн, и уже появились вопросы. Вопрос: «Вы фиксировали на таких глубинах радиационное загрязнение?»
Ответ: ПАО «Укнафта» радиоактивные скважины с радиационным загрязнением отмечает в документах. Контролируют качество продукции соответствующие специалисты. Соответственно, мы о таких скважинах знаем, работы в них не проводим, т.к. радиоактивность с момента бурения до момента гидроразрыва не исчезнет. Гидроразрыв делают в тех пластах, где брали продукцию, мы знаем о радиоактивности скважин, гидроразрывы на них не проводим, соответственно, влияние ГРП на увеличение радиационного фона на сегодня не зафиксировано.
Вернемся к основному выступлению. Процессы у нас обычно происходят при давлении 500-600 атмосфер, несколько процессов происходило при давлении 950 атмосфер. Отбойное давление при этом в глубоких скважинах превышает 1000 атмосфер. У нас были опасения по поводу влияния давления на эксплуатационную колону, появления внеколонных перетоков и мн. др. Поэтому мы провели следующую работу: сделали термометрические исследования до и после гидроразрыва; АКЦ качества цементирования до и после гидроразрыва. На слайде представлены результаты исследований около 100 скважин. Мы не определили развитие трещины за границы интервала перфорации, допустимы 5-7 метров в зависимости от условий покрышок и т.д. Никакого разрыва колоны под пакером нами не определено. Для обеспечения герметичности верхней части эксплуатационной колоны мы спускаем пакера, над пакерами может быть создано давление, которое, не превышает давление опрессовки эксплуатационных колон. Ниже нами не замечено никаких аномалий в эксплуатационных колонах. На слайде для вас представлены все данные. Также я вам предлагаю результаты исследования двух скважин по качеству цементного камня до и после гидроразрыва, которые проводилось разными приборами. Значительного влияния ГРП на ухудшение качества цементного кольца эксплуатационной колоны нет. Мы не получали также пластовой воды или продукции из других горизонтов, которые можно было бы определить за анализами.
Перейдем к результатам применения ГРП.
Я не могу порадовать вас 100% успешностью – ее быть не может. В ПАО «Укрнафта» результаты достигают 70-80%: в некоторых скважинах от 2-5 до 40-60 тонн, в некоторых с 2-х – 2,с 1-й – 1. Все зависит от горно-геологических условий, от достоверности информации, человеческого фактора и многого другого. Я вам показал (на слайде) скважины, которые годами не работают и вводятся в эксплуатацию, много скважин нами выведено из бездействия. А также показал скважину, которая из 0 вышла практически на 40-50 тонн (то замеры по 2- горизонтам). Скважины, которые имеют 7-8 тонн – выводятся на 15-18 тонн, из 5 на 35 тонн. Повторюсь, успешность достигает 70-80% в этом диапазоне. Объем работ увеличивается, в этом году достигли отметки 75 тыс. тонн дополнительной добычи к годовой по ПАО «Укрнафта». И это только из нефтяных скважин.
Хочу вам показать наш опыт ГРП по угольным пластам, где также подымался вопрос экологии: эксплуатационные колоны были зацементированы цементом с расширителями, в двух скважинах проводились гидропескоструйные перфорации для улучшения их качества, было проведено по несколько гидроразрывов в скважинах. Названия скважин и кто это делал – я не скажу, скажу где – мы делали это на ДДЗ (Донецкая область) по специальному проекту минуглепрома по дегазации угольных шахт. Тогда было пробурено несколько скважин, в них были разные объекты (песковики алевролиты). Это были экспериментально-промышленные работы с целью изучения возможности увеличения добычи метана. Объекты были размещены между угольными пластами, чистый пещаник, разрыв происходил только в угольном пласте, инициировался выше угольного пласта. Объекты в скважинах для гидроразрыва выбирали мы, поэтому они разнообразны (для определения в разных условиях). Мы видим на слайде, что объектом во второй скважине был только угольный пласт, но поскольку в нем градиент разрыва значительно выше, чем в пещаниках, алевролите и карбонате, развитие трещины произошло в разных направлениях, хотя инициирование состоялось в угольном пласте. Длина – 150 м., 100 м. (километровых трещин не возникало), мы здесь закачивали от 20 до 25 тон.
Хочу подчеркнуть, что мы не являемся сервисной компанией, которая гонится за количеством и работает для чужих. Мы все делаем для себя, поэтому стараемся найти все лучшее для скважины (в том числе через изучение методик, программ, технологий) и определить наиболее приемлемое для конкретной скважины. Не всегда от увеличения массы закрепителя мы имеем увеличение результата. Иногда при высоком проникновении мы можем иметь больше загрязнения призабойной зоны через величину репрессий.
После проведения работ на отдельных объектах на второй день я уже стравливал газ на поверхности, т.е. скважины начали сами разгазовываться. Для этих скважин специально подбирались жидкости, так называемые полимерные эмульсии, но не на углеводородной основе, а на основе животных жиров, которые обладают свойством после попадание в пласты вбирать в себя газ и скорее осваиваться. Они имели достаточно низкий коэффициент фильтрации, и достаточно высокий коэффициент восстановления проницаемости.
Мы получили вопрос от Алины Петровой: «Велись ли исследования влияния продуктов испарения жидкости для гидроразрыва на здоровье людей и каковы их результаты?»
Ответ: Жидкость гидроразрыва – это комплекс гидрореагентов. Любая жидкость у нас допускается к использованию только при условии, что она отвечает соответствующим нормам предельно-допустимых концентраций каждого реагента. Перед использованием жидкости в лабораторных условиях проводится исследование, по его результатам проводится приготовление жидкости на скважине.
Есть предостережения по отношению к отдельным реагентам (окислителям), нет предостережений по отношению к жидкости в целом). Также существуют правила техники безопасности по выполнению работ, которых все придерживаются. У нас люди этих правил придерживаются, эксцессов не было, случаев негативного влияния жидкости на человека – не было.
Ознакомиться с материалом в журнале:
