Gaz de șist: fracturarea hidraulică nu este la fel de rău precum este vopsită. Fracking sau fracturare hidraulică: tehnologie, istorie, echipamente Ce este producția de petrol prin fracturare

Cercetătorii britanici au analizat metoda fracturării hidraulice (HF, metodă de intensificare a lucrărilor sondelor de petrol și gaze) din punctul de vedere al siguranței acesteia pentru mediu, economie și societate. Ca urmare, metoda fracturării hidraulice a fost plasată pe locul șapte din nouă surse de energie. Poate că un studiu similar va fi efectuat în America - în singura țară din lume în care metoda de fracturare hidraulică în producția de petrol este acum considerată una dintre principalele.

Securitate scăzută

Fracturarea hidraulică este un proces controversat în care apă de înaltă presiune, nisip și substanțe chimice sunt injectate într-o formațiune, rezultând fracturi care facilitează producția de petrol și/sau gaze.

Pentru a evalua impactul fracturării hidraulice în Marea Britanie, un grup de oameni de știință de la Universitatea din Manchester a clasat sursele de energie (cărbune, vânt, lumina soarelui printre acestea), evaluând siguranța utilizării lor din punct de vedere al mediului, economiei și societate. Oamenii de știință au plasat metoda de fracturare hidraulică pe poziția a șaptea în rating.

Oamenii de știință raportează că, pentru ca metoda de fracturare hidraulică să fie la fel de sigură ca energia eoliană și solară, este necesar să se reducă impactul negativ al acesteia asupra mediu inconjurator de 329 de ori.

Cercetătorii au făcut diverse prognoze pentru viitor și au stabilit că situația în care metoda de fracturare va reprezenta 1, mai degrabă decât 8 la sută din energia electrică generată în Marea Britanie, este mai favorabilă.

Fracking-ul în context

Oamenii de știință spun că majoritatea cercetărilor legate de fracturarea hidraulică vizează studierea impactului acesteia asupra mediului. Aceste studii sunt efectuate în principal în SUA. Experții britanici susțin că aspectul socio-economic nu a fost suficient studiat. Ei numesc lor proiect de cercetare prima lucrare care examinează impactul fracturării hidraulice asupra mediului, economiei și societății.

„Acest lucru ne permite să evaluăm siguranța utilizării metodei în ansamblu, fără a ne concentra doar pe un aspect, cum ar fi transportul, zgomotul sau poluarea apei, care sunt acum discutate în mod activ în studiul gazelor de șist”, Adiza Azapadzhik, profesor la Universitate. din Manchester, a declarat pentru The Independent.

În unele state, metoda fracturării hidraulice este interzisă, iar în prezent America este singura țară care o folosește pe scară largă. Poate că studiul britanic va încuraja experții americani să-și efectueze propria analiză. Dacă siguranța fracturării hidraulice este evaluată ca fiind scăzută în America, atunci politicienii se pot întoarce la surse de energie mai puțin periculoase.

LA industria modernă fracturarea hidraulică (HF) este o metodă eficientă de influențare a zonei de fund a unei puțuri. Această metodă este necesară pentru a crește randamentul productiv dintr-un zăcământ de petrol sau gaze, gradul de absorbție al soiurilor de injecție de puțuri și, de asemenea, ca parte a lucrărilor de izolare a apelor subterane. Procesul de fracturare hidraulică în sine include crearea de noi fracturi și creșterea celor existente care se află în roca de fund. Impactul asupra fracturilor are loc prin reglarea presiunii fluidului alimentat puțului. Ca urmare a fracturării hidraulice, devine posibilă extragerea resurselor valoroase situate la distanță îndepărtată de sondă de sondă.

Din istoria fracturării hidraulice

Evoluții pentru creșterea productivității producției de petrol din sondele finite au fost realizate în State deja la sfârșitul secolului al XIX-lea: apoi a fost testată o metodă de stimulare prin intermediul unei explozii de nitroglicerină, care a spart roci solide și a făcut posibilă. pentru a obține resurse valoroase de acolo. În aceeași perioadă, au fost efectuate teste privind dezvoltarea zonei de fund folosind acid, iar ultima metodă a fost utilizată în mod activ în anii 30 ai secolului trecut.

În timpul utilizării acidului pentru a stimula productivitatea puțului, s-a constatat că creșterea presiunii poate duce la fracturi de formațiune. Aceasta a început dezvoltarea ideii de fracturare hidraulică, iar prima încercare a fost făcută deja în 1947. În ciuda eșecului, cercetătorii au continuat să dezvolte metoda, iar munca lor a fost încununată cu succes doi ani mai târziu. În anii 1950, Statele Unite au început să se dezvolte din ce în ce mai mult folosind metoda fracturării hidraulice, iar până în ultima treime a secolului al XX-lea, numărul acestor operațiuni a depășit un milion doar în America însăși.

Fracturarea hidraulică ca tehnică de dezvoltare a puțurilor a fost folosită și în URSS: primele încercări au fost făcute în 1959. După aceea, popularitatea acestei metode a început să se estompeze, deoarece în Siberia au început să fie dezvoltate puțuri, care, chiar și fără manipulări suplimentare, au asigurat producția neîntreruptă de petrol și gaze în volumele necesare. De la sfârșitul anilor 80, tehnica a devenit din nou răspândită, când fostele zăcăminte au încetat să producă aceeași cantitate de resurse valoroase, dar nu puteau fi considerate încă complet epuizate. În prezent, tehnica fracturării hidraulice este utilizată în toată Rusia, precum și în alte state.

Varietăți de fracturare hidraulică

În domeniul modern al dezvoltării resurselor, se disting două tipuri de fracturare hidraulică:

• Fracturare hidraulică de susținere. Cu această metodă, se folosește un material special de înțepare. În timpul procedurii, agentul de susținere este turnat astfel încât fisurile create de presiune să nu se reconecteze. Acest tip de metodă este potrivit pentru gresii, siltstones și alte roci terigene. Fracturarea hidraulica cu agent de sustinere este cea mai des folosita.
• Fracturare hidraulică cu acid. Această metodă este mai potrivită pentru rocile carbonatice, iar fisurile care se obțin printr-o combinație de creștere a presiunii și adăugarea unui fluid de fracturare nu necesită armături suplimentare, ca în primul caz. Principala diferență dintre fracturarea acidă și fracturarea convențională cu același acid este cantitatea de material și gradul de presiune.

Indiferent de tipul de tratament, succesul fracturării hidraulice depinde de o serie de factori. În primul rând, obiectul pentru implementarea metodei trebuie selectat luând în considerare caracteristicile sale, tipurile de rezervoare, precum și adâncimea și intensitatea dezvoltării. Alegerea tehnologiei depinde de condițiile în care se află puțul. Când se aplică corect, eficiența recuperării uleiului într-o fântână tratată devine mult mai mare.

Procesul de fracturare hidraulică

Fracturarea hidraulica este indicata sa se efectueze pentru sondele cu productivitate scazuta, care apare datorita densitatii naturale a straturilor sau cand calitatea filtrarii scade dupa deschiderea stratului urmator.

Procesul de prelucrare are mai multe etape:

• Studiul puțului, în timpul căruia se determină capacitatea sa de absorbție, rezistența la presiune și alți parametri.
• Curățare bine. Pentru aceasta, se folosesc pompe de drenaj și sondele sunt spălate, astfel încât proprietățile de filtrare în zona fundului găurii să fie suficiente pentru lucrări ulterioare. De asemenea, putul poate fi tratat cu acid clorhidric astfel incat conditiile de formare a fracturilor din ruptura sa fie optime.
• Coborâre în puțul țevilor pentru alimentarea cu fluid în fundul găurii. Coarda de carcasă este echipată cu un packer și o ancoră hidraulică pentru ca presiunea să nu deformeze conducta. Gura este echipată cu un cap pentru conectarea echipamentului necesar pentru pomparea lichidului de spălare.
• Fracturarea hidraulica propriu-zisa se realizeaza prin injectarea fluidului pana cand apar fisuri in formatie. Imediat după acțiunea hidraulică, este necesară pomparea fluidului la viteză mare.
• Gura este blocată, puțul nu este atins până când presiunea scade.
• Spălarea puțurilor după fracturarea hidraulică și dezvoltarea.

La o adâncime mică, fracturarea hidraulică poate fi efectuată fără țevi sau fără siguranță. În prima situație, injecția se realizează prin țevi de carcasă, iar în a doua, poate fi organizată de-a lungul inelului din jurul lor. Această tehnică minimizează pierderea de presiune atunci când în proces este utilizat un lichid foarte gros. În plus, pentru unele puțuri se efectuează fracturi în mai multe etape, în care diferite straturi obțin fisuri, din cauza cărora permeabilitatea lor crește foarte mult.

Pentru a determina locația fracturilor în sine, se utilizează metoda de înregistrare radioactivă. Această tehnologie vă permite să aflați exact unde sunt golurile, cu introducerea nisipului obișnuit și încărcat.

„Revoluția șisturilor” cucerește, evident, mințile politicienilor și oamenilor de afaceri din întreaga lume. Americanii dețin palma în această zonă, dar, se pare, există posibilitatea ca restul lumii să li se alăture în curând. Desigur, există state în care practic nu există producție de gaz de șist - în Rusia, de exemplu, principalul procent de elite politice și de afaceri sunt destul de sceptice cu privire la această întreprindere. În același timp, problema nu este atât de mult în factorul rentabilității economice. Cea mai importantă circumstanță care poate afecta perspectivele unei astfel de industrii precum producția de gaze de șist sunt consecințele asupra mediului. Astăzi vom studia acest aspect.

Ce este gazul de șist?

Dar mai întâi, o mică digresiune teoretică. Ce este un mineral de șist care este extras dintr-un tip special de minerale - Principala metodă prin care este extras gazul de șist, ale cărei consecințe le vom studia astăzi, ghidați de pozițiile experților, este fracking-ul sau fracturarea hidraulică. Este configurat așa. O țeavă este introdusă în măruntaiele pământului într-o poziție aproape orizontală, iar una dintre ramurile sale este adusă la suprafață.

În procesul de fracking, presiunea se formează în depozitul de gaz, ceea ce face ca gazele de șist să scape în partea de sus, unde este colectată. Cea mai populară extracție a mineralului menționat a câștigat în America de Nord. Potrivit unor experți, creșterea veniturilor industriei pe piața din SUA în ultimii ani s-a ridicat la câteva sute de procente. Cu toate acestea, succesul economic necondiționat în ceea ce privește dezvoltarea de noi metode de producere a „combustibilului albastru” poate fi însoțit de probleme uriașe asociate cu extracția gazelor de șist. Ele sunt, așa cum am spus deja, de natură ecologică.

Daune pentru mediu

Conform experților, ceea ce ar trebui să acorde o atenție deosebită SUA și alte puteri energetice atunci când lucrează într-un domeniu precum producția de gaz de șist este consecințele asupra mediului. Cea mai importantă amenințare la adresa mediului este plină de metoda principală de extragere a mineralelor din intestinele pământului. Vorbim despre același fracking. Așa cum am spus deja, este o alimentare cu apă în stratul terestră (sub presiune foarte mare). Acest tip de impact poate avea un impact negativ pronunțat asupra mediului.

Reactivi in ​​actiune

Caracteristicile tehnologice ale fracking-ului nu sunt singurul caracter. Metodele actuale de extragere a gazelor de șist implică utilizarea a câteva sute de varietăți de substanțe reactive și potențial toxice. Ce inseamna asta? Cert este că dezvoltarea zăcămintelor corespunzătoare necesită utilizarea unor volume mari de apă dulce. Densitatea sa, de regulă, este mai mică decât cea caracteristică apelor subterane. Și, prin urmare, straturile ușoare de lichid, într-un fel sau altul, pot ajunge în cele din urmă la suprafață și pot ajunge în zona de amestecare cu surse de băut. Cu toate acestea, este posibil să conțină impurități toxice.

Mai mult, este posibil ca apa ușoară să revină la suprafață contaminată nu cu substanțe chimice, ci cu substanțe complet naturale, dar totuși dăunătoare sănătății umane și mediului, care pot fi conținute în adâncurile interiorului pământului. Un moment orientativ: se știe că se preconizează producerea gazelor de șist în Ucraina, în regiunea Carpaților. Cu toate acestea, experții de la unul dintre centrele științifice au efectuat un studiu, în timpul căruia s-a dovedit că straturile pământului din acele regiuni care ar trebui să conțină gaz de șist se caracterizează printr-un conținut crescut de metale - nichel, bariu, uraniu.

Calcul greșit al tehnologiei

Apropo, o serie de experți din Ucraina îndeamnă să acorde atenție nu atât problemelor producției de gaze de șist în ceea ce privește utilizarea substanțelor nocive, cât și deficiențelor tehnologiilor utilizate de companiile de gaze. Reprezentanții comunității științifice a Ucrainei într-unul dintre rapoartele lor privind problemele de mediu au prezentat tezele relevante. Care este esența lor? Concluziile oamenilor de știință, în general, se rezumă la faptul că producția de gaze de șist în Ucraina poate provoca daune semnificative fertilității solului. Cert este că, cu acele tehnologii care sunt folosite pentru izolarea substanțelor nocive, unele materiale vor fi amplasate sub pământ arabil. În consecință, va fi problematic să crești ceva deasupra lor, în straturile superioare ale solului.

intestinele ucrainene

Există, de asemenea, îngrijorări în rândul experților ucraineni cu privire la posibilul consum de rezerve de apă potabilă, care poate fi o resursă semnificativă din punct de vedere strategic. În același timp, deja în 2010, când revoluția de șist tocmai câștiga amploare, autoritățile ucrainene au eliberat licențe de explorare a gazelor de șist companii precum ExxonMobil și Shell. În 2012, au fost forate sonde de explorare în regiunea Harkov.

Acest lucru ar putea indica, cred experții, interesul autorităților ucrainene pentru dezvoltarea perspectivelor „de șist”, probabil pentru a reduce dependența de aprovizionarea cu combustibil albastru din Federația Rusă. Dar acum nu se știe, spun analiștii, care sunt perspectivele de viitor pentru munca în această direcție (datorită unor evenimente politice cunoscute).

Problemă fracking-ul

Continuând discuția despre deficiențele tehnologiilor de producere a gazelor de șist, se poate acorda atenție și altor teze demne de remarcat. În special, unele substanțe pot fi utilizate în fracturare, care sunt utilizate ca fluide de fracturare. În același timp, utilizarea lor frecventă poate duce la o deteriorare semnificativă a gradului de permeabilitate a rocii pentru fluxurile de apă. Pentru a evita acest lucru, lucrătorii din gaze pot folosi apă care utilizează derivați chimici solubili ai unor substanțe asemănătoare ca compoziție cu celuloza. Și reprezintă o amenințare gravă pentru sănătatea umană.

Săruri și radiații

Au existat precedente când prezența substanțelor chimice în apele din zona puțurilor de șist a fost înregistrată de oamenii de știință nu numai în aspectul calculat, ci și în practică. După ce au analizat apa care curge în stația de epurare din Pennsylvania, experții au constatat un nivel mult mai ridicat decât cel normal de săruri - cloruri, bromuri. Unele dintre substanțele care se găsesc în apă pot reacționa cu gazele atmosferice precum ozonul, ducând la formarea de produse toxice. De asemenea, in unele straturi ale subsolului situate in zonele in care se produce gaz de sist, americanii au descoperit radiul. Care este, prin urmare, radioactiv. Pe lângă săruri și radiu, în apele care sunt concentrate în zonele în care se folosește principala metodă de extracție a gazelor de șist (fracking), oamenii de știință au descoperit diferite tipuri de benzen și toluen.

lacună legală

Unii avocați subliniază că daunele aduse mediului cauzate de companiile americane de gaze de șist sunt de natură aproape legală. Cert este că în 2005, în Statele Unite a fost adoptat un act juridic, conform căruia metoda fracking-ului, sau fracturarea hidraulică, a fost retrasă din monitorizarea Agenției pentru Protecția Mediului. Acest departament, în special, a asigurat că oamenii de afaceri americani au acționat în conformitate cu prevederile Legii pentru protecția apei potabile.

Cu toate acestea, odată cu adoptarea unui nou act juridic, întreprinderile americane au putut opera în afara zonei de control a agenției. Experții spun că a devenit posibil să se extragă petrol și gaze de șist în imediata apropiere a surselor subterane de apă potabilă. Și asta în ciuda faptului că Agenția, într-unul dintre studiile sale, a concluzionat că sursele continuă să se contamineze, și nu atât în ​​timpul procesului de fracking, cât la ceva timp după finalizarea lucrărilor. Analiştii cred că legea a fost adoptată nu fără presiuni politice.

Libertatea în Europa

O serie de experți subliniază că nu numai americanii, ci și europenii nu doresc să înțeleagă pericolele producției de gaz de șist în potențial. În special, Comisia Europeană, care dezvoltă surse de drept în diverse domenii ale economiei UE, nici nu a început să creeze o lege separată care să reglementeze problemele de mediu în această industrie. Agenția s-a limitat, subliniază analiștii, doar să emită o recomandare care nu leagă de fapt companiile energetice de nimic.

În același timp, potrivit experților, europenii nu sunt încă prea dornici de începerea cât mai curând posibil a lucrărilor de extracție a combustibilului albastru în practică. Este posibil ca toate acele discuții din UE care au legătură cu subiectul „șisturii” să fie doar speculații politice. Și de fapt, europenii, în principiu, nu vor dezvolta producția de gaze metoda neconventionala. Cel puțin în viitorul apropiat.

Reclamatii fara satisfactie

Există dovezi că în acele zone ale Statelor Unite unde se produce gaz de șist, consecințele de natură ecologică s-au făcut deja simțite – și nu doar la nivelul cercetării industriale, ci și în rândul cetățenilor de rând. Americanii care locuiesc lângă fântâni în care se folosește fracking-ul au început să observe că apa de la robinet își pierduse mult din calitate. Ei încearcă să protesteze împotriva producției de gaze de șist în zona lor. Cu toate acestea, capabilitățile lor, potrivit experților, nu sunt comparabile cu resursele corporațiilor energetice. Schema de afaceri este destul de simplă. Când există pretenții de la cetățeni, acestea se formează prin angajarea de ecologiști. În conformitate cu aceste documente, apa potabilă trebuie să fie în perfectă stare. Dacă rezidenții nu sunt mulțumiți de aceste acte, atunci, după cum au raportat mai multe surse, lucrătorii din gaze le plătesc despăgubiri înainte de judecată în schimbul semnării acordurilor de confidențialitate asupra unor astfel de tranzacții. Drept urmare, cetățeanul își pierde dreptul de a raporta ceva presei.

Verdictul nu va împovăra

Dacă, totuși, se declanșează procese, atunci deciziile care nu sunt luate în favoarea companiilor energetice nu sunt de fapt foarte împovărătoare pentru companiile de gaze. În special, potrivit unora dintre aceștia, corporațiile se angajează să furnizeze cetățenilor apă potabilă din surse ecologice pe cheltuiala lor sau să le instaleze echipamente de tratare. Dar dacă în primul caz rezidenții afectați, în principiu, pot fi mulțumiți, atunci în al doilea - așa cum cred experții - s-ar putea să nu existe prea multe motive de optimism, deoarece unii încă pot pătrunde prin filtre.

Autoritățile decid

Există o opinie printre experți că interesul pentru șist în SUA, precum și în multe alte țări ale lumii, este în mare măsură politic. Acest lucru, în special, poate fi evidențiat de faptul că multe corporații de gaze sunt susținute de guvern - mai ales sub aspectul stimulentelor fiscale. Experții evaluează în mod ambiguu viabilitatea economică a „revoluției șisturilor”.

Factorul de apă potabilă

Mai sus, am vorbit despre faptul că experții ucraineni pun la îndoială perspectivele producției de gaz de șist în țara lor, în mare parte din cauza faptului că tehnologia fracking-ului poate necesita cheltuirea unor cantități mari de apă potabilă. Trebuie să spun că preocupări similare sunt exprimate de experți din alte state. Cert este că, chiar și fără gaz de șist, acesta este deja observat în multe regiuni ale planetei. Și este probabil ca o situație similară să fie observată în curând în țările dezvoltate. Iar „revoluția șisturilor”, desigur, nu va ajuta decât la accelerarea acestui proces.

Ardezie ambiguă

Există opinia că producția de gaze de șist în Rusia și alte țări nu este deloc dezvoltată sau, cel puțin, nu are loc în același ritm ca în America, doar din cauza factorilor pe care i-am luat în considerare. Acestea sunt, în primul rând, riscurile de poluare a mediului cu compuși toxici, și uneori radioactivi, care apar în timpul fracking-ului. Este, de asemenea, probabilitatea epuizării rezervelor de apă potabilă, care poate deveni în curând o resursă, chiar și în țările dezvoltate, din punct de vedere al importanței nu inferioare combustibilului albastru. Desigur, se ia în considerare și componenta economică - nu există un consens în rândul oamenilor de știință cu privire la rentabilitatea zăcămintelor de șist.

În prezent, rezervele greu de recuperat sunt larg implicate în dezvoltare ulei limitată la rezervoare cu permeabilitate scăzută, slab drenate, eterogene și disecate.

Una dintre metodele eficiente de a crește productivitatea puțurilor care pătrund astfel de formațiuni și de a crește rata de recuperare ulei dintre acestea, este fracturarea hidraulică (HF).Fracturarea hidraulică poate fi definită ca o metodă mecanică de impact asupra unei formațiuni productive, în care roca este ruptă de-a lungul planurilor de rezistență minimă datorită acțiunii asupra formării presiunii create de injecție. de fluid în formațiune. Fluidele care transferă energia necesară fracturării de la suprafață la fundul puțului se numesc fluide de fracturare.

După ruptură, sub influența presiunii fluidului, fractura crește, legătura sa cu sistemul de fracturi naturale nedeschise de sondă și cu zone de permeabilitate crescută; astfel, zona rezervorului drenată de puț se extinde. Un material granular este transportat în fisurile formate de fluidele de fracturare, care fixează fisurile în stare deschisă după îndepărtarea presiunii în exces.

Ca urmare, rata de producție a puțurilor producătoare sau injectivitatea puțurilor de injecție crește din cauza unei scăderi a rezistenței hidraulice în zona fundului găurii și a creșterii suprafeței de filtrare a sondei, precum și a creșterii nivelului final. recuperarea uleiului datorită implicării în dezvoltarea zonelor și straturilor intermediare slab drenate.

Metoda de fracturare hidraulică are multe soluții tehnologice, datorită caracteristicilor unui anumit obiect de tratare și a scopului de atins. Tehnologiile de fracturare hidraulică diferă în primul rând prin volumul de injectare a fluidelor de proces și coarne și, în consecință, prin dimensiunea fracturilor create.

Cea mai utilizată fracturare hidraulică locală ca mijloc eficient de influențare a zonei puțurilor. În acest caz, este suficient să se creeze fracturi de 10-20 m lungime cu injectarea de zeci de metri cubi de lichid și unități de tone de agent de susținere. În acest caz, debitul sondei crește de 2,3 ori.

În ultimii ani, au fost intens dezvoltate tehnologii pentru crearea de fracturi relativ mici în formațiuni cu permeabilitate medie și înaltă, ceea ce face posibilă reducerea rezistenței zonei de fund și creșterea razei efective a sondei.

Fracturarea hidraulică cu formarea de fracturi extinse duce la creșterea nu numai a permeabilității zonei de fund, ci și a acoperirii formațiunii prin impact și la implicarea unor rezerve suplimentare în dezvoltare. ulei si ridicarea recuperarea uleiuluiîn general. În același timp, este posibil să se reducă tăierea curentă de apă a produsului produs. Lungimea optimă a unei fracturi fixe cu o permeabilitate la formare de 0,01...0,05 µm2 este de obicei 40...60 m, iar volumul de injecție este de la zeci la sute de metri cubi de fluid și de la unități la zeci de tone de agent de susținere .

Alături de aceasta, se utilizează fracturarea hidraulică selectivă, care face posibilă implicarea în dezvoltarea și creșterea productivității straturilor cu permeabilitate scăzută.

Să te implici în dezvoltare industriala gaz rezervoare cu permeabilitate ultra-scăzută (mai puțin de 10 µm 2) din SUA, Canada și un număr de țări din Europa de Vest, folosesc cu succes tehnologia fracturilor masive.

Experiență în utilizarea fracturării hidraulice în străinătate

Pentru prima dată în uleiÎn practică, fracturarea hidraulică a fost efectuată în 1947 în SUA. Tehnologia și ideile teoretice despre procesul de fracturare hidraulică au fost descrise în lucrarea lui J. Clark în 1948, după care această tehnologie a devenit rapid răspândită. Până la sfârșitul anului 1955, au fost efectuate peste 100.000 de fracturări hidraulice în SUA, deoarece cunoștințele teoretice ale procesului s-au îmbunătățit și caracteristicile tehnice s-au îmbunătățit. echipamente, fluide de fracturare și agenți de susținere, succesul operațiunilor a ajuns la 90%. Până în 1968, în lume fuseseră efectuate peste un milion de operații. În Statele Unite, stimularea maximă a puțurilor prin fracturare hidraulică s-a remarcat în 1955 - aproximativ 4500 fracturare hidraulică/lună, până în 1972 numărul operațiunilor a scăzut la 1000 fracturare hidraulică/lună, iar până în 1990 se stabilizase deja la nivelul de 1500 operatii/luna.

Tehnologia fracturării hidraulice se bazează în primul rând pe cunoașterea mecanismului de inițiere și propagare a fracturii, ceea ce face posibilă prezicerea geometriei fracturii și optimizarea parametrilor acesteia. Primele modele destul de simple care definesc relația dintre presiunea fluidului de fractură, deformarea plastică a rocii și lungimea și deschiderea fracturii rezultate au îndeplinit nevoile practicii atâta timp cât operațiunile de fracturare hidraulică nu au necesitat investiții mari. Introducerea fracturării hidraulice masive, care necesită un debit mare de fluide de fracturare și agent de susținere, a condus la necesitatea creării de modele mai avansate bi- și tridimensionale care să permită o predicție mai fiabilă a rezultatelor tratamentului. În prezent, modelele pseudo-3D , care sunt o combinație a două modele bidimensionale binecunoscute care descriu creșterea fisurilor și fluxul de fluid în ea în două direcții reciproc perpendiculare.

Cel mai important factor în succesul procedurii de fracturare hidraulică este calitatea fluidului de fracturare și a agentului de susținere. Scopul principal al fluidului de fracturare este de a transfera de la suprafață în fundul sondei energia necesară deschiderii fracturii și transportului agentului de susținere de-a lungul întregii fracturi. Principalele caracteristici ale sistemului de susținere a fluidului de fracturare sunt:

Proprietățile reologice ale lichidului „curat” și al agentului de susținere care conține lichide;

Proprietățile de infiltrare ale fluidului, care determină scurgerea acestuia în rezervor în timpul fracturării hidraulice și transferul agentului de susținere de-a lungul fracturii;

Capacitatea fluidului de a transporta agentul de susținere la fractură se termină în suspensie fără decantare prematură;

Capacitatea de a efectua ușor și rapid fluidul de fracturare pentru a asigura o contaminare minimă a pachetului de susținere și a formațiunii înconjurătoare;

Compatibilitatea fluidului de fracturare cu diverși aditivi furnizați de tehnologie, eventuale impurități și fluide de rezervor;

Proprietățile fizice ale agentului de susținere.

Fluidele de fracturare tehnologică trebuie să aibă suficientă vâscozitate dinamică pentru a crea fracturi de conductivitate ridicată datorită deschiderii mari și umplerii eficiente cu material de susținere; au scurgeri scăzute de infiltrații pentru a produce fisuri dimensiunile cerute la cost minim lichide; asigură o scădere minimă a permeabilității zonei de formare în contact cu fluidul de fracturare; asigura pierderi mici de presiune datorate frecării în conducte; au stabilitate termică suficientă pentru formațiunea care este tratată și stabilitate ridicată la forfecare, adică stabilitatea la forfecare a structurii lichidului; ușor de scos din rezervor și fracturi hidraulice după tratament; să fie avansat tehnologic în pregătirea și depozitarea în condiții de teren; au corozivitate scăzută; să fie ecologic și sigur de utilizat; au un cost relativ mic.

Primele fluide de fracturare au fost ulei pe bază, totuși, de la sfârșitul anilor 1950, au fost folosite fluide pe bază de apă, dintre care cele mai comune sunt guma de guar și hidroxipropil guar. În prezent, peste 70% din toate fracturile hidraulice din SUA se realizează folosind aceste fluide. Geluri pe ulei pe bază sunt utilizate în 5% din cazuri, spumă cu comprimat gaz utilizat în 25% din totalul fracturării hidraulice. Pentru a crește eficiența fracturării hidraulice, la fluidul de fracturare se adaugă diverși aditivi, în principal agenți anti-filtrare și agenți de reducere a frecării.

Eșecuri de fracturare în permeabilitate scăzută gaz formațiunile sunt adesea cauzate de îndepărtarea lentă a fluidului de fracturare și blocarea acestuia a fracturii. Ca urmare, fluxul inițial gaz după fracturarea hidraulică, aceasta poate fi cu 80% mai mică decât starea de echilibru în timp, deoarece creșterea producției de puț are loc extrem de lent pe măsură ce fractura este curățată - în săptămâni și luni. În astfel de formațiuni, utilizarea unui amestec de fluid de fracturare a hidrocarburilor și dioxid de carbon lichefiat sau CO lichefiat este deosebit de importantă; cu adaos de azot. Dioxidul de carbon este introdus în rezervor în stare lichefiată și se realizează sub formă gaz. Acest lucru face posibilă accelerarea eliminării fluidului de fracturare din formațiune și prevenirea unor astfel de efecte negative, care sunt cele mai pronunțate la permeabilitate scăzută. gaz rezervoare, cum ar fi blocarea fracturii cu fluid de fracturare, deteriorarea permeabilității fazei pt gazîn apropierea unei fracturi, modificări ale presiunii capilare și umectabilității rocii etc. Vâscozitatea scăzută a unor astfel de fluide de fracturare este compensată în timpul operațiilor de fracturare hidraulică printr-o viteză de injecție mai mare.

Materialele moderne utilizate pentru repararea fisurilor în stare deschisă - substanțe de susținere - pot fi împărțite în două tipuri - nisipuri de cuarț și substanțe de susținere sintetice de rezistență medie și mare. Caracteristicile fizice ale agenților de susținere care afectează conductivitatea la fractură includ rezistența, dimensiunea granulelor și distribuția dimensiunii particulelor, calitatea (prezența impurităților, solubilitatea în acizi), forma granulelor (sfericitate și rotunjime) și densitatea.

Primul și cel mai utilizat material de fixare a fracturilor este nisipul, care are o densitate de aproximativ 2,65 g/cm2. Nisipurile sunt utilizate în mod obișnuit în fracturarea hidraulică unde solicitarea de compresiune nu depășește 40 MPa. Rezistența medie sunt elementele de susținere ceramice cu o densitate de 2,7...3,3 g/cm 3 utilizate la o presiune de compresie de până la 69 MPa. Agenții de susținere pentru sarcini grele, cum ar fi bauxita sinterizată și oxidul de zirconiu, sunt utilizați la solicitări de compresie de până la 100 MPa, densitatea acestor materiale este de 3,2...3,8 g/cm 3. Utilizarea agenților de susținere pentru sarcini grele este limitată de acestea. cost ridicat.

În plus, așa-numitul supernisip este folosit în SUA - nisip de cuarț, ale cărui boabe sunt acoperite cu rășini speciale care măresc rezistența și împiedică îndepărtarea particulelor de susținere sfărâmate din fractură. Densitatea supranisipului este de 2,55 g/cm3.De asemenea, sunt produși și utilizați agenți de susținere acoperiți cu rășină sintetică.

Rezistența este principalul criteriu atunci când se selectează agenți de susținere pentru condiții specifice de rezervor pentru a asigura conductivitatea la fractură pe termen lung la adâncimea rezervorului. În puțurile adânci, solicitarea minimă este orizontală, prin urmare se formează fracturi predominant verticale. Odată cu adâncimea, solicitarea minimă orizontală crește cu aproximativ 19 MPa/km. Prin urmare, din punct de vedere al adâncimii, propanții au următoarele domenii de aplicare: nisipuri de cuarț - până la 2500 m; elemente de susținere de rezistență medie - până la 3500 m; elemente de susținere de înaltă rezistență - peste 3500 m.

Studii recente efectuate în Statele Unite au arătat că utilizarea substanțelor de susținere de rezistență medie este rentabilă chiar și la adâncimi mai mici de 2500 m, deoarece costurile crescute datorită costului lor mai mare în comparație cu nisipul cuarțos sunt compensate de câștiguri suplimentare. productie de ulei prin crearea unui pachet de susținere cu o conductivitate mai mare în fractura hidraulică.

Cei mai des utilizați agenți de susținere cu dimensiuni de granule sunt 0,425...0,85 mm (20/40 ochiuri), mai rar 0,85...1,7 mm (12/20 ochiuri), 0,85...1,18 mm (16/20 ochiuri), 0,212...0,425 mm (40/70 ochiuri). Alegerea mărimii dorite a granulelor de susținere este determinată de o întreagă gamă de factori. Cu cât granulele sunt mai mari, cu atât este mai mare permeabilitatea pachetului de agent de susținere în fractură. Cu toate acestea, utilizarea agentului de susținere cu fracțiuni grosiere este asociată cu probleme suplimentare atunci când este transferată de-a lungul fracturii. Rezistența agentului de susținere scade odată cu creșterea mărimii granulelor. În plus, în rezervoarele slab cimentate, este de preferat să se folosească un agent de susținere cu o fracțiune mai fină, deoarece datorită eliminării particulelor din formație, pachetul de susținător cu granulație grosieră devine treptat înfundat și permeabilitatea acestuia scade.

Rotunjimea și sfericitatea granulelor de susținere determină densitatea împachetării acestuia în fractură, rezistența acesteia, precum și gradul de distrugere a granulelor sub acțiunea presiunii rocilor. Densitatea agentului de susținere determină transportul și plasarea agentului de susținere de-a lungul fracturii. Agenții de susținere de înaltă densitate sunt mai dificil de menținut în suspensie în fluidul de fracturare, deoarece sunt transportați de-a lungul fracturii. Umplerea fracturii cu agent de susținere de înaltă densitate poate fi realizată în două moduri - folosind fluide cu vâscozitate ridicată care transportă agentul de susținere de-a lungul lungimii fracturii cu o decantare minimă sau folosind fluide cu vâscozitate scăzută la o rată de injecție crescută. În ultimii ani, firmele străine au început să producă elemente de susținere ușoare, caracterizate prin densitate redusă.

Datorită varietății mari de fluide de fracturare și agenți de susținere disponibile pe piața din SUA, SUA ulei Institutul (API) a dezvoltat metode standard pentru determinarea proprietăților acestor materiale (API RP39; Prud "homme, 1984, 1985, 1986 - pentru fluide de fracturare, și API RP60 - pentru agenți de susținere).

În prezent, Statele Unite au acumulat o vastă experiență în fracturarea hidraulică, o atenție sporită fiind acordată pregătirii fiecărei operațiuni. Cel mai important element al unei astfel de instruiri este colectarea și analiza informațiilor primare. Datele necesare pentru pregătirea fracturării hidraulice pot fi împărțite în trei grupe:

Proprietățile geologice și fizice ale rezervorului (permeabilitatea, porozitatea, saturația, presiunea rezervorului, poziția gaz si petrolși contacte ulei-apă, petrografie în roci);

Geometria fracturii și caracteristicile de orientare (stresul orizontal minim, modulul Young, vâscozitatea și densitatea fluidului de fractură, raportul lui Poisson, compresibilitatea rocii etc.);

Proprietățile fluidului de fracturare și ale agentului de susținere. Principalele surse de informare sunt studiile geologice, geofizice și petrofizice, analiza de laborator a miezului, precum și rezultatele unui experiment pe teren, care constă în efectuarea fracturării micro și mini-hidraulice.

În ultimii ani, a fost dezvoltată o tehnologie pentru o abordare integrată a proiectării fracturării hidraulice, care se bazează pe luarea în considerare a mai multor factori, cum ar fi conductivitatea rezervorului, distanța dintre puțuri, mecanica fracturilor, caracteristicile fluidului de fracturare și susținător, limitările tehnologice și economice. În general, procedura de optimizare a fracturării hidraulice ar trebui să includă următoarele elemente:

Calculul cantității de fluid de fracturare și agent de susținere necesare pentru a crea o fractură de dimensiunea și conductibilitatea necesare;

Tehnica de determinare a parametrilor optimi de injectare, tinand cont de caracteristicile suportului si limitarile tehnologice;

Un algoritm complex care permite optimizarea parametrilor geometrici și a conductivității fracturii, ținând cont de productivitatea rezervorului și a sistemului de distanțare a puțurilor, oferind un echilibru între caracteristicile de filtrare ale rezervorului și ale fracturii, și pe baza criteriului de maximizare. profit de pe urma tratamentului bine.

Crearea unei tehnologii optime de fracturare hidraulică presupune respectarea următoarelor criterii:

Asigurarea optimizării dezvoltării rezervelor de câmp;

Maximizarea adâncimii de penetrare a agentului de susținere în fractură:

Optimizarea parametrilor de injectare a fluidului de fracturare și a agentului de susținere;

Minimizarea costurilor de procesare;

Maximizarea profitului prin obținerea suplimentară uleiși gaz. În conformitate cu aceste criterii, se pot distinge următoarele etape de optimizare a fracturării hidraulice la instalație:

1. Selectarea puțurilor pentru tratare, ținând cont de sistemul de dezvoltare existent sau proiectat, asigurând maximizarea productie de uleiși gaz reducând în același timp costurile.

2. Determinarea geometriei optime a ruperii - lungime și conductivitate, ținând cont de permeabilitatea formației, sistemul de distanțare a puțurilor, distanța sondei de la gaz- sau contact ulei-apă.

3. Selectarea unui model de propagare a fracturii pe baza analizei proprietăților mecanice ale rocii, distribuția tensiunilor în rezervor și experimente preliminare.

4. Selectarea agentului de susținere cu proprietăți de rezistență adecvate, calculul volumului agentului de susținere și al concentrației necesare pentru a obține o fractură cu proprietățile dorite.

5. Selectarea unui fluid de fracturare cu proprietăți reologice adecvate, ținând cont de caracteristicile rezervorului, agentului de susținere și geometriei fracturii.

6. Calcul suma necesară fluid de fracturare și determinarea parametrilor optimi de injecție, ținând cont de caracteristicile fluidului și agentului de susținere, precum și de limitările tehnologice.

7. Calculul randamentului economic al fracturării hidraulice.

Eforturile comune ale americanului gaz Institutul de Cercetare (GRI) și cel mai mare uleiși gaz Companiile americane (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger etc.) au dezvoltat un nou complex tehnologic care include un echipamente GRI pentru testarea și controlul calității operațiunii de fracturare hidraulică, un instrument de reologie GRI, software-ul de „proiectare” a fracturii FRACPRO 3D, instrumente de profilare a tensiunii de rezervor și tehnici microseismice pentru determinarea înălțimii și azimutului fracturii.

Utilizarea noii tehnologii face posibilă selectarea fluidului de fracturare și a agentului de susținere care se potrivește cel mai bine condițiilor specifice și de a controla propagarea și deschiderea fracturii, transportul agentului de sprijin în suspensie de-a lungul întregii fracturi și finalizarea cu succes a operațiunii. Cunoașterea profilului de stres din rezervor permite nu numai determinarea presiunii de fractură, ci și prezicerea geometriei ruperii. Cu o diferență mare de tensiuni în rezervor și în bariere impermeabile, fractura se propagă la o lungime mai mare și înălțime mai mică decât într-un rezervor cu o diferență nesemnificativă a acestor tensiuni. Contabilizarea tuturor informațiilor într-un model tridimensional vă permite să preziceți rapid și fiabil caracteristicile de geometrie și filtrare ale fracturii. Aprobarea unei noi tehnologii de fracturare hidraulică la șase gaz Câmpurile din SUA (în Texas, Wyoming și Colorado) și-au arătat eficiența ridicată pentru rezervoare cu permeabilitate scăzută.

În unele cazuri, fracturarea hidraulică are loc la presiuni semnificativ mai mici decât solicitările inițiale din formațiune. Răcirea formațiunii ca urmare a injectării în puțurile de injecție a apei rece, care diferă semnificativ ca temperatură de formațiune, duce la scăderea tensiunilor elastice și la fracturarea hidraulică în puțurile de injecție la presiuni de fund utilizate în inundarea apei. Studiile efectuate pe câmpul Prudhoe Bay (SUA) au arătat că jumătatea de lungime a fracturilor apărute în acest fel variază de la 6 la 60 m. rupere hidraulică.

La efectuarea fracturării hidraulice în puțuri deviate, a căror direcție se abate de la planul de fractură, apar probleme asociate cu formarea mai multor fracturi din diferite intervale de perforare și cu curbura fracturii în apropierea sondei. Pentru a crea o singură fractură plată în astfel de puțuri, se utilizează o tehnologie specială bazată pe limitarea numărului de perforații, determinând dimensiunea, numărul și orientarea acestora în raport cu direcțiile tensiunilor principale din rezervor.

În ultimii ani s-au dezvoltat tehnologii de utilizare a fracturării hidraulice în puțuri orizontale. Orientarea fracturii în raport cu axa sondei este determinată de direcția sondei orizontale în raport cu azimutul tensiunii principale minime din rezervor. Dacă sonda orizontală este paralelă cu direcția tensiunii principale minime, atunci se formează fracturi transversale în timpul fracturării hidraulice. Au fost dezvoltate tehnologii pentru crearea mai multor fracturi într-un puț orizontal. In acest caz numarul fisurilor se determina tinand cont de restrictiile tehnologice si economice si este de obicei de 3.-.4.

Primul experiment de teren care a creat fracturi multiple într-un puț deviat a fost realizat de Mobil în anii 60. Fracturarea în ulei fântâni orizontale au fost executate în câmpuri din partea daneză a Mării Nordului. Pe gaz câmp din Marea Nordului (Olanda) într-un rezervor cu o permeabilitate de 1-10 -3 microni 2 într-un puț orizontal a creat două fracturi transversale.

Cel mai mare proiect a fost realizat pe gaz Câmpul Solingen din Marea Nordului (Germania), caracterizat prin permeabilitate ultra-scăzută (10-6 ... 10 -4 µm2), porozitate medie de 10...12% și grosime medie a formațiunii de aproximativ 100 m. Pe orizontală sondă cu lungimea de 600 m, patru fracturi transversale, a căror jumătate de lungime este de aproximativ 100 m. Debitul de vârf al sondei a fost de 700 mii m 3 / zi, în prezent sonda funcționează cu un debit mediu. rata de 500 mii m 3/zi.

Dacă secțiunea orizontală a sondei este paralelă cu direcția tensiunii orizontale maxime, fractura hidraulică va fi longitudinală față de axa sondei. O fractură longitudinală nu poate da o creștere semnificativă a ratei de producție a unei sonde orizontale, dar o sondă orizontală cu o fractură longitudinală în sine poate fi considerată ca o fractură de conductivitate foarte mare. Având în vedere că creșterea conductibilității este factorul determinant în creșterea debitului puțurilor cu fracturi în formațiuni cu permeabilitate medie și înaltă, la dezvoltarea unor astfel de formațiuni este posibilă utilizarea fracturării hidraulice în puțuri orizontale cu formarea de fracturi longitudinale. Lucrările experimentale de determinare a eficacității fracturilor longitudinale, efectuate la câmpul râului Kuparuk (Alaska) în patru puțuri orizontale, au arătat că productivitatea a crescut cu o medie de 71%, iar costurile cu 37%. În toate cazurile, alegerea între proiectarea puțurilor verticale cu fracturare hidraulică, puțurilor orizontale sau puțurilor orizontale cu fracturare hidraulică se bazează pe evaluarea eficienței economice a unei anumite tehnologii.

Tehnologia de fracturare cu impulsuri permite crearea mai multor fracturi care se extind radial de la sonda din sondă, care pot fi utilizate eficient pentru a depăși efectul de piele în zona fundului găurii, în special în formațiunile cu permeabilitate medie și ridicată.

Fracturarea hidraulică a formațiunilor cu permeabilitate medie și înaltă este una dintre cele mai intens dezvoltate metode de stimulare a puțurilor în prezent. În formațiunile cu permeabilitate ridicată, principalul factor de creștere a producției de sondă din cauza fracturării hidraulice este lățimea fracturii, spre deosebire de formațiunile cu permeabilitate scăzută, unde un astfel de factor este lungimea acesteia. Folosit pentru a crea fisuri scurte late

Tehnologia de screening tip proppant (TSO-tip screen out), care constă în împingerea suportului în primul rând până la capătul fracturii prin creșterea treptată a concentrației acestuia în fluidul de lucru în timpul tratamentului. Depunerea agentului de susținere la capătul fracturii împiedică creșterea în lungime a acesteia. Injectarea ulterioară a fluidului de susținere duce la o creștere a lățimii fracturii, care ajunge la 2,5 cm, în timp ce în fracturarea hidraulică convențională, lățimea fracturii este de 2-3 mm. Ca rezultat, conductivitatea efectivă la rupere (produsul permeabilității și lățimii) este de 300...3000 µm 2m. Pentru a preveni fuga de susținere în timpul ulterioare exploatare puțuri, tehnologia TSO este de obicei combinată fie cu un agent de susținere acoperit cu gudron care stabilește și rezistă la frecarea vâscoasă în timpul pradă, sau cu pachet de pietriș, când agentul de susținere este ținut în fractură cu un filtru (Frac-and-Pack). Aceeași tehnologie este folosită pentru a preveni propagarea fisurilor în apă ulei a lua legatura. Tehnologia TSO este aplicată cu succes în câmpul Prudhoe Bay (SUA), în Golful Mexic, Indonezia și Marea Nordului.

Crearea de fracturi scurte late în puțurile care pătrund în formațiuni cu permeabilitate medie și înaltă dă rezultate bune cu o deteriorare semnificativă a proprietăților rezervorului în zona fundului ca mijloc de creștere a razei efective a sondei; în rezervoare de nisip multistrat, unde o fractură verticală asigură o legătură continuă a straturilor intermediare subțiri de nisip cu o zonă de perforare; în rezervoare cu migrarea particulelor fine, unde prin reducerea vitezei curgerii în apropierea sondei se previne nisipul; în gaz formațiuni pentru a reduce efectele negative asociate cu turbulența curgerii în apropierea puțului. Până în prezent, peste 1 milion de fracții de succes au fost finalizate în Statele Unite, mai mult de 40% din stocul de puțuri a fost procesat, rezultând 30% din rezerve. uleiși gaz transferat din extrabilanț în industrial. În America de Nord, creștere productie de ulei ca urmare a utilizării fracturării hidraulice, aceasta s-a ridicat la aproximativ 1,5 miliarde m 3.

La sfârșitul anilor 1970, odată cu crearea de noi elemente de susținere sintetice durabile, a început o ascensiune în domeniul fracturării hidraulice. gazși ulei depozite ale Europei de Vest, limitate la gresii si calcare dense situate la mari adancimi. Prima jumătate a anilor 1980 a marcat a doua perioadă de vârf în operațiunile de fracturare hidraulică din lume, când numărul de tratamente pe lună a ajuns la 4800 și a fost direcționat în principal către gaz colecționari. În Europa, principalele regiuni în care s-a efectuat și se desfășoară fracturarea hidraulică masivă sunt concentrate în câmpurile Germaniei, Țărilor de Jos și Marii Britanii din Marea Nordului, precum și pe coasta Germaniei, Olandei și Iugoslaviei. Fracturarea hidraulică locală se realizează și în câmpurile norvegiene din Marea Nordului, în Franța, Italia, Austria și în țările din Europa de Est.

Cea mai mare lucrare de fracturare hidraulică masivă a fost întreprinsă în Germania în purtător de gaz cusături situate la o adâncime de 3000...6000 m la o temperatură de 120...180 °C. Practic, aici au fost folosite artificiale de rezistență medie și mare. în Germania, au fost efectuate câteva zeci de fracturări hidraulice masive. Consumul de agent de susținere în acest caz a fost în majoritatea cazurilor de aproximativ 100 într-o treime din cazuri - 200 t/godeu, iar în cele mai mari operațiuni a ajuns la 400...650 t/pudă. Lungimea fisurilor a variat de la 100 la 550 m, înălțimea de la 10 la 115 m. În cele mai multe cazuri, operațiunile au fost reușite și au dus la creșterea debitului de 3...10 ori. Eșecurile în fracturarea hidraulică individuală au fost asociate în principal cu conținut ridicat de apă în formațiune.

Fixarea fracturilor hidraulice in uleios straturi, spre deosebire de conţinând gaze, a fost realizată în principal cu utilizarea nisipului, deoarece adâncimea acestor formațiuni este de numai 700 ... 2500 m, doar în unele cazuri s-au folosit substanțe de susținere de rezistență medie. Pe uleiîn câmpurile din Germania și Țările de Jos, consumul de substanță de susținere a fost de 20...70 t/godeu, iar în Bazinul Vienei din Austria, consumul optim de susținător a fost de doar 6...12 t/pudă. Atât puțurile de producție vechi cât și cele noi au fost prelucrate cu succes cu o bună izolare a intervalelor învecinate.

Gaz Depozitele Regatului Unit în Marea Nordului asigură aproximativ 90% din cererea țării pentru gazși menține un rol dominant în alimentare cu gaz pana la sfarsitul sec. Consumul de agent de susținere în timpul fracturării hidraulice în purtător de gaz gresii, situate la adâncimi de 2700.-.3000 m, a fost de 100 ... 250 t / sondă. . Mai mult decât atât, dacă la început crăpăturile au fost fixate fie cu nisip, fie cu substanță de susținere sintetică de rezistență medie sau mare, atunci de la începutul anilor 80, tehnologia injectării succesive a agenților de susținere în fisură, diferă atât prin compoziția fracționată, cât și prin alte proprietăți, a devenit larg răspândită. Conform acestei tehnologii, 100...200 de tone de nisip cu o dimensiune a granulelor de 20/40 ochiuri au fost pompate mai întâi în fractură, apoi 25...75 de tone de substanță de susținere de rezistență medie cu o dimensiune a granulelor de 20/40 sau 16/20. În unele cazuri, metoda cu trei fracții a fost utilizată cu succes cu injectarea secvențială a agenților de susținere 20/40, 16/20 și 12/20 sau 40/60, 20/40 și 12/20.

Cea mai comună variantă de fracturare hidraulică în două fracții a constat în pomparea volumului principal de nisip sau agent de susținere de rezistență medie de tip 20/40, urmată de injectarea de agent de susținere de rezistență medie sau mare de tip 16/20 sau 12/20 in. cantitatea de 10...40% din volumul total. Există diverse modificări ale acestei tehnologii, în special, rezultate bune sunt obținute prin pomparea inițială a nisipului cu granulație fină tip 40/70 sau chiar 100 ochiuri în fractură, apoi a cantității principale de nisip sau agent de susținere tip 20/40 și completând fractură cu substanță de susținere puternică cu granulație grosieră 16/20 sau 12/20. Avantajele acestei tehnologii sunt următoarele:

Fixarea fracturii cu suport de înaltă rezistență în vecinătatea puțului, unde efortul de compresiune este cel mai mare;

Reducerea costului operațiunii, deoarece suporturile ceramice sunt de 2...4 ori mai scumpe decât nisipul;

Crearea celei mai înalte conductivitati a fracturii în vecinătatea găurii de fund, unde rata de filtrare a fluidului este maximă;

Prevenirea curgerii agentului de susținere în puț, oferită de o selecție specială a diferenței de mărime a granulelor de susținere principală și de finisare, în care boabele de dimensiuni mai mici sunt reținute la limita dintre elementele de susținere;

Blocarea cu nisip cu granulație fină a microfracturilor naturale care se ramifică din principal, precum și capătul fracturii în formațiune, ceea ce reduce pierderea fluidului de fracturare și îmbunătățește conductivitatea fracturii.

Agenții de susținere injectați în diferite zone ale unei fracturi pot diferi nu numai în compoziția fracționată, ci și în densitate. În Iugoslavia, tehnologia masivă de fracturare hidraulică și-a găsit aplicație, atunci când un agent de susținere ușor, de rezistență medie, este mai întâi pompat într-o fractură, apoi un agent de sprijin greu, de calitate superioară, de înaltă rezistență.

Agentul de susținere ușor rămâne în suspensie în fluid transportându-l mai mult timp, astfel încât poate fi livrat la o distanță mai mare de-a lungul pereților fracturii. Injectarea unui agent de susținere mai greu de înaltă calitate în etapa finală a fracturării hidraulice permite, pe de o parte, să asigure rezistența la compresiune în zona celor mai mari solicitări din apropierea găurii și, pe de altă parte, să reducă riscul. de eșec al operației în etapa finală, deoarece agentul de susținere ușor a fost deja livrat la fractură. Fracturarea hidraulică masivă efectuată în Iugoslavia. sunt printre cele mai mari din Europa, deoarece în prima etapă au fost pompate 100...200 de tone de agent de susținere ușor în fractură, iar în a doua etapă - aproximativ 200...450 de tone de agent de susținere mai greu. Astfel, cantitatea totală de agent de susținere a fost de 300...650 de tone.

Ca urmare ulei criza din 1986, sfera lucrărilor de fracturare hidraulică a scăzut semnificativ, dar după stabilizarea prețurilor la uleiîn 1987 - 1990 un număr tot mai mare de câmpuri sunt planificate pentru fracturarea hidraulică, în timp ce o atenție sporită a fost acordată optimizării tehnologiei de fracturare hidraulică, selecției eficiente a parametrilor de fractură și de susținere. Cea mai mare activitate în conducerea și planificarea fracturării hidraulice în Europa de Vest se observă în Marea Nordului la gaz zăcăminte din sectorul britanic și zăcăminte petroliere din Cretacic din sectorul norvegian.

Importanţa tehnologiei de fracturare hidraulică pentru câmpurile vest-europene este dovedită de faptul că pradă o treime din stocuri gaz aici este posibil si justificat economic doar cu fracturare hidraulica. Spre comparație, în SUA, 30...35% din rezervele de hidrocarburi pot fi extrase doar cu ajutorul fracturării hidraulice.

Specificul dezvoltării zăcămintelor offshore determină costul mai mare al operațiunilor de stimulare a puțurilor, așadar, pentru a se asigura o fiabilitate mai mare în perioada 1989-1990. S-a luat decizia de a elimina treptat utilizarea nisipului ca agent de susținere în câmpurile britanice din Marea Nordului. Mai ales pentru o lungă perioadă de timp și nisip folosit pe scară largă ca suport în Iugoslavia, Turcia, țările din Europa de Est și URSS, unde au avut propriile lor echipamente pentru fracturare hidraulică, dar nu a existat o capacitate suficientă pentru producerea de substanțe de susținere sintetice scumpe. Astfel, în Iugoslavia și Turcia, agentul de susținere de rezistență medie a fost folosit doar pentru completarea fracturilor, iar volumul principal a fost umplut cu nisip. Cu toate acestea, în ultimii ani, datorită creării de asociații mixte, extinderii vânzării de agenți de susținere de către companiile de producție occidentale către consumatorii direcți și dezvoltării producției proprii, situația se schimbă. În China, fracturarea hidraulică se efectuează cu injectarea de agent de susținere de bauxită din propria producție într-un volum de până la 120 de tone.Se arată că chiar și o concentrație scăzută de bauxită oferă o conductivitate la fractură mai bună decât mai mult. concentrație mare nisip. Există perspective largi de utilizare a tehnologiei de fracturare hidraulică în domeniile din Africa de Nord, India, Pakistan, Brazilia, Argentina, Venezuela, Peru. În domeniile Orientului Mijlociu și Venezuelei, limitate la rezervoarele de carbonat, fracturarea acidă ar trebui să devină principala tehnologie. Trebuie remarcat faptul că în majoritatea țărilor lumii a treia nisipul natural este folosit ca agent de susținere, utilizarea agenților de susținere sintetici este avută în vedere doar în Algeria și Brazilia.

În casnic productie de ulei Fracturarea hidraulică a început să fie utilizată din 1952. Numărul total de fracturări hidraulice din URSS în perioada de vârf 1958-1962. a depășit 1500 de operațiuni pe an, iar în 1959 a ajuns la 3000 de operațiuni, care aveau indicatori tehnici și economici înalți. Studiile teoretice și experimentale de teren privind studiul mecanismului de fracturare hidraulică și efectul acestuia asupra debitelor de sondă datează din aceeași perioadă. În perioada următoare, numărul operațiunilor de fracturare hidraulică a scăzut și s-a stabilizat la circa 100 de operațiuni pe an. Principalele centre de fracturare hidraulică au fost concentrate în câmpurile din Teritoriul Krasnodar, regiunea Volga-Ural, Tataria (câmpurile Romashkinskoye și Tuimazinskoye), Bașkiria, regiunea Kuibyshev, Cecen-Ingușeția, Turkmenistan, Azerbaidjan, Daghestan, Ucraina și Siberia.

Fracturarea hidraulică a fost efectuată în principal pentru dezvoltarea puțurilor de injecție în timpul introducerii inundațiilor în buclă și, în unele cazuri, pentru ulei fântâni. În plus, fracturarea hidraulică a fost folosită pentru a izola fluxurile de apă din fund în puțurile monolitice; în timp ce o fractură hidraulică orizontală creată într-un interval preselectat a fost folosită ca barieră de apă. Fracturarea hidraulică masivă nu a fost efectuată în URSS. Odată cu echiparea câmpurilor cu echipamente mai puternice pentru injectarea apei, nevoia de fracturare hidraulică pe scară largă în puțurile de injecție a dispărut, iar după ce câmpurile mari cu producție mare din Siberia de Vest au fost puse în dezvoltare, interesul pentru fracturarea hidraulică în industrie a dispărut practic. . Ca urmare, de la începutul anilor 70 până la sfârșitul anilor 80 în casă productie de ulei fracturarea hidraulică nu a fost utilizată la scară industrială.

Regenerarea fracturării hidraulice interne a început la sfârșitul anilor 80, datorită unei schimbări semnificative în structura rezervelor. uleiși gaz .

Până de curând, în Rusia se folosea ca agent de susținere doar nisip natural în cantitate de până la 130 t/pudă, iar în majoritatea cazurilor s-a pompat 20...50 t/pudă. Datorită adâncimii relativ mici a formațiunilor tratate, nu a fost nevoie să se utilizeze substanțe de susținere sintetice de înaltă calitate. Până la sfârșitul anilor 1980, la efectuarea fracturării hidraulice, se folosea în principal ulei casnic sau românesc. echipamente, în unele cazuri - american.

Există acum un potențial amplu pentru introducerea operațiunilor de fracturare hidraulică la scară largă în zone cu permeabilitate scăzută. purtător de gaz formațiuni din câmpurile regiunilor Siberia (adâncime - 2000...4000 m), Stavropol (2000...3000 m) și Krasnodar (3000...4000 m). Saratov (2000 m). regiunile Orenburg (3000...4000 m) și Astrakhan (câmpul Karachaganak (4000...5000 m)).

LA productie de ulei Rusia acordă o mare atenție perspectivelor utilizării metodei de fracturare hidraulică. Acest lucru se datorează în primul rând tendinței de creștere a structurii rezervelor ulei ponderea rezervelor în rezervoare cu permeabilitate scăzută. Peste 40% din rezervele recuperabile ale industriei sunt situate în rezervoare cu o permeabilitate mai mică de 5-10-2 µm2, dintre care aproximativ 80% sunt în Siberia de Vest. Până în anul 2000, se așteaptă ca astfel de rezerve din industrie să crească până la 70%. Intensificarea dezvoltării zăcămintelor neproductive ulei poate fi realizat în două moduri - prin compactarea modelului puțului, ceea ce necesită o creștere semnificativă a investițiilor de capital și crește costul ulei, sau o creștere a debitului fiecărei sonde, de ex. intensificarea utilizării ca rezerve ulei, precum și fântânile în sine.

Experiență mondială productie de ulei arată că una dintre metodele eficiente de intensificare a dezvoltării rezervoarelor cu permeabilitate scăzută este metoda fracturării hidraulice. Fracturile hidraulice foarte conductoare fac posibilă creșterea productivității puțurilor de 2...3 ori, iar utilizarea fracturării hidraulice ca element al sistemului de dezvoltare, adică crearea unui sistem hidrodinamic de puțuri cu fracturi hidraulice, crește rata de recuperare a rezervelor recuperabile crește recuperarea uleiului datorită implicării zonelor și straturilor intermediare slab drenate în dezvoltarea activă și o creștere a acoperirii inundațiilor și, de asemenea, vă permite să puneți în dezvoltare depozite cu un debit potențial de sondă de 2...3 ori mai mic decât nivelul rentabilității. pradă, prin urmare, se transformă o parte din rezervele de bilanț în rezerve „comerciale”. Creșterea producției de sondă după fracturarea hidraulică este determinată de raportul dintre conductibilitatea rezervorului și la fractură și mărimea acesteia din urmă, iar indicele de productivitate a sondei nu crește la nesfârșit odată cu lungimea ruperii, există o valoare limită a lungimii, depășind care practic nu duce la De exemplu, cu o permeabilitate a rezervorului de aproximativ 10-2 µm2, jumătatea lungimii limită este de aproximativ 50 m.

Pentru perioada 1988-1995. în Siberia de Vest au fost efectuate peste 1.600 de operațiuni de fracturare hidraulică. Numărul total de obiecte de dezvoltare acoperite de fracturare hidraulică a depășit 70. Pentru un număr de obiecte, fracturarea hidraulică a devenit parte integrantă a dezvoltării și se realizează în 50...80% din puțurile de producție. Datorită fracturării hidraulice la multe instalații, a fost posibil să se atingă un nivel rentabil al debitelor de sondă pentru ulei. Creșterea debitelor a fost în medie de 3,5 cu fluctuații pentru diferite obiecte de la 1 la 15. Rata de succes a fracturării hidraulice depășește 90%. Marea majoritate a operațiunilor de sondă au fost efectuate de asociații mixte specializate folosind tehnologii străine și pe un străin echipamente. În prezent, volumul de fracturare hidraulică din Siberia de Vest a atins nivelul de 500 de operațiuni de sondă pe an. Ponderea fracturării hidraulice în rezervoare cu permeabilitate scăzută (depozite Jurassic, pachetul Achimov) este de 53% din totalul operațiunilor.

De-a lungul anilor, s-a acumulat o anumită experiență în efectuarea și evaluarea eficienței fracturării hidraulice în diferite condiții geologice și fizice. La JSC Yuganskneftegaz a fost acumulată o vastă experiență în fracturarea hidraulică. Analiza eficacității a peste 700 de fracturi hidraulice efectuate de JV "YUGANSKFRAKMASTER" în 1989-1994. pe 22 de straturi din 17 câmpuri ale SA „Yuganskneftegaz”, au arătat următoarele.

Principalele obiecte ale fracturării hidraulice au fost depozitele cu rezervoare cu permeabilitate scăzută: 77% din toate tratamentele au fost efectuate pe obiecte cu permeabilitate la formare mai mică de 5-10-2 µm2, dintre care 51% - mai puțin de 10-2 µm2 și 45% - mai putin de 5-10 µm2.

În primul rând, s-a efectuat fracturarea hidraulică pe un stoc de sondă ineficient: pe puțuri inactive - 24% din volumul total de lucru, pe puțuri marginale cu un debit de fluid mai mic de 5 t/zi - 38% și mai puțin de 10 t/zi - 75%. Stocul de puțuri anhidru și cu apă scăzută (mai puțin de 5%) reprezintă 76% din toate fracturile hidraulice. În medie, în perioada de generalizare pentru toate tratamentele ca urmare a fracturării hidraulice, debitul fluidului a crescut de la 8,3 la 31,4 t/zi, iar pentru ulei- de la 7,2 la 25,3 t/zi, i.e. De 3,5 ori cu o creștere a apei reduse cu 6,2%. Ca rezultat, suplimentar productie de ulei datorita fracturarii hidraulice s-a ridicat la circa 6 milioane de tone pe parcursul a 5 ani.Cele mai de succes rezultate au fost obtinute in timpul fracturarii hidraulice in instalatii de petrol pur cu un mare saturate cu ulei grosime (pachet Achimov și formațiuni B1 ale câmpului Prirazlomnoye), unde debitul de fluid a crescut de la 3,5...6,7 la 34 tone/zi cu o creștere a apei tăiate cu doar 5...6%.

Experiența fracturării hidraulice a formațiunilor discontinue, reprezentată în principal de lentile de rezervor individuale, a fost obținută la TPP „LUKoil-Kogalymneftegaz” din câmpul Povkhovskoye. Straturile intermediare ale zonei discontinue sunt pătrunse de două puțuri adiacente la o distanță medie de 500 m doar în 24% din cazuri. Sarcina principală de reglementare a sistemului de dezvoltare al câmpului Povkhovskoye este de a implica zona discontinuă a rezervorului 1 în muncă activă și de a accelera rata de dezvoltare a rezervelor de-a lungul acesteia. În acest scop, în domeniu în 1992-1994. efectuat de JV "KATKONEFT" 154 fracturare hidraulică. Succesul tratamentelor a fost de 98%. În același timp, s-a obținut o creștere de cinci ori a ratei de producție în medie pentru puțurile tratate. Volumul produs suplimentar ulei a însumat 1,6 milioane de tone.Durata medie estimată a efectului tehnologic este de 2,5 ani. În același timp, suplimentar pradă din cauza fracturării hidraulice pe puț ar trebui să se ridice la 16 mii de tone. Potrivit SibNIINP, până la începutul anului 1997, pe teren au fost deja efectuate 422 de operațiuni de fracturare hidraulică, al căror succes a fost de 96%, volumul de produse suplimentare produse. ulei- 4,8 milioane de tone, creșterea medie a debitului sondei - de 6,5 ori. Raportul mediu al debitului fluidului după fracturarea hidraulică în raport cu debitul maxim realizat înainte de fracturarea hidraulică și care caracterizează potențialul sondei a fost de 3,1.

La câmpurile TPP „LUKoil-Langepasneftegaz” în perioada 1994-1996. Au fost efectuate 316 operațiuni de fracturare hidraulică, în 1997 - alte 202 de fracturare hidraulică. Prelucrarea este efectuată de forțele proprii și JV „KATKONEFT”. Adiţional productie de ulei s-a ridicat la aproximativ 1,6 milioane de tone, creșterea medie a debitului a fost de 7,7 tone pe zi pe puț.

În 1993, au început lucrările-pilot de fracturare hidraulică pe câmpurile OAO Noyabrskneftegaz, în cursul anului au fost efectuate 36 de operațiuni. Volumul total al fracturării hidraulice la sfârșitul anului 1997 a fost de 436 operațiuni. Fracturarea hidraulică a fost efectuată, de regulă, în fântâni marginale cu tăiere joasă a apei, situate în zone cu proprietăți degradate de rezervor. După debitul de fracturare hidraulică ulei a crescut în medie de 7,7 ori, lichid - de 10 ori. Ca urmare a fracturării hidraulice, în 70,4% din cazuri, tăierea apei a crescut în medie de la 2% înainte de fracturare hidraulică la 25% după tratament. Succesul tratamentelor este destul de mare și este în medie de 87%. Adiţional productie de ulei până la sfârșitul anului 1997, din producția de fracturare hidraulică la JSC Noyabrskneftegaz a depășit 1 milion de tone.Dowell Schiumberger este una dintre cele mai importante companii de stimulare a puțurilor din lume. Prin urmare, munca ei privind fracturarea hidraulică în câmpurile rusești este de mare interes. Această companie a pregătit proiectul primului experiment sovietico-canadian privind fracturarea hidraulică masivă la câmpul Salymskoye. De exemplu, într-una dintre puțurile dintr-un rezervor cu o permeabilitate de 10^ µm^ a fost proiectată o fractură cu o jumătate de lungime de 120 m cu o înălțime totală de 36,6 m. După fracturarea hidraulică în formațiunea Bazhenov vara din 1988, puţul a început 17 zile a scăzut la 18 m^/zi. Înainte de fracturarea hidraulică, fluxul de intrare era „nedebordant”, adică. nivelul lichidului din puţ nu se ridica până la gură.

În 1994, Dowell Schiumberger a efectuat câteva zeci de operațiuni de fracturare hidraulică la câmpurile Novo-Purpeiskoye, Tarasovskoye și Kharampurskoye ale JSC Purneftegaz. În perioada de până la 1 octombrie 1995 au fost efectuate 120 de operațiuni de fracturare hidraulică pe câmpurile OJSC „Purneftegaz”. Debitul mediu zilnic al sondelor tratate a fost de 25,6 tone/zi. De la începutul fracturării hidraulice, 222,7 mii tone suplimentare ulei. Date privind debitele sondei la aproximativ un an de la fracturarea hidraulică: în a doua jumătate a anului 1994 au fost efectuate 17 operațiuni la câmpurile OJSC Purneftegaz; debitul mediu al sondei uleiînainte de fracturarea hidraulică era de 3,8 t/zi, iar în septembrie 1995 -31,3 t/zi. Pentru unele fântâni s-a remarcat o scădere a tăierii apei. Introducerea fracturării hidraulice a făcut posibilă stabilizarea căderii productie de ulei pentru NGDU „Tarasovskneft”.

O analiză a rezultatelor introducerii fracturării hidraulice în câmpurile din Siberia de Vest arată că această metodă este de obicei utilizată în puțurile de producție cu o singură selecție. Abordarea general acceptată pentru evaluarea eficienței fracturării hidraulice este de a analiza dinamica productie de ulei doar puturi tratate. În același timp, debitele înainte de fracturarea hidraulică sunt luate ca bază și suplimentare pradă calculată ca diferență dintre efectiv și bază pradă pentru acest bine. Atunci când se ia decizia de a efectua fracturarea hidraulică într-un puț, eficacitatea acestei măsuri nu este adesea luată în considerare, ținând cont de întregul sistem de rezervor și de amenajarea puțurilor de producție și injecție. Aparent, consecințele negative ale utilizării fracturării hidraulice, remarcate de unii autori, sunt asociate cu aceasta. De exemplu, conform estimărilor, utilizarea acestei metode în anumite zone ale câmpului Mamontovskoye a determinat o scădere a recuperarea uleiului datorita cresterii mai intense a taierii de apa in unele fântâni tratate si mai ales in jur. O analiză a tehnologiei de fracturare hidraulică în domeniul OJSC „Surgutneftegas” a arătat că defecțiunile sunt adesea asociate cu o alegere irațională a parametrilor de tratare, atunci când viteza de injectare și volumele fluidelor de proces și agentului de susținere sunt determinate fără a lua în considerare factori precum: lungimea și lățimea optime ale unei fracturi fixe calculate pentru condiții date; presiunea de spargere a ecranelor de argilă care separă rezervorul de suprafața și cea de dedesubt gaz- și straturi saturate de apă. Ca urmare, potențialul fracturării hidraulice ca mijloc de creștere pradă, tăierea de apă a produselor extrase crește.

Experiența în fracturarea hidraulică acidă este disponibilă la Astrakhan condensat de gaz un depozit, ale cărui depozite productive se caracterizează prin prezența calcarelor dense poroase-fracturate, cu permeabilitate scăzută (0,1 ... 5,0) și porozitate 7 ... 14. Utilizarea fracturării hidraulice este complicată de adâncimi mari operațională puțuri (4100 m) și temperaturi ridicate la fund (110 °С). Pe parcursul exploatare sonde, a avut loc formarea de pâlnii de depresiune locale și o scădere a presiunii rezervorului în unele cazuri până la 55 MPa de la 61 MPa inițial. Aceste fenomene pot duce la pierderea condensului în zona de fund, îndepărtarea incompletă a fluidului din foraje etc. Pentru a îmbunătăți caracteristicile de filtrare ale zonei de fund a puțurilor cu viteză scăzută, se efectuează periodic tratamente cu acizi masivi cu parametri de injecție apropiati de fracturarea hidraulică. Astfel de operațiuni fac posibilă reducerea prelungirilor de lucru cu 25...50% din cele inițiale, încetinirea ratei de creștere a pâlniilor de depresiune și a ratei de scădere a presiunilor la capul puțului și la fundul găurii.

Fracturarea hidraulică la câmpul Astrakhanskoye se realizează cu ajutorul unui aparat special echipamente firma „FRAKMASTER”. Tehnologia muncii, de regulă, a fost după cum urmează. Inițial, injectivitatea puțului a fost determinată prin injectarea de metanol sau condensat. Apoi, pentru a egaliza profilul de injectivitate și a crea condiții pentru tratarea zonelor mai puțin permeabile cu o compoziție acidă și conectarea formațiunii la lucru, gelul a fost injectat pe toată grosimea sa. Un amestec de acid clorhidric cu metanol sau o emulsie de acid hidrofob („acid clorhidric într-un mediu de hidrocarbură”) a fost utilizat ca fluid activ care reacţionează cu formarea. La efectuarea fracturării hidraulice interval, zonele cu permeabilitate ridicată sau canalele de perforare au fost înfundate fie cu gel, fie cu bile cu diametrul de 22,5 mm împreună cu gelul. Momentul fracturării hidraulice a fost înregistrat pe diagrama indicator printr-o creștere bruscă și o scădere ulterioară a presiunii cu o creștere simultană a injectivității. Este posibil ca în unele puțuri să se fi deschis fracturi deja existente, deoarece faptul fracturării hidraulice nu a fost notat pe diagramele indicatoare, iar presiunile corespundeau gradientului de presiune la deschiderea fracturii. Practica fracturării hidraulice la Astrakhan condensat de gaz domeniul și-a demonstrat eficiența ridicată, sub rezerva alegerii corecte a puțurilor și a parametrilor tehnologici de prelucrare. O creștere semnificativă a ratei de producție a fost obținută chiar și în cazurile în care au fost efectuate mai multe tratamente cu acide pe sondă înainte de fracturarea hidraulică, ultima dintre acestea s-a dovedit a fi ineficientă.

Cea mai mare eficiență de fracturare hidraulică poate fi atinsă atunci când se proiectează aplicarea acesteia ca element al sistemului de dezvoltare, ținând cont de sistemul de amplasare a puțurilor și evaluând influența reciprocă a acestora cu diferite combinații de tratare a puțurilor de producție și injecție. Efectul fracturării hidraulice se manifestă diferit în funcționarea puțurilor individuale, de aceea este necesar să se ia în considerare nu numai creșterea ratei de producție a fiecărei sonde din cauza fracturării hidraulice, ci și influența poziției relative a puțurilor, a specificului distribuția eterogenității rezervorului, capacitățile energetice ale obiectului etc. O astfel de analiză este posibilă numai pe baza modelării matematice tridimensionale a procesului de dezvoltare a unei secțiuni a unui rezervor sau a unui obiect în ansamblu folosind un câmp geologic și adecvat. model care dezvăluie trăsăturile eterogenității geologice a obiectului. Prin intermediul model de calculator procesul de dezvoltare folosind fracturarea hidraulică, este posibil să se evalueze fezabilitatea fracturării hidraulice în puțurile de injecție, impactul fracturării hidraulice asupra recuperarea petrolului și gazelorși rata de dezvoltare a rezervelor obiectului de dezvoltare, pentru a identifica nevoia de retratare etc. În implementarea industrială a fracturării hidraulice este necesară mai întâi întocmirea unui document de proiect care să justifice tehnologia fracturării hidraulice, legată de sistemul de dezvoltare a rezervorului în ansamblu. La efectuarea fracturării hidraulice, este necesar să se prevadă un set de studii de teren la puțurile prioritare pentru a determina locația, direcția și conductivitatea fracturii, ceea ce va face posibilă efectuarea de ajustări la tehnologia de fracturare hidraulică, ținând cont de caracteristicile a fiecărui obiect specific. Este necesară supravegherea sistematică a implementării fracturării hidraulice, ceea ce va face posibilă luarea de măsuri prompte pentru îmbunătățirea eficienței acesteia.

Factorii care determină succesul fracturării hidraulice sunt alegerea corectă a unui obiect pentru operații, utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică care este optimă pentru condițiile date și selecția competentă a puțurilor pentru tratare.

Concepte de bază ale metodei de fracturare hidraulică

Definiție. Fracturarea hidraulica este un proces in care presiunea fluidului actioneaza direct asupra rocii rezervor pana cand aceasta este distrusa si apare o fisura. Expunerea continuă la presiunea fluidului extinde fractura în jos de la punctul de fractură. La fluidul injectat se adaugă un agent de sprijin, cum ar fi nisip, margele ceramice sau bauxită aglomerată. Scopul acestui material este de a menține deschisă fractura creată după ce presiunea fluidului este eliberată. Acest lucru creează un canal de intrare nou, mai spațios. Canalul integrează fracturile naturale existente și creează o zonă suplimentară de drenaj a puțurilor. Fluidul care transmite presiunea rocii de formare se numește fluid de fracturare.

Probleme rezolvate în timpul fracturării hidraulice

În timpul fracturării hidraulice, trebuie rezolvate următoarele sarcini:

A) crearea unei fisuri

B) menținerea fisurii deschisă

B) îndepărtarea fluidului de fracturare

D) creșterea productivității rezervorului

Crearea unei fisuri

O fractură este creată prin pomparea fluidelor cu o compoziție adecvată în formațiune cu o viteză care depășește absorbția acesteia de către formațiune. Presiunea fluidului crește până când solicitările interne din rocă sunt depășite. Se formează o crăpătură în stâncă.

Ținând fisura deschisă

Odată ce fractura a început să se propage, agentul de susținere (de obicei nisip) este adăugat la fluid și transportat în fractură de fluid. După ce procesul de fracturare este încheiat și presiunea este eliberată, agentul de susținere menține fractura deschisă și, prin urmare, permeabilă la fluidele de formare.

Îndepărtarea lichidului de fractură

Inainte sa incepi pradă din sondă trebuie îndepărtat fluidul de fracturare. Gradul de complexitate al îndepărtării acestuia depinde de natura fluidului aplicat, de presiunea din formațiune și de permeabilitatea relativă a formațiunii la fluidul de fracturare. Îndepărtarea fluidului de fracturare este foarte importantă deoarece, prin scăderea permeabilității relative, se poate crea obstacole în calea curgerii fluidelor.

Îmbunătățirea productivității rezervorului

Înainte de proiectarea unui proces, trebuie efectuat un studiu de fezabilitate.

Scopul fracturării hidraulice

Fracturarea hidraulica are doua obiective principale:

unu). Creșteți productivitatea rezervorului prin creșterea razei efective de drenaj al puțului. În rezervoarele cu permeabilitate relativ scăzută, fracturarea hidraulică este cea mai bună modalitate de a crește productivitatea.

2). Creați un canal de intrare în zona din apropierea sondei cu permeabilitate perturbată.

Perturbarea permeabilității rezervorului este un concept important de înțeles deoarece tipul și amploarea procesului de fracturare sunt concepute special pentru a corecta această perturbare. Dacă este posibil să se creeze o fractură umplută cu agent de susținere care trece prin zona deteriorată și să se aducă scăderea de presiune la valoarea normală a gradientului de presiune hidrodinamică, atunci productivitatea sondei va crește.

Încălcarea permeabilității formațiunii productive. De obicei, o perturbare a permeabilității rezervorului este identificată cu „leziunea pielii”, adică cu o perturbare a permeabilității zonei găurii inferioare. Cu toate acestea, această valoare nu poate fi întotdeauna determinată prin măsurători sau calcule ale pielii. Este obișnuit să se ia un factor de piele (un factor care determină gradul de deteriorare a rezervorului) egal cu zero pentru a indica faptul că nu există nicio deteriorare a rezervorului, dar acest lucru nu înseamnă de fapt că nu există daune. De exemplu, un tratament cu acid poate pătrunde suficient de adânc în formațiune pe mai mulți metri în partea superioară a unui interval de perforare de 20 de metri, încât îndepărtarea pozitivă a pielii poate fi detectată în sondaje. Cu toate acestea, în acest caz, partea pozitivă a intervalului poate fi parțial înfundată cu impurități mecanice sau foraj soluţie. Adevărata productivitate potențială a acestui puț ar putea fi de multe ori mai mare decât producția sa la măsurarea zero a pielii.

Permeabilitatea rezervorului poate fi afectată de fizic sau factori chimici sau acțiunea lor comună: înfundarea porilor cu o soluție, modificări ale umectabilității formațiunii ca urmare a pătrunderii apei dintr-o sursă externă. Bariera de apă obișnuită cauzată de absorbția excesului de lichid este un fel de defecțiune a permeabilității. Un rezultat similar determină pătrunderea apei din formațiune dintr-o altă zonă sau dintr-o altă secțiune a rezervorului.

Iată câteva forme de perturbare a permeabilității formațiunii:

unu). Intruziunea particulelor foraj soluţie.

2). Intruziunea filtrată foraj soluţie.

3). Intruziunea filtratului de ciment în formațiune.

4). Discrepanță de perforare în dimensiune, număr și adâncime de penetrare a găurilor.

5). Distrugerea perforației și compactării rocii-mamă.

6) Puneți gunoi în fluidul de completare sau ucideți lichidul care pătrunde în formațiune sau înfunda perforațiile.

7). Invazia completării sau uciderea fluidelor în formațiune.

opt). Astuparea formațiunii cu argile naturale.

nouă). Depunerea de asfaltene sau parafine într-o formațiune sau perforare.

10).Depuneri de sare în formațiune sau perforare.

11).Formarea sau injectarea unei emulsii în rezervor.

12).Injectarea de acizi sau solvenți cu impurități mecanice sau depunerea de impurități mecanice în formațiune.

Toate acestea pot duce la o scădere a productivității, iar în cazurile severe - la o încetare completă. pradă din fântână. Unele tipuri de stimulare pot ajuta.

Efectul permeabilității perturbate asupra productivității puțului. Cele mai multe tipuri de tulburări de permeabilitate scad permeabilitatea inițială a formațiunii. Efectul acestei scăderi asupra productivității depinde de adâncimea deteriorării zonei din jurul sondei.

Dacă, de exemplu, există o scădere de 50% a permeabilității într-un strat de 5 cm grosime, atunci aceasta va duce la o scădere a productivității de numai 14%. Dacă scăderea permeabilității a acoperit un strat de 30 cm, productivitatea va scădea cu 40%. O reducere de 75% a permeabilității într-o secțiune de 30 cm ar duce la o pierdere de 64% a productivității. Prin urmare, o sondă care ar trebui să producă 100 de metri cubi pe zi, dar permeabilitatea rezervorului pe o rază de 30 cm de la sondă este de doar 25% din valoarea inițială. pradă, ulei va fi de numai 36 m3/zi.

Modelele de rezervor (atât modele de laborator matematice, cât și fizice) pot fi utilizate pentru a studia efectul daunelor formațiunii asupra productivității. Este important să ne amintim că nu trebuie prevenit niciun efort pentru a minimiza adâncimea și severitatea daunelor formațiunii.

Permeabilitate scăzută. Initial, fracturarea hidraulica a fost introdusa ca mijloc economic de crestere producerea de gaze din rezervoare cu presiune relativ scăzută. În formațiunile cu permeabilitate scăzută (până la 10 md), se creează un canal de aflux cu permeabilitate ridicată (100 - 1000 darcy). Aceasta oferă zone mari de drenaj, în care hidrocarburile sunt reumplete lent dintr-un rezervor cu permeabilitate foarte scăzută. Astfel, toată energia rezervorului este folosită la maximum. Capacitatea portantă a fluidului de formare are un impact semnificativ asupra rezultatelor așteptate ale fracturării hidraulice de diferite tipuri și dimensiuni.

Direcția fracturii.

Fisura de rupere poate fi orientată pe o direcție orizontală sau verticală. Tipul de fractură care poate apărea în condiții specifice depinde de solicitarea din rezervor. Ruperea are loc în direcția perpendiculară pe cea mai mică tensiune.

rupere verticală. Majoritatea puțurilor sunt fracturate vertical. Fisura de rupere formeaza doua aripi orientate la un unghi de 180° una fata de cealalta.

decalaj vertical

Rupere orizontală. O fractură orizontală are loc într-un puț dacă solicitarea orizontală este mai mare decât tensiunile verticale.

Decalaj orizontal

Fluide de fractură

Cea mai importantă parte a proiectării fracturării hidraulice este selectarea fluidului de fracturare. În acest sens, ar trebui luați în considerare următorii factori:

Compatibilitate cu fluidele de formare și formare.

1) Încălcarea permeabilității rezervorului

În timpul fracturării hidraulice, fluidul este absorbit în zona adiacentă suprafeței de fractură. Datorită saturației crescute cu lichid a zonei de invazie, permeabilitatea relativă a fluidului de formare scade. Dacă permeabilitatea fluidului de formare este scăzută și fluidul de fractură este și mai scăzut, acest lucru poate duce la blocarea completă a fluxului. În plus, în formațiune pot exista argile pline care se umflă la contactul cu fluidul de fracturare și reduc permeabilitatea.

2) Încălcarea permeabilității dopului de nisip

Permeabilitatea unui dop de nisip, precum și zonele de intruziune a lichidului, pot fi compromise de saturația lichidului. Fluxul de intrare prin fractură poate fi limitat și de prezența impurităților mecanice reziduale sau a polimerilor în dopul de nisip după expunere.

3) Fluide din rezervor

Multe lichide tind să formeze emulsii sau să precipite. Trebuie efectuate teste de laborator pentru a evita riscurile atunci când alegeți componentele chimice potrivite.

Preț.

Distribuția costului pentru diferite fluide de fracturare este destul de diferită. Apa este cea mai ieftină, în timp ce metanolul și acizii sunt destul de scumpe. De asemenea, trebuie luat în considerare costul componentei de gelifiere. În orice caz, este necesar să se compare beneficiile tratării rezervorului cu fluide și substanțe chimice adecvate cu costul acestora (Tabelul 11).

Tabelul 11

Costul comparativ al diferitelor lichide (USD)

Nume lichid de fractură	Preț 1 metru cub	Costul de 1 metru cub componenta de gelifiere	Cost total
APA ÎNGROSĂ		66,00	66.00
APA POLIMERA		126,00	126,00
REFORMĂ ÎNGROSĂ	250,00	94,00	344,00
LICHID BIFAZAC	50,00	66,00	116,00
METANOL+CO2	350,00	150,00	500,00
METANOL POLIMERIC	400,00	210,00	610,00
CO2 LICHID	300,00		300,00
ACID 15%	380,00	200,00	580,00
ACID 28%	750,00	250,00	1000,00

Tipuri de lichide

Fluide pe bază de apă. Fluidele de fracturare pe bază de apă sunt folosite astăzi în majoritatea tratamentelor. Deși nu a fost cazul în primii ani ai fracturării hidraulice, când fluidele ulei baza au fost folosite practic în toate tratamentele. Acest tip de lichid are o serie de avantaje față de lichid ulei bază.

1. Fluidele pe bază de apă sunt mai economice. Componenta de bază - apa este mult mai ieftină decât ulei, condensat, metanol și acid.

2. Fluidele pe bază de apă dau mai mult efect hidrostatic decât ulei, gazși metanol.

3. Aceste lichide sunt neinflamabile; prin urmare nu sunt explozive.

4.Lichidele pe bază de apă sunt ușor disponibile.

5. Acest tip de lichid este mai ușor de controlat și de îngroșat.

Fluide de fracturare liniară. Necesitatea îngroșării apei pentru a ajuta la transportul agentului de susținere, a reduce pierderile de lichid și a crește lățimea fracturii a fost evidentă pentru investigatorii timpurii. Primul agent de îngroșare a apei a fost amidonul. La începutul anilor 1960, a fost găsit un înlocuitor - adeziv guar - un agent de îngroșare polimeric. Este folosit și astăzi. Alte geluri liniare sunt, de asemenea, utilizate ca fluide de fracturare: hidroxipropil, hidroxietilceluloză, carboximetil, xantan și în unele cazuri rare poliacrilamide.

Conectarea fluidelor de fracturare. Au fost folosite pentru prima dată la sfârșitul anilor 1960, când fracturarea hidraulică a primit multă atenție. Dezvoltarea acestui tip de fluid a rezolvat multe dintre problemele care au apărut atunci când a fost necesară pomparea gelurilor liniare în puțuri adânci, la temperatură ridicată. Reacția de cuplare este astfel încât greutatea moleculară a polimerului de bază este mult crescută prin legarea împreună a diferitelor molecule de polimer într-o structură. Primul lichid de lipire a fost lipiciul de guar. Un gel de lipire tipic la sfârșitul anilor 1960 consta din liant guar de 9586 g/m3 cu antimoniu borit. Mediul de antimoniu a fost un pH relativ scăzut în fluidul de fracturare. Mediul de bor era din Rata ridicată pH. Au fost dezvoltate și multe alte fluide de acest tip, cum ar fi aluminiul, cromul, cuprul și manganul. În plus, la sfârșitul anilor 1960 și începutul anilor 1970, au început să fie utilizate un liant pe bază de CMC (carboximetilceluloză) și unele tipuri de lianți pe bază de hidroxilceluloză, deși acesta din urmă era costisitor. Odată cu dezvoltarea polimerilor hidroxipropil guar și carboximetilhidroxietil celuloză, a fost dezvoltată și o nouă generație de conectori. Moleculele de polimer ale conectorului tind să crească stabilitatea termică a polimerului de bază. Teoreticează că această stabilitate termică rezultă dintr-o reducere a instabilității termice a moleculei ca urmare a naturii sale cele mai omogene și o anumită protecție împotriva hidrolizei, oxidarii sau a altor reacții de depolimerizare care pot apărea. Polimerii conectori, deși cresc vâscozitatea aparentă a fluidului cu câteva ordine de mărime, nu provoacă neapărat creșterea frecării presiunii într-o anumită măsură în timpul operațiunilor de pompare. Aceste sisteme au fost înlocuite recent cu sisteme de conectori de întârziere.

Sisteme de conectare lente. De remarcat este dezvoltarea lor în anii 1980, când au fost folosite ca fluide de fracturare cu timp de lipire controlat sau lipire întârziată. Timpul de lipire este definit ca timpul pentru ca fluidul de bază să aibă o structură uniformă. Evident, timpul de conectare este timpul necesar pentru a realiza o creștere foarte mare a vâscozității și lichidul devine omogen. S-a făcut o cantitate semnificativă de cercetări pentru a înțelege importanța utilizării sistemelor de conectare a fluidelor. Aceste studii au arătat că sistemele de îmbinări retardante prezintă o finețe mai bună a îmbinării, dau vâscozitate mai mare și măresc stabilitatea termică în fluidul de fracturare.Un alt avantaj al acestor sisteme este frecarea redusă în timpul injectării. Ca urmare a acestui fapt, sistemele de conectori de întârziere sunt utilizate mai mult decât sistemele de conectori convenționale. Principalele avantaje ale utilizării sistemelor de conectare față de fluidele liniare sunt descrise mai jos:

1. Pot atinge vâscozități mult mai mari în fracturare în comparație cu încărcarea cu gel.

2. Sistemul este cel mai eficient în ceea ce privește controlul pierderilor de lichid.

3. Sistemele de conectare au stabilitate termică mai bună.

4. Sistemele de conectare sunt mai rentabile pe picior de polimer.

Lichide pe ulei bază. Cel mai usor de ulei pe baza rupturii gelului, posibilă astăzi, este produsul de reacție al fosfatului de aluminiu și baza, aluminatul de sodă tipic. Această reacție de adiție, care transformă sarea creată, care dă vâscozitatea la combustibili diesel sau reținerea la un sistem brut extrem de gravitațional. Gelul de fosfat de aluminiu îmbunătățește mai mult crud uleiși crește stabilitatea termică.

Fosfatul de aluminiu poate fi utilizat pentru a crea un fluid cu stabilitate îmbunătățită la temperatură ridicată și capacitate bună de transport a agentului de susținere pentru utilizarea în puțuri de temperatură înaltă: peste 127°C. Principalul dezavantaj al folosirii lichidelor pentru ulei baza este pericolul de incendiu si explozie.De asemenea, trebuie remarcat faptul ca prepararea lichidelor pe ulei baza necesită mult control tehnic și de calitate. Prepararea unui lichid pe bază de apă facilitează foarte mult procesul.

Lichide pe bază de alcool. Metanolul și izopropanolul au fost folosiți ca componente ale fluidelor pe bază de apă și acide sau, în unele cazuri, ca fluide de fracturare saline de mulți ani. Alcoolul, care reduce tensiunea superficială a apei, a fost utilizat în mod special pentru a îndepărta obstacolele de apă. În fluidele de fracturare, alcoolul a găsit o utilizare largă ca stabilizator de temperatură, deoarece acționează ca un reținător de oxigen. Polimerii au crescut capacitatea de a îngroșa metanol pur și propanol. Acești polimeri, inclusiv hidroxipropil celuloza și hidroxipropil guar, au fost înlocuiți. Guma de guar ridică vâscozitatea cu 25% mai mare decât metanolul și izopropanolul, dar lasă și un reziduu. În formațiunile sensibile la apă, fluidele pe bază de hidrocarburi sunt preferate față de fluidele pe bază de alcool.

Fluide de fracturare a emulsiilor. Acest tip de fluid de fracturare a fost folosit de mulți ani, chiar și unele dintre primele fluide de fracturare ulei baza, erau în exterior ulei emulsii. Acestea au multe dezavantaje și sunt utilizate într-un interval foarte îngust deoarece presiunea de frecare extrem de mare este rezultatul vâscozităților lor inerente și al lipsei de reducere a frecării. Aceste fluide de fracturare au fost inventate la mijlocul anilor 1970. Eficiența costurilor ulei emulsie implică faptul că cel injectat ulei poate fi luat înapoi și vândut. Aceste emulsii erau foarte populare când erau crude ulei iar condensul costă 19 USD - 31 USD pe m3. Utilizarea tipului de emulsii uleiîn apă” a scăzut direcţional odată cu creşterea preţului la ulei.

Următoarele tipuri de fluide de fracturare sunt, de asemenea, cunoscute în practica mondială:

Fluide pe bază de spumă, fluide de fracturare a energiei în care se utilizează azot și dioxid de carbon gaz, solubil în apă.

Reologia lichidelor

Proprietățile reologice ale lichidelor includ proprietăți care descriu curgerea lichidelor, absorbția acestora, capacitatea de transport etc. precum vâscozitatea. Vâscozitatea fluidului de fracturare afectează foarte mult modul în care fluidul este absorbit de roca rezervor: se pierde un fluid mai puțin gros decât fluidul nevâscos. Următoarea este o clasificare a fluidelor de fracturare.

1) fluide newtoniene. Pentru astfel de fluide, există o relație liniară între efortul de forfecare și viteza de forfecare. Exemple: apă, crud neîngroșat ulei, reformat.

2) Fluide non-newtoniene Materialele plastice Bingham sunt cea mai simplă varietate de fluide non-newtoniene. Ca și în cazul fluidelor newtoniene, există o relație liniară între efortul de forfecare și viteza de forfecare. Cu toate acestea, este necesară o anumită tensiune de forfecare, nu infinitezimală, pentru a excita fluxul acestor fluide. Exemplu: spumă.

Calculul vâscozității într-o fractură dreptunghiulară:

E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (centipoise)

unde P este vâscozitatea plastică (centipoise)

Debit Q în timpul injectării (m3/min)

H-înălțimea fisurii (m)

Lățimea fisurii W (mm)

3) Lichide care respectă o lege a puterii. Astfel de fluide prezintă o viscozitate „aparentă” care se modifică odată cu debitul (viteza de forfecare). Vâscozitatea „aparentă” scade pe măsură ce viteza de forfecare crește.

4) Fluide supercritice. Atunci când se utilizează fluide de fracturare cu CO2 ridicat (fractura metanol/CO2, fracturare cu CO2 lichid), fracturarea are loc la presiuni și adesea temperaturi care sunt peste parametrii critici pentru CO2. În acest interval, pe măsură ce presiunea crește, densitatea și vâscozitatea cresc, reologia lichidului devine dificil de descris.

Măsurarea vâscozității.

Vâscozitatea este de obicei măsurată folosind un viscozimetru rotativ Fann sau o pâlnie Marsh.

Viteza de forfecare la rotațiile vâscozimetrului standard (Tabelul 12).

Tabelul 12

Viscozimetru revoluții	Rata de forfecare
	1022

Controlul filtrabilității lichidului

Valoarea eficienței fluidului de fracturare indică cât de mult fluid este absorbit de formațiune în raport cu cantitatea de fluid care creează o fractură. De exemplu, dacă eficiența fluidului este de 0,65, aceasta înseamnă că 35% din fluid se pierde și doar 65% din fluid formează volumul de fractură. Într-un mod simplist, putem spune că cu cât pierderile de fluid sunt mai mici, cu atât eficiența acestuia este mai mare. Cu toate acestea, trebuie amintit că, deși filtrarea excesivă este nedorită, pierderea scăzută nu va fi benefică decât dacă se adaugă suficient agent de susținere la fluid pentru a sprijini corect fractura. Scurgerea mai mică de lichid va împiedica, de asemenea, închiderea rapidă a fracturii și va permite agentului de susținere să cadă din suspensie.

Pentru a cuantifica pierderile de fluid, se folosește coeficientul de filtrabilitate, care ia în considerare roca rezervorului, proprietățile fluidului și parametrii fluidului de fracturare.

Capacitatea de transport a fluidului împotriva agentului de susținere.

Capacitatea de transport a agentului de susținere este o funcție de pompare, vâscozitate, concentrație de nisip și frecare față de suprafața fracturii. În timpul fracturării hidraulice, atât componentele verticale, cât și cele orizontale ale vectorului viteză acționează asupra agentului de susținere. Componenta orizontală este de obicei mult mai mare decât componenta verticală, datorită căreia agentul de susținere se mișcă odată cu fluidul. Odată ce pompa este oprită, agentul de susținere se va așeza până la închiderea fracturii.

Fluidele reticulate polimerice au o vâscozitate foarte mare și formează o suspensie aproape perfectă cu agentul de susținere, ceea ce face posibilă umplerea întregului volum al fracturii cu agent de susținere. În sistemele cu vâscozitate scăzută, cum ar fi CO2 lichid, turbulența este utilizată pentru a crea o suspensie de particule de susținere.

Frecare.

În timpul fracturării hidraulice, până la jumătate din puterea mecanismelor concentrate pe amplasament poate fi cheltuită pentru depășirea frecării în tub. Unele fluide prezintă o forță de frecare mai mare decât altele. În plus, frecarea este mai mare, cu cât diametrul țevilor este mai mic. Luarea în considerare a frecării fluidului și a cerințelor de curgere în proiectarea fracturării este la fel de importantă ca limitarea presiunii sau compatibilitatea rezervorului. Pe baza informațiilor dintr-un număr mare de fracturi hidraulice, au fost generate diagrame de presiune pentru a ajuta la proiectarea cerințelor energetice ale procesului.

Securitate.

Atunci când alegeți un fluid de fracturare, pe lângă pericolele de presiune ridicată prezente în orice fracturare hidraulică, trebuie luate în considerare și inflamabilitatea și toxicitatea fluidului.

Îndepărtarea și determinarea cantității de lichid.

Ei bine, întoarce-te la pradă după fracturarea hidraulică necesită o planificare atentă. Dacă presiunea din fundul puțului nu este suficientă pentru ca puțul să înceapă să producă singur, puteți gazifica lichid, creând astfel energie suplimentară și scăzând presiunea statică. Unele fluide de fracturare, cum ar fi CO2 lichid sau spume, sunt îndepărtate foarte rapid și cu determinarea volumului lor.

Materiale de sprijin (materiale de sprijin)

Punerea se realizează pentru a menține permeabilitatea creată de fracturarea hidraulică. Permeabilitatea la fractură depinde de o serie de factori interrelaționați:

1) tipul de susținere, dimensiunea și uniformitatea;

2) gradul de distrugere sau deformare a acestuia;

3) cantitatea și metoda de mișcare a suportului.

Unele dintre cele mai comune dimensiuni de susținător sunt:

Tabelul 13

Proprietățile agenților de susținere

1) Dimensiuni și uniformitate

Pe măsură ce dimensiunea limită a particulelor de material scade, sarcina pe care o poate suporta crește, ceea ce contribuie la stabilitatea permeabilității fracturii umplute cu agent de susținere.

La efort de închidere zero, permeabilitatea suportului ceramic este de 20/40. Un motiv pentru aceasta este sfericitatea mai uniformă a particulelor ceramice, în comparație cu nisipul.

Un conținut semnificativ de particule fine (praf) în nisip poate reduce semnificativ permeabilitatea fracturii. De exemplu, dacă 20% din particulele de susținere 20/40 trec printr-o sită de 40, permeabilitatea va scădea cu un factor de 5.

Permeabilitatea nisipului 10/16 este cu aproximativ 50% mai mare decât cea a nisipului 10-20.

american Ulei Institutul (API RP 56) .

2) Durabilitate

Odată cu o creștere a tensiunii de închidere a fracturii sau a tensiunii orizontale în matricea rocii rezervor, are loc o scădere semnificativă a permeabilității agentului de susținere. După cum se poate observa din graficele de permeabilitate pe termen lung a agentului de susținere, la o tensiune de închidere de 60 MPa, permeabilitatea agentului de sprijin 20/40 "CarboProp" este semnificativ mai mare decât cea a nisipului convențional. Când solicitarea de închidere este mai mare decât cea a nisipului obișnuit. La o tensiune de închidere de aproximativ 32 MPa, curbele de dimensiune a particulelor pentru toate nisipurile comune scad rapid. Rezistența granulelor de nisip variază în funcție de locul de origine a nisipului și de dimensiunile limită ale particulelor.

3) Stabilitate termochimică

Toți agenții de sprijin utilizați trebuie să fie cât mai inerți din punct de vedere chimic. Acestea trebuie să reziste la lichide agresive și la temperaturi ridicate.

4) Cost

Cel mai ieftin agent de susținere este nisipul. Agenții de susținere de înaltă rezistență, cum ar fi bauxita aglomerată sau nisipul acoperit cu rășină, sunt mult mai scumpi. Aplicabilitatea lor ar trebui evaluată pe baza unei analize economice individuale pentru un anumit puț.

Test de permeabilitate.

Atunci când alegeți tipurile și dimensiunile necesare de susținător, este foarte important să determinați permeabilitatea acestuia. Anterior, camerele de filtrare radială au fost utilizate în testarea substanțelor de susținere. Cu toate acestea, unele dificultăți fundamentale - fenomene asociate cu debitele care nu respectă legea lui Darcy și căderi de presiune foarte mici, nemăsurabile, nu au permis obținerea unor rezultate de testare fiabile. Imperfecțiunea camerelor radiale a dus la dezvoltarea camerelor de filtrare liniare.

permeabilitate pe termen lung.

Principalul dezavantaj al tehnicii API este că oferă rezultate numai pentru permeabilitatea pe termen scurt. În câmpuri, s-a constatat că prognoza pradă rar corespundea realităţii. Există multe motive pentru aceasta, dar motivul principal a fost datele prea optimiste de permeabilitate pe termen scurt utilizate în prognoză.

Tipuri de susținere.

Primul material folosit pentru a ține fisura deschisă a fost nisipul silicios. Pe măsură ce tehnologia a avansat, a devenit clar că unele tipuri de nisip erau mai bune decât altele.

În plus, au fost create elemente de susținere artificiale care sunt potrivite pentru utilizare acolo unde nisipurile naturale sunt nepotrivite.

1) Suporturi ceramice

Există două tipuri de agenți de susținere ceramici: bauxită aglomerată și agenți de susținere cu rezistență intermediară. Permeabilitatea acestora din urmă este apropiată de cea a bauxitei aglomerate, în timp ce densitatea lor este mai mică decât cea a bauxitei, dar puțin mai mare decât cea a nisipului.

Bauxita aglomerată este un agent de susținere de înaltă rezistență dezvoltat de Exxon Production Research. Este fabricat din minereuri de bauxită importate de înaltă calitate. Procesul de fabricație implică măcinarea minereului în particule foarte fine, transformarea minereului primar în particule sferice de dimensiunea dorită și arderea lor într-un cuptor la o temperatură suficient de mare pentru a provoca procesul de aglomerare. Produsul final conține de obicei 85% Al2O3. Restul de 15% sunt oxizi de fier, titan și siliciu. Greutatea sa specifică este de 3,65 în comparație cu 2,65 a nisipului. Bauxitele aglomerate sunt utilizate în principal în puțuri adânci (mai adânci de 3500 m).

2) Ceramica cu densitate intermediară

Acești agenți de susținere diferă de bauxita aglomerată în principal prin compoziția lor. Conținutul lor de alumină este mai mic, conținutul de siliciu este mai mare, iar greutatea specifică este de 3,15. La presiuni de până la 80 MPa, ele sunt apropiate de permeabilitatea bauxitelor aglomerate. Prin urmare, în majoritatea cazurilor, datorită costului mai mic, acestea înlocuiesc bauxite.

3) Ceramica de joasă densitate

Acești elemente de susținere sunt realizate în același mod ca și alte ceramice. Principala lor diferență este compoziția. Conțin 49% Al2O3, 45% SiO2, 2% TiO2 și urme de alți oxizi. Densitatea acestor elemente de susținere este egală cu 2,72, adică sunt cei mai obișnuiți agenți de susținere datorită prețului, rezistenței, densității, aproape de densitatea nisipului.

Calculul fracturării hidraulice

Faceți un plan pentru fracturarea hidraulică, selectați fluidele de lucru și evaluați performanța procesului pentru următoarele condiții:

Operațional put (tabelul 14), depozite.

Tabelul 14

INDICATOR	SIMBOL	VALOARE	DIMENSIUNE
Adâncime bine		2100
Diametrul bitului		0,25
Grosimea formațiunii dezvăluite		13,5
Permeabilitatea medie		9,8*10-8
Modulul de elasticitate al rocilor		2*1010	Pa
coeficientul lui Poisson		0,25
Densitatea medie a rocilor deasupra orizontului productiv		2385,2	kg/m3
Densitatea fluidului de fractură			kg/m3
Vâscozitatea fluidului de fracturare			Trece
Concentrația de nisip		1200	kg/m3
Rata de descărcare		1,2*10-2	m3/s

1. Componenta verticală a presiunii rocilor:

Rgv \u003d rgL \u003d 2385,6 * 9,81 * 2100 * 10-6 \u003d 46,75 MPa

2. Componenta orizontală a presiunii rocilor:

Рg \u003d Рgv * n / (1-n) \u003d 46,75 * 0,25 / (1-0,25) \u003d 15,58 MPa

În astfel de condiții, în timpul fracturării hidraulice, este de așteptat formarea unei fracturi verticale.

Vom proiecta o fracturare hidraulică cu un lichid nefiltrabil. Ca fluid de fracturare și fluid purtător de nisip, folosim îngroșat ulei cu adăugarea de asfalt, densitatea și vâscozitatea sunt date în tabel. Acceptăm conținutul de nisip (a se vedea tabelul 4.), pentru fixarea fracturii, intenționăm să pompăm aproximativ 5 tone de nisip cuarț cu o fracțiune de 0,8-1,2 mm, viteza de injectare (date din tabelul 4.), care este mult mai mare decât minimul admis la crearea fracturilor verticale .

În timpul fracturării hidraulice, un fluid purtător de nisip este pompat continuu într-un volum de 7,6 m3, care este tot un fluid de fracturare.

Pentru a determina parametrii fisurii, folosim formulele rezultate din tehnica simplificată a lui Yu.P. Zheltov.

3. Determinați presiunea în fundul puțului la sfârșitul fracturării hidraulice:

Rzab / Rg * (Rzab / Rg-1) 3 \u003d 5.25E2 * Q * m / ((1-n2) 2 * Rg2 * Vg) \u003d 5.25 * (2 * 1010) 2 * 12 * 10-3 * 0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4

Rzab \u003d 49,4 * 106 \u003d 49,4 MPa

4. Determinați lungimea fisurii:

l \u003d (VzhE / (5,6 (1-n2) h (Rzab-Rg))) 1/2 \u003d (7,6 * 2 * 1010 / (5,6 * (1-0,252) * 13,5 * (49,4 - 15,58)* 106))1/2 = 31,7 m

5. Determinați lățimea (deschiderea) fisurii:

w = 4(1-n2)*l*(Pzab-Rg)/E = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 m = 1,58 cm

6. Să determinăm distribuția fluidului care transportă nisipul în fisură:

L1=0,9*l=0,9*31,7=28,5 m

7. Să determinăm lățimea reziduală a fisurii, luând porozitatea nisipului după închiderea lui m=0,2:

W1 \u003d wno / (1-m) \u003d 1,58 * 0,107 / (1-0,3) \u003d 0,73 cm

8. Determinați permeabilitatea unei fracturi de această lățime:

Kt \u003d w21 / 12 \u003d 0,00732 / 12 \u003d 4,44 * 10-6 m2

Fracturarea hidraulica se va realiza prin tuburi cu diametrul interior d = 0,076 m, izoland rezervorul cu un packer cu ancora hidraulica.

Să determinăm parametrii de fracturare hidraulică.

1. Pierderea de presiune din cauza frecării în timpul mișcării fluidului care transportă nisipul de-a lungul tubulaturii.

Rf = rn(1-no)+rpes*nu = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 kg/m3

numărul Reynolds

Re \u003d 4Qrzh / (pdmzh) \u003d 4 * 12 * 10-3 * 1439 / (3,14 * 0,062 * 0,56) \u003d 516,9

Coeficient de rezistență hidraulică

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

Potrivit lui Yu.V.Zheltov, în prezența nisipului în lichid la Re>200, apare o turbulență timpurie a curgerii, iar pierderile prin frecare la Re=516,9 și no = 0,324 cresc de 1,52 ori:

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

Рт = 1,52l¾¾¾ rzh = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ = 26 MPa

2p2d5 2*3,142*0,0765

2. Presiunea care trebuie creată la capul sondei în timpul fracturării hidraulice:

Ru \u003d Rzab-rzhgL + Pt \u003d 49,4-1439 * 9,81 * 2100 * 10-6 + 26 \u003d 45,9 MPa

3. Fluidele hidraulice de fracturare sunt pompate în puț prin unitățile de pompare 4AN-700 (Tabelul 15.)

14,6

Număr necesar unitati de pompare:

N \u003d RuQ / (RaQakts) + 1 \u003d 45,9 * 12 / (29 * 14,6 * 0,8) + 1 \u003d 3

Unde Ra este presiunea de lucru a unității;

Qa - alimentarea unității la această presiune

kts - coeficientul de stare tehnică a unității în funcție de durata de viață kts = 0,5 - 0,8

4. Volumul de lichid pentru stoarcerea lichidului care transportă nisipul:

Vp \u003d 0,785 * d2L \u003d 0,785 * 0,0762 * 2100 \u003d 9,52 m3

5. Durata fracturării hidraulice:

t \u003d (Vzh + Vp) / Qa \u003d (7,6 + 6,37) / (14,6 * 10-3 * 60) \u003d 19,5 min.

Tehnica si tehnologia fracturarii hidraulice

Tehnologia fracturării hidraulice cuprinde următoarele operații: spălarea puțurilor; trecerea țevilor de înaltă rezistență cu un packer și o ancoră la capătul inferior în puț; testarea conductelor și a presiunii pentru a determina injectivitatea sondei prin pomparea fluidului; injectarea fluidului de fracturare, a fluidului purtător de nisip și a fluidului de stoarcere prin tub în formațiune; demontare echipamente si punerea in functiune a putului.

După schemele tehnologice de conducere se distinge o fracturare hidraulică unică, direcționată (interval) și multiplă.

La o singură fracturare hidraulică, sub presiunea fluidului injectat, toate straturile deschise prin perforare sunt expuse simultan, cu o fracturare direcționată, doar un strat sau interstrat (interval) selectat, care, de exemplu, are o productivitate subestimată, și cu fracturi hidraulice multiple, fiecare strat individual sau strat intermediar este afectat secvenţial.

Proiectarea tehnologiei de fracturare hidraulică se rezumă în esență la următoarele. În ceea ce privește condițiile specifice, se selectează schema de proces, fluidele de lucru și agentul de susținere. Cu o singură fracturare hidraulică, pe baza experienței, se iau 5-10 tone de nisip. Concentrația de nisip din mediul se stabilește în funcție de capacitatea sa de reținere. Când se folosește apă, este de 40-50 kg/m3. Apoi, cantitatea de lichid purtător de nisip este calculată din cantitatea și concentrația de nisip. Pe baza experienței, se utilizează de obicei fluid de fracturare de 5-10 m3. Volumul fluidului de deplasare este egal cu volumul șirului de carcasă și al țevilor prin care fluidul purtător de nisip este injectat în rezervor.

Viteza minimă de injectare a fluidului trebuie să fie de cel puțin 2 m3/min și poate fi estimată în cazul formării de fracturi verticale, respectiv orizontale, prin formulele:

.

unde Qhor - min. cheltuieli, l/s; h – grosimea formației, cm; Wvert, Wgor - lățime vert. și munții. fisuri, cm; µ - vâscozitatea fluidului, mPa x s; Rt este raza orizontului. fisuri, vezi

Presiunea de fracturare hidraulică a formațiunii este stabilită în funcție de experiență sau este calculată după formula:

RGRP=pr + sp

unde rHF - zab. presiunea de fracturare; рr =Hrпg – presiunea rocii; sp este rezistența la tracțiune a rocii rezervor în condiții de compresie generală; H este adâncimea formațiunii; rp - densitatea medie a rocilor supraiacente, egala cu 2200-2600 kg/m3, in medie 2300 kg/m3; g este accelerația de cădere liberă.

Presiunea de injectare la capul sondei:

RU = rHF + Δрtr - rs

unde Δрtr – pierderi de presiune datorate frecării în conducte; rs este presiunea hidrostatică a coloanei de lichid din puț.

Dacă presiunea de injecție pU este mai mare decât presiunea admisibilă în capul puțului pUdop, atunci pe tubulatura de deasupra acoperișului formațiunii productive este instalat un packer de ancorare. Presiunea admisibilă pUdop este considerată cea mai mare dintre cele două presiuni calculate prin formula Lame și folosind formula Yakovlev-Shumilov.

În sedimentare stânci De obicei se formează fracturi subverticale, a căror lungime ajunge la câteva zeci de metri, iar deschiderea este de câțiva mm, mai rar cm.Fracturarea hidraulică determină o creștere a ratelor de producție de 1,5-2 ori sau mai mult. Pentru a crește eficiența fracturării hidraulice în rocile carbonatice, aceasta este combinată cu tratarea acidă a rocilor. Presiunea de fractură este dificil de prezis teoretic, deoarece depinde de mulți factori: tensiunile din rocă, rezistența acesteia, fracturarea deja existentă, unghiul de scufundare a formațiunii etc. De obicei, suprapresiunea este selectată empiric și variază de la 0,1 la 1,5 (medie aproximativ 0,8) presiune hidrostatică.

Pentru fracturarea hidraulică, puțul este echipat corespunzător. Pompele de înaltă performanță sunt conectate la gura acestuia, capabile să dezvolte suprapresiunea necesară. Țevile tubulare sunt coborâte în interiorul țevilor de carcasă, echipatîn partea de jos a ambalajului (Fig. 1). Inelul șirului de carcasă deasupra intervalului de fracturare hidraulică trebuie să fie bine cimentat.

Dacă sunt respectate toate cerințele tehnologice și condițiile favorabile pentru fracturarea hidraulică, efectul acesteia este incontestabil.

Unitati speciale si mijloace tehnice utilizate in fracturarea hidraulica

Organizarea fracturării hidraulice constă în prepararea de reactivi adecvați ca fluid hidraulic de fracturare și injectarea ulterioară a acestuia în zona productivă la debit redus și la presiune ridicată în vederea înghesuirii rocii, rezultând o fractură ca urmare a acțiunii hidraulice. . În primul rând, un fluid curat (tampon) este injectat în puț pentru a iniția fracturile și a-l promova în formațiune. După aceea, suspensia continuă să dezvolte o fisură.

Fluidul hidraulic de fracturare este preparat pe un grup de puțuri, imediat înainte de a fi injectat în rezervor. Sistemul de preparare a fluidului hidraulic de fracturare include: un purtător de nisip, un rezervor cu ulei sau motorină, unitate de amestec (blender). Legătura sistemului are o marjă de siguranță de 1,5 ori.

Înainte de începerea fracturării hidraulice, echipamenteși conductele sunt presurizate la presiunea de funcționare. Controlul direct al fracturării hidraulice (unități de pompare) se realizează prin centru de calcul, care dispune de protecție automată împotriva eventualelor accidente (rafale de curele). În cazul unui accident, centrul de calcul oprește automat pompele, supapele de reținere a conductelor închid fluxul invers de fluid în apropierea puțului și în fața fiecărei unități de pompare. Reducerea presiunii se face in instalatia de vid care este inclusa in pachet echipamente fracturare hidraulica si inclusa permanent in tubulatura. Aceeași unitate de vid colectează reziduurile lichide din conducte și pompe după fracturarea hidraulică pentru a preveni scurgerile pe sol în timpul demontării conductei. Presiunea este eliberată din inel în rezervorul TsA-320, care este conectat permanent la capul sondei printr-o cruce de copac de Crăciun.

Pentru producerea fracturării hidraulice se utilizează următoarea tehnică (pe exemplul zonei de câmp luate în considerare):

1. KRAZ-250 TsA

2. Ural-4320 auto de pompieri

3. Camion de nisip Kenward

4. Camion chimic Kenward.

5. Blender Kenward

6. Unitate de pompare Kenward

7. Agregat de ciment Kenward

8. Kenward Pipe Carrier

9. Laboratorul Ford 350

10. duba ambulanta UAZ-3962

11. Unitate de vid K-700

Tehnica Kenward echipat filtre speciale care captează emisiile.

Subteran echipamente utilizat în fracturarea hidraulică.

Fântâna este ucisă cu o soluție salină specială, care este preparată la unitatea de soluție.

Tehnologia aplicată exclude lovirea soluției pe o suprafață a solului și în cele mai apropiate rezervoare. Când se pregătește o sondă pentru fracturare hidraulică, pentru a exclude posibilele degajări de fluid ucigaș și producția de sondă, capul sondei este echipat cu unități de prevenire Hydril.

În pregătirea pentru fracturarea hidraulică, un șir de tuburi cu un diametru de 89 mm este coborât în ​​puț pentru injectarea fluidului. Inelul (șir de carcasă și tubulatura de 89 mm) este etanșat cu un packer instalat în zona de fracturare hidraulică. Setarea packerului este verificată prin testarea presiunii inelului cu apă la presiunea de funcționare a șirului de carcasă prin TsA-320.

Capul sondei pentru fracturare hidraulică este echipat cu două robinete Hamera (de lucru și de rezervă).

Fluid de fracturare și agenți de susținere.

Pentru fracturarea hidraulică, cel mai bine este să folosiți un fluid care nu conține o fază apoasă. Conform tehnologiei, motorina ar trebui folosită, dar mai des este folosită ulei(cu cât mai accesibil și relativ produs ieftin) cu un activator de gelificare și un destructor, precum și un surfactant - un reductor de frecare. Raportul de aditivi speciali depinde de temperatura obiectului (formației) de tratare ulterioară. Astfel, sistemul ROG-4 este utilizat pentru condiții de temperatură ridicată (mai mult de 80 ° C), respectiv ROG-5 pentru cele scăzute. Fiecare dintre aceste tipuri de lichid, în funcție de temperatura mediului, are proprietăți reologice optime. Un anumit sistem permanent este utilizat pentru măsurarea parametrilor fluidului și reglarea valorilor acestuia cu aditivi speciali determinați pe baza calculelor computerizate efectuate la puț. Fluidul structurat este optim pentru transferul materialului de fixare, în plus, practic nu interacționează cu roca și fluidele care îl saturează. Absența unei faze apoase în compoziția sa exclude posibilitatea (în timpul distrugerii gelului) impact negativ asupra naturii de saturație a mediului de formare în contact cu acesta. Proprietățile fizice ale unui lichid sunt caracterizate următorii indicatori: densitate - 0,85 t/m3, vâscozitate - 90 MPa.s, coeficient de consistență - 0,3. Pentru fixarea fisurii, se pompează un produs termic artificial (suportant) de înaltă rezistență (rezistă la o presiune de cel puțin 70 MPa) din compoziție de aluminosilicat. Materialul folosit este practic de aceeasi dimensiune (20/40 ochiuri), boabele sunt destul de perfecte, rotunde, coeficientul mediu de sfericitate este de 0,9. Aceasta oferă o capacitate mare de filtrare (aproximativ 200 darcy) chiar și cu cea mai densă împachetare și o presiune externă de 50 MPa.

Criterii de selectare a puțurilor pentru fracturare hidraulică.

Pentru fracturarea hidraulică, se preferă puțurile care îndeplinesc criteriile stabilite enumerate mai jos. Acestea din urmă în combinație fac posibilă, cu mare probabilitate, intensificarea productie de ulei. În funcție de permeabilitatea inițială a rezervorului și de starea zonei de fund a puțului, criteriile sunt grupate în următoarele două poziții.

1. Rezervoare cu permeabilitate scăzută (fracturarea asigură o creștere a suprafeței de filtrare), în timp ce trebuie respectate următoarele criterii.

1.1. grosimea efectivă a formației de cel puțin 5 m;

1.2. absența puțurilor în producție gaz din gaz capace, precum și apă injectată sau de contur;

1.3. formațiunea productivă supusă fracturării hidraulice este separată de alte formațiuni permeabile prin secțiuni impermeabile, cu grosimea mai mare de 8-10 m;

1.4. distanța sondei față de GOC și WOC ar trebui să depășească distanța dintre puțurile de producție;

1.5. selecție cumulativă ulei din sondă să nu depășească 20% din rezervele specifice recuperabile;

1.6. disecția intervalului productiv (supus fracturării hidraulice) - nu mai mult de 3-5;

1.7. fântâna trebuie să fie solidă din punct de vedere tehnic, ca o condiție operațională coloane și aderența pietrei de ciment la coloană și rocă ar trebui să fie satisfăcătoare în intervalul deasupra și sub filtru cu 50m

1.8. permeabilitatea la formare nu mai mult de 0,03 µm2 la vâscozitate uleiîn condiții de rezervor nu mai mult de 5 MPa.s.

2. Fracturare hidraulica in rezervoare cu permeabilitate medie si mica pentru stimulare productie de ulei datorită eliminării rezistenței crescute la filtrare în zona de fund.

2.1. productivitatea inițială a sondei este semnificativ mai mică decât productivitatea puțurilor din jur;

2.2. prezența unui efect al pielii asupra HPC;

2.3. tăierea apei de producție a puțurilor nu trebuie să depășească 20%;

2.4. productivitatea puțului ar trebui să fie mai mică sau ușor diferită de linia de bază de proiectare.

După cum rezultă din cele de mai sus, criteriile de mai sus permit o evaluare preliminară versatilă de către expert a fiecărui puț din punct de vedere tehnic, tehnologic, geologic și comercial.

Cu execuția lor riguroasă, este foarte probabil ca succesul tehnologic al operațiunilor de fracturare hidraulică și primirea corespunzătoare a unor productie de ulei. Volumul realizabil al acestuia din urmă trebuie să compenseze cu siguranță costuri materiale pentru fracturare hidraulica.

Tehnologia fracturării hidraulice.

Pe exemplul domeniilor SA „Tomskneft” vom lua în considerare tehnologia fracturării hidraulice.

Tehnologia procesului este următoarea. Ambalare în curs operaționalășiruri la 15-20 de metri deasupra vârfului intervalului de perforare, intervalul de ambalare este selectat conform diagramei MLM.

Capul de sondă este echipat cu fitinguri AU-700. Inelul este presat la o presiune de 15 MPa pentru a verifica etanșeitatea garniturii. Pe viitor, în timpul procesului, presiunea asupra inelului este la nivelul testării presiunii pentru a reduce sarcina asupra manșetelor de cauciuc creată de presiunea sub packer în timpul procesului.

Pentru fracturarea hidraulică, sunt utilizate 8 unități de pompare, iar 6 dintre ele sunt angajate în proces, 2 funcționează în modul inactiv.

Injectarea emulsiei se efectuează la presiune de spargere cu o capacitate totală a unităților de 1,8 m3/min. Un material de fixare cu o concentrație de 150 kg/m3 este alimentat în debitul lichidului injectat, care crește treptat și în ultimele 20 de minute este de 500 kg/m3. Nisipul este ambalat preliminar în mixere de nisip USP-50 și alimentat la conducta de aspirație 4AN-700 de unitatea TsA-320. După oprirea alimentării cu nisip, un fluid de deplasare de 20 m3 este pompat cu o viteză de 2,4 m3/min.

Supapa de pe tampon este închisă după proces, capul sondei este echipat cu un manometru și din acesta este preluată curba căderii de presiune, a cărei interpretare permite determinarea razei de fractură.

Dintre echipamente s-au folosit mixere de nisip și unități TsA-820 și AN-700, care permit ridicarea presiunii la capul sondei la 45-60 MPa. Cu toate acestea, la presiuni de 60 MPa, unitățile AN-700 au fost operate la limita capacităților lor, adică. la adâncimi semnificative și un rezervor dens, apar limitări tehnice în ceea ce privește presiunea și, în consecință, fluxul de fluid.

Când aceste valori sunt atinse, de obicei apare fracturarea hidraulică. Intervalul de presiune indicat a fost predeterminat de diferența litologică și fizică și, în principal, de caracteristicile de rezistență ale straturilor și tensiunile din rocă. Prin urmare, fracturile create prin fracturarea hidraulică sunt orientate pe direcție verticală.

Conform tehnologiei casnice, se folosește un lichid compozit special pentru a implementa ruperea și transferul materialului care fixează fisura, unde 30-43% uleişi 1,5-3,0% emulgator. Tipul de emulgator folosit, la rândul său, depindea de temperatura exterioară.

Poliemulsia de ARN se caracterizează prin caracteristici fizice sporite: densitate 1,18-1,24 t/m3, vâscozitate - 120-150 MPa.s, coeficient de consistență - 0,8. Viscozitatea si consistenta crescuta a fluidului a fost avuta in vedere pentru a asigura transferul nisipului folosit la fixarea fracturii, al carui volum este constant si este de aproximativ 20 de tone.Concentratia maxima de nisip in fluid a ajuns la 500 kg/mc. Pentru a deschide mai bine fracturile și a preveni căderea nisipului pe fundul puțului, a fost necesară o viteză mare de pompare, care s-a dovedit a fi fezabilă din punct de vedere tehnic la un nivel de doar 2,4 m3/min.

Nisip de cuarț importat a fost folosit ca agent de susținere.

Utilizarea tehnologiei autohtone în timpul fracturării hidraulice nu a dat rezultate satisfăcătoare, prin urmare, în prezent, societatea mixtă Vah Frakmaster Services se desfășoară pe câmpurile zonei de fracturare hidraulică folosind tehnologie străină și folosind echipamente mai avansate.

Conform tehnologiei străine, pentru injecție se folosește o stație specială de pompare. echipamente: pompe cu piston ejector cu trei cilindri cu piesă hidraulică înlocuibilă (de la 3" la 71/2"), dezvoltând presiune de până la 100 MPa și debit 2,5 m3/min.

Au fost stabilite dependențe teoretice (confirmate experimental) ale dimensiunilor geometrice ale fracturii: lungime x înălțime (aria de propagare a fracturii), lățimea de vâscozitate, cantitatea de fluid injectată, presiunea și viteza de injectare. Interrelația lor destul de complexă se reflectă și se rezolvă la nivelul simulării pe calculator atât înainte de lucrarea la sondă, cât și în proces.

Pompele asigură o viteză mare de pompare a fluidului de 5,5 m3/min, iar cu o densitate relativ scăzută a agentului de susținere (1,6 t/m3), se menține o concentrație suficient de mare (până la 1000 kg/m3) a materialului de fixare transferat în timpul funcționării. .

După un anumit timp estimat, pe măsură ce trecerea (sub acțiunea destructorului) de la starea de gel la o stare lichidă mai mobilă, fluidul injectat este îndepărtat treptat din fractură.

Din cele de mai sus, rezultă că JV aplicată „Vah Frakmaster Services” și fluidele tratate special specializate numai pentru fracturare hidraulică, material de fixare, precum și echipamente și tehnologie diferă favorabil de cea casnică în multe privințe. Împreună, aceasta oferă câștiguri inițiale și cumulate mai mari. productie de ulei. Următorii factori principali sunt considerați a fi avantajoși:

Absența unei faze apoase în fluidul de fracturare hidraulică;

Proprietăți de filtrare ridicate ale materialului de fixare, oferite de sfericitatea boabelor și de omogenitatea fracției;

Abilitatea tehnologică și tehnică de a efectua fracturi hidraulice cu o lungime și lățime specificate a fracturilor. S-a stabilit teoretic că se formează fracturi lungi (până la 300 m) la viteze mici de injectare a fluidului de fracturare hidraulică (aproximativ 2,5 m3/min). Pentru formarea de fracturi relativ scurte și largi, este necesară dublul vitezei de injectare a fluidului. Se știe că prezența fracturilor lungi contribuie la străpungerile premature nedorite de apă.

Pe lângă cele de mai sus, există și o diferență semnificativă în succesiunea operațiunilor la punerea în funcțiune a unei puțuri. Astfel, imediat după fracturarea hidraulică, conform tehnologiei străine, puțul este testat pentru scurgere prin diferite duze într-o succesiune crescândă a diametrelor lor: 2, 4, 8 mm; aceasta asigură o creștere lină a tragerii în zona fundului găurii, însoțită de îndepărtarea fluidului hidraulic de fracturare, întărirea prin presiunea rocilor a agentului de susținere în fractură și punerea în funcțiune a obiectului de dezvoltare. După cum rezultă din cele de mai sus, pe parcursul întregului proces de fracturare hidraulică, faza de apă nu este introdusă în mediul rezervorului zonei de fund din exterior, ceea ce favorizează deplasarea și extracția. ulei faze.

O altă metodă este fracturarea hidraulică folosind tehnologia casnică. Imediat după fracturarea hidraulică, puțul este ucis cu soluții saline, urmat de spargerea packerului și recuperarea tubulaturii. Apoi stația de pompare coboară echipamente si incepe exploatare fântâni. Astfel, în conformitate cu tehnologia casnică, întregul proces de la începutul fracturării hidraulice până la pornirea ulterioară a sondei este aproape întotdeauna însoțit de prezența unei faze apoase în zona de fund și fractură.

Este bine cunoscut faptul că procesul de ucidere a puțului are un efect negativ asupra productivității, iar gradul acestui efect este proporțional cu timpul de expunere a fluidului la zona de formare. În domeniul luat în considerare, pentru distrugerea puțurilor se folosește o soluție salină și, în funcție de presiunea de formare în zona sondei, densitatea fluctuează de obicei în jurul valorii de 1,18 t/m3 (mineralizare - 300 g/l).

În practica de teren, soluția nu este filtrată corespunzător, așa că o mulțime de substanțe străine de compoziție nisipoasă-argilă sunt pompate în puț. Conținutul lor este atât de mare încât adesea provoacă defecțiunea pompei echipamente. Prin urmare, este ușor de imaginat gradul de colmatare a straturilor intermediare permeabile în intervalul de perforare, fractura hidraulică și scăderea inevitabilă a productivității sondei din acest motiv.

Evaluarea eficienței tehnologice a fracturării hidraulice

Conform clasificării acceptate în prezent metode moderne crește recuperarea uleiului fracturarea hidraulica apartine grupului de metode fizice.

Eficiența tehnologică a aplicării metodelor de mărire recuperarea uleiului caracterizat de:

Adiţional productie de ulei prin creșterea recuperarea uleiului formare;

Suplimentar curent productie de ulei datorită intensificării selecției fluidului din rezervor;

Reducerea volumului de apă produsă. Suplimentar minat ulei pentru o anumită perioadă de timp este determinată de diferența aritmetică dintre puțurile reale cu fracturare hidraulică și valoarea calculată. pradă fără fracturare hidraulică (de bază pradă).

Când se numără productie de uleiîn perioada trecută, sarcina principală este doar să definiție corectă de bază productie de ulei.

Una dintre metode este o variantă de calcul a indicatorilor tehnologici de dezvoltare, bazată pe modele matematice semnificative din punct de vedere fizic. În acest caz, o adaptare suficient de fiabilă a indicatorilor calculați la cei efectivi este posibilă dacă există parametri fizici inițiali și o istorie lungă. exploatare. Cu o adaptare fiabilă, metoda vă permite să determinați modificări pradă pe grupe de puţuri, zăcăminte şi este deosebit de atractivă prin posibilitatea de cuantificare a influenţei (interferenţei) reciproce a puţurilor. Acuratețea rezultatelor depinde atât de fiabilitatea și completitudinea informațiilor inițiale, cât și de capacitățile modelului matematic.

Cât despre metodele de calcul ale evaluării, apoi, pe baza situație specifică, trebuie reținut următoarele. Sondele cu fracturare hidraulică sunt dispersate pe aproape întregul teritoriu al unui câmp mare. Crearea unui model de calcul al obiectelor, chiar și pentru zone individuale, este asociată cu o cantitate uriașă de muncă și utilizarea de puternice informatică. În plus, până în prezent, există foarte puține informații geologico-fizice și de câmp geologic despre puțuri, dintre care unele sunt supuse modificărilor în proces exploatare fântâni, în timp. Ca urmare, adaptarea modelului de calcul și obținerea unor indicatori tehnologici predictivi fiabili de dezvoltare este foarte îngreunată. În același timp, se pare că rezultatele sunt cele mai acceptabile sau suferă de cea mai mică eroare pentru estimările relative ale influenței reciproce a puțurilor, i.e. interferența lor.

În concluzie, se poate observa că fracturarea hidraulică permite rezolvarea următoarelor sarcini:

1) creșterea productivității (injectivității) sondei în prezența contaminării zonei de fund sau permeabilitate scăzută a rezervorului;

2) extinderea intervalului de aflux (absorbție) cu o structură multistrat a obiectului;

3) stimularea fluxului de intrare ulei, de exemplu, folosind magneziu granular; izolarea fluxului de apă; controlul profilului de injectivitate etc.

Un grup de cercetători a concluzionat că fracking-ul poate avea un efect asupra greutății scăzute la naștere a unui copil născut la trei kilometri de zona de utilizare.

Ce este fracking-ul?

Dacă ești la curent cu cele mai discutate scenarii apocaliptice care se bazează pe factorul antropic, atunci probabil că ești conștient de posibila epuizare a resurselor planetei noastre și de cufundarea umanității în haosul anarhiei. În ciuda perspectivelor destul de îndepărtate pentru o astfel de desfășurare a evenimentelor, resursele limitate necesare pentru o viață confortabilă, iar acest cuvânt trebuie subliniat, există cu adevărat. Cu toate acestea, pe lângă o duzină de direcții pentru găsirea unei soluții cuprinzătoare la această problemă, de la inventarea unei mașini cu mișcare perpetuă până la dezvoltarea de proiecte pentru extracția de resurse pe alte planete, există câteva soluții simplificate: găsiți noi surse sau dă-le celor bătrâni o agitare bună.

Dacă prima opțiune, în principiu, poate fi însoțită de construcția de infrastructură în jurul unei noi facilități care conține minerale, atunci a doua chiar provoacă îngrijorare. Una dintre metodele care este deosebit de populară astăzi în industria combustibililor și energiei este fracking.

Fracking-ul, sau fracturarea hidraulică, implică, după cum sugerează și numele, o modalitate dură, dar cea mai eficientă (din punct de vedere economic) de a dezvolta un câmp deja epuizat. Tehnologiile de fracturare se bazează pe utilizarea unei game întregi de reactivi chimici, care, atunci când interacționează, determină formarea de fracturi foarte conductoare pentru a pompa ultimele reziduuri de petrol și gaze situate în straturi de pământ greu accesibile.

Colectare de date

Această tehnică barbară a căzut deja în discredit, dar legile anumitor țări, inclusiv Statele Unite, permit utilizarea ei. În timp ce statele individuale încearcă să interzică utilizarea fracking-ului pe teritoriile lor pentru a opri companiile înfometate de bani, este nevoie de un corp incontestabil de dovezi ale impactului negativ al acestuia asupra mediului și sănătății publice.

În special, un studiu publicat în Science Advance contribuie la această luptă. O echipă de cercetători de la Princeton, Cambridge și alte universități din SUA a descoperit că fracking-ul are un impact direct asupra sănătății femeilor însărcinate. Lucrările lor au arătat că copiii născuți la o rază de trei kilometri de o zonă de extracție a resurselor de fracturare au risc cu 25% mai mult de a se naște cu o greutate mică la naștere.

Studiul a examinat înregistrările de naștere a peste 1 milion de copii din 2004 până în 2013. Mai mult, pentru puritatea studiului, au fost studiate suplimentar starea civilă a fiecărei mame, locul ei de reședință, rasa și educația.

Dacă găsiți o eroare, evidențiați o bucată de text și faceți clic Ctrl+Enter.

 

Ar putea fi util să citiți:

• Imprimarea diapozitivelor de prezentare MS-PowerPoint;
• Domeniul de subiect al sociologiei muncii;
• Ce este permis santinelei;
• De ce aliaje. Tipuri de metale. Aliaje de titan în stomatologia ortopedică;
• Suprafața interioară a cuvintelor încrucișate cu piele brută;
• «Managementul și optimizarea unei întreprinderi de producție;
• Dispozitiv de lupă De câte ori mărește un microscop;
• Importanța și protecția păsărilor. Originea păsărilor. Originea păsărilor: caracteristici, fapte interesante și descriere. Sensul și protecția păsărilor Sensul și protecția păsărilor originea păsărilor abstract;