Нефтегазовые технологии для Арктики
Запасы Арктики колоссальны: здесь, по оценкам экспертного центра «Проектный офис развития Арктики», находится 55 трлн м3 газа (это 75% всех его российских запасов) и 7,3 млрд т нефти (23,5% всего российского чёрного золота).
Запасы коммерчески привлекательны, однако для их освоения приходится решать специфические задачи, связанные с низкими температурами и слоем вечной мерзлоты.
Портал nprom.online сделал запросы в вузы, чтобы узнать, над какими технологиями работают учёные.
В нашем обзоре — тампонажный раствор и системы телеметрии для вечной мерзлоты, способ и устройство для добычи газа из газовых гидратов и приборы для предотвращения растепления скважин.
Система телеметрии: как обмануть магнитное поле Земли
Для эффективной добычи нефти используются всё более сложные скважины: не только наклонно направленные и горизонтальные конструкции, но и объекты с несколькими стволами. Такие конструкции требуют предельной точности и специальных приборов, которые помогают специалистам вести бурение глубоко под землёй.
Уже давно и успешно для этой цели применяются системы телеметрии. Навигацию обеспечивают магнитометры: положение в пространстве они определяют довольно точно, но чем ближе к полюсам Земли, тем больше погрешность из-за особенностей распространения магнитного поля. Кроме того, оборудование, которое используется при строительстве скважин, может создавать помехи.
Справиться с обеими проблемами с помощью одного прибора решили в Пермском национальном исследовательском политехническом университете (ПНИПУ). Специалисты кафедры нефтегазовых технологий разработали систему телеметрии, которая работает с помощью оптико-волоконных гироскопов, рассказывает доцент кафедры, кандидат технических наук Александр Мелехин.Уже давно и успешно для этой цели применяются системы телеметрии. Навигацию обеспечивают магнитометры: положение в пространстве они определяют довольно точно, но чем ближе к полюсам Земли, тем больше погрешность из-за особенностей распространения магнитного поля. Кроме того, оборудование, которое используется при строительстве скважин, может создавать помехи.
«Гироскоп состоит из трёх элементов, похожих на хоккейные шайбы. Каждая расположена в своей плоскости: X, Y, Z, — и каждая измеряет направление в своей плоскости. Измерение идёт относительно гравитационного поля Земли, не магнитных полей. Точность получается выше и благодаря тому, что на гироскоп не влияют магнитные помехи», — рассказывает об изобретении Александр Мелехин.
Подобные системы телеметрии активно используются в мире и имеются в арсенале крупных международных нефтегазовых компаний. Однако в России до 2022 года такие приборы не применялись, а после санкций так и вообще стали недоступны.
«Сейчас в условиях санкций эти компании таких приборов к нам привезти не могут, поэтому можно считать, что это оборудование уникальное для нашего рынка», — подчёркивает учёный ПНИПУ.
Разработкой вуза уже заинтересовалась «Татнефть». На одном из её месторождений были проведены опытно-промышленные испытания. Сейчас специалисты работают над улучшением точности и совершенствуют алгоритм вычислений, заодно повышают удобство использования: изменения внесены в корпус и резьбовые соединения.
Впрочем, у нефтегазовых компаний, которые ознакомились с разработкой, уже есть ряд предложений.
«Все компании просят дополнить её стандартным набором каротажа, чтобы получать спектр услуг от одной системы, а не только навигацию. Но наша задача на первом этапе — разработать действующую телеметрическую систему и только потом оснащать её опциями», — поделился планами Александр Мелехин.
Тампонажный раствор: формируем цементный камень при отрицательной температуре
Ещё одна разработка Пермского политеха для освоения арктических нефтегазовых месторождений — специальный тампонажный раствор, который способен образовывать цементный камень в условиях вечной мерзлоты, приспособленный к условиям циклически меняющейся температуры (замораживание — оттаивание) крепи скважины.
Необходимость разработки специальных составов тампонажных материалов для крепления скважин в арктических условиях специалисты кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ обнаружили после того, как их привлекли в качестве независимых экспертов для проверки качества тампонажных материалов, предлагаемых для строительства газовых скважин компании «ТНК-BP».
Во время проверки оказалось: представленные на тендер составы не могут быть рекомендованы для качественного крепления скважин в условиях вечной мерзлоты. Одной из причин стала низкая морозостойкость тампонажного материала: цементный камень разрушался уже после 3–5 циклов замораживания — оттаивания.
Учёные решили сами создать раствор, подходящий под условия Севера, рассказывает доцент кафедры нефтегазовых технологий ПНИПУ, кандидат технических наук, научный руководитель НИЛ Александр Козлов.
«Проблемы были какие? В первую очередь низкие значения давления гидроразрыва пород (ГРП) в интервале ММП, то есть необходимо было разработать облегчённый тампонажный раствор — состав с пониженной плотностью, при этом было важно, чтобы в условиях отрицательной температуры он обладал достаточной прочностью и долговечностью, низкой проницаемостью и пониженными значениями теплопроводности формирующегося цементного камня», — рассказывает Александр Козлов.
Кафедра занимается созданием тампонажных растворов, которые работали бы эффективно в солях: в Пермском крае широко распространены залежи солей, и скважины приходится строить и через них. В этих условиях применяют тампонажный раствор на основе оксида магния магнезиального вяжущего. Его же решено было использовать и для нового состава.
Магнезиальный тампонажный раствор, принимая температуру мёрзлых пород, формирует цементный камень, который обеспечивает хорошее сцепление со льдом. Во время лабораторных испытаний было установлено, что новый тампонажный раствор при начальных значениях отрицательной температуры не замерзает, сохраняет подвижность и седиментационную стабильность, не расслаивается, а остаётся однородным. Более того, он успешно схватывается в цементный камень, даже имея минусовую температуру, что не свойственно традиционным составам на основе портландцемента.
«У нас цементный камень формируется при −5 ℃. Мне не знакомы достоверные сведения о положительных результатах исследований тампонажных растворов на основе портландцемента, имеющих отрицательную температуру. Обычно для испытания растворов принимают минимальную температуру +5 ℃. Главный довод: ниже температуры тампонажного раствора не бывает. Мы же исследовали тампонажный раствор при −5 ℃, то есть при той температуре, которая соответствует интервалу многолетне-мёрзлых пород», — рассказывает Александр Козлов.
Цементный камень оказался устойчивым и к циклам замораживания — оттаивания: он выдерживает до 15 циклов.
«На основании выполненных в научно-исследовательской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» исследований имеются достаточно обоснованные предпосылки для того, что цементный камень этого материала в составе крепи скважин будет формировать плотный контакт с обсадными трубами и ММП, сохранять свою прочность и низкую проницаемость в течение продолжительного времени», — резюмирует учёный.
Однако довести работу до конца и внедрить разработку специалисты ПНИПУ не успели. Новый состав ждала «ТНК-BP», и разработка вышла на этап опытно-промышленных испытаний. Но компания перестала существовать, поэтому и дальнейшая работа по совершенствованию тампонажного раствора остановилась, хотя и не утратила актуальности.
Стабилизация вечной мерзлоты: сохраняем скважину
Иным путём для предупреждения растепления вечной мерзлоты пошли в Институте нефти и газа СФУ. Вместе с технологической компанией «Сидера» был создан межотраслевой научно-производственный центр. Его специалисты разработали сразу два прибора, которые решают задачу предотвращения растепления скважин.
Первый из них — скважинный термоэлектрический экранный модуль. Этот прибор может использоваться в составе термокейсов. Сейчас для предотвращения растепления в зоне вечной мерзлоты используют бурение с помощью двух труб разного диаметра. Между ними для снижения разницы температур применяют термоматериал.
Однако систему можно усовершенствовать экранным термомодулем, который будет дополнительно управлять охлаждением и нагревом в межтрубном пространстве.
Помимо типичных проблем, связанных с растеплением грунта, устройство способно предотвратить поломки техники из-за промерзания во время простоя.
Сейчас устройство существует в виде опытного образца.
Вторая разработка красноярского вуза — система термостабилизации ММП, которая предотвращает движение обсадной колонны. Ею уже заинтересовалась одна крупная компания, и в конце года будут организованы опытно-промышленные испытания.
«Это такой „холодильник наоборот“. Благодаря энергии потока скважины (там идёт тёплая жидкость) мы генерируем холод. Потом направляем этот холод обратно в землю. Таким образом, грунт в нужных участках замерзает, движения обсадной колонны не происходит», — разъясняет принцип действия директор Института нефти и газа СФУ Роман Аюпов.
Технология добычи газа из газовых гидратов: осваиваем нетрадиционные запасы
Метан из газовых гидратов относится к нетрадиционным запасам углеводородов. В России его добыча ведётся на Мессояхском месторождении — оно единственное в стране, где газ из гидратов добывают в промышленных масштабах.
Гидраты распространены довольно широко: они есть на шельфах морей и в зоне вечной мерзлоты. Сейчас они воспринимаются, скорее, как осложнение при бурении, однако наличие технологий для их эффективной разработки может кратно увеличить запасы газа в России.
Как пишут в своей статье «Технико-технологические решения по добыче газа из газогидратных залежей»¹ учёные Тюменского индустриального университета (ТИУ) Михаил Корабельников, Юрий Ваганов и Наталья Аксёнова, способы добычи газа из гидратов можно объединить в несколько групп: физические (искусственное снижение давления), термические (нагревание воды) и химические (введение ингибиторов). Все они имеют один недостаток — высокую стоимость.
Чтобы снизить затраты, специалисты ТИУ усовершенствовали термический метод «расконсервации» газовых гидратов. Методы извлечения газа из гидратов с помощью тепла предполагают использование горячей воды, пара или нагретого газа, которые закачиваются в пласт или циркулируют в скважине.
Учёные ТИУ предложили использовать в качестве теплоносителя пластовую воду, которая сама по себе имеет высокую температуру, поэтому не требует расходов на её подогрев.
Чтобы применять её, была разработана технологическая схема: скважину необходимо пробурить до пласта — донора термальной воды. От основного ствола делают горизонтальное ответвление к газогидратным отложениям. На этом участке с помощью насоса обеспечивается циркуляция горячей воды, которая теплом воздействует на газогидраты.
Для того чтобы сделать процесс добычи газа управляемым, станцию управления насосом настраивают на интеллектуальный режим: при добыче газожидкостной смеси необходимо учитывать возможности пласта-донора и интенсивность выделения газа.
«Предлагаемое техническое решение является эффективной энергосберегающей технологией извлечения газа из ГГЗ, поскольку позволяет использовать в качестве теплоносителя термальные воды из нижележащих пластов-доноров и не требует расхода энергии на нагрев воды. Разработанная технология предусматривает контроль над основными параметрами процесса извлечения газожидкостной смеси и управление ими», — заключают специалисты ТИУ.
¹ Корабельников М. И., Ваганов Ю. В., Аксёнова Н. А. Технико-технологические решения по добыче газа из газогидратных залежей // Территория «Нефтегаз». 2023. № 1–2.
