Технология гидроразрыва пласта: технологии и оборудование
Технология гидроразрыва пласта (ГРП) уже давно известна как один из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи. А в последнее время её всё чаще используют уже на действующих скважинах с низким дебитом.
В таком случае говорят о повторном ГРП. Эта технология не нова для российских нефтегазовых компаний, но беда в том, что эту операцию до санкций проводили международные сервисные компании. А сейчас нужно разрабатывать и внедрять отечественные технологии и оборудование.
Повторный ГРП в России: в поисках оптимальной технологии
Как пишут специалисты ООО «Газпромнефть-Восток» в статье «Анализ применимости повторного многостадийного гидродразрыва пласта в горизонтальных скважинах», существует несколько подходов в проведении подобной операции, а именно использование:
- малогабаритного хвостовика (подразумевается спуск малогабаритной компоновки в горизонтальную часть ствола);
- химического отклонителя (стадии ГРП разделяют с помощью специальных пробок, основанных на добавке химического отклонителя в жидкость ГРП);
- пакера многократной установки (англ. spot frac), при этом устройство имеет возможность работать и в режиме гидропескоструйной перфорации,
и в режиме ГРП; - селективного пакера (cup-to-packer);
- «слепого» многостадийного ГРП.
В своём выступлении на круглом столе «Гидроразрыв пласта: вызовы и поиски новых решений» в рамках Промышленно-энергетического форума TNF 2023 директор программ по развитию технологий гидроразрыва пласта ПАО «Газпром нефть» Ильдар Файзуллин отметил, что специалисты ГПН, начиная с 2014 года, перепробовали практически все вышеперечисленные варианты.
«Начинали, естественно, со слепых ГРП. Потом были попытки более адресной стимуляции, в 2021 году испытали микроплаги. Но ни один из предложенных подходов не дал должного результата, двухпакерные компоновки на данный момент у нас тоже не показали своей эффективности. И мы понимаем почему, самый главный фактор — плохая подготовка ствола скважины.
Я считаю, что это происходит потому, что нет симбиоза между производителями компоновок и КРС-никами (бригадами по капитальному ремонту скважин). Обращаюсь ко всем производителям: может, вы состыкуетесь с КРС-никами, проговорите технологию подготовки ствола, чтобы она была максимально эффективной. В таком случае продуктивность селективного ГРП на старой компоновке у нас вырастет», — резюмирует г-н Файзуллин.
На данный момент в ГПН используются три технологии: «слепой» ГРП, I-Frac, ГПП с ГРП. Также опробованы две технологии с динамическими отклонителями компаний «Шлюмберже» (BroadBand SLB) и Weatherford (TblockSure WTF).
То, что не все опробованные технологии заработали как нужно, не должно вызывать удивления. У повторного ГРП в России можно найти достаточно ограничений.
«Большое количество переменных, начиная от технологии заканчивания, способов добычи, пластового давления и свойств пласта, не позволяет сделать универсального рецепта с «волшебной таблеткой» на все случаи жизни.
Каждому месторождению необходим отдельный метод/подход, и, на наш взгляд, необходимо всем объединить усилия, чтобы создать стандартный набор — пул проверенных технологий и методов рефрака, а также проранжировать все основные месторождения по классам/типам, чтобы сделать рабочий чек-лист для определения наиболее оптимального метода повторного ГРП с технологической и экономической точек зрения», — считает главный инженер ООО «Рэд Энерджи» Александр Коплик.
Также специалист отметил, что для того, чтобы технология была эффективной, нужно совместить много факторов. Начиная с подготовки ствола скважины, квалифицированных бригад КРС, нерасфрезерованных сёдел шаровых муфт, заканчивая достаточным количеством флотов ГРП. Наконец, в России так и не удалось формализовать требования к скважинам-кандидатам: где именно нужно проводить повторный ГРП?
Стоит ли овчинка выделки?
Таким образом, подготовка к повторному ГРП — это трудоёмкий процесс. По словам Ильдара Файзуллина, требуется длительная фрезеровка муфт, нужно привлекать на длительный срок дорогостоящее оборудование (ГНКТ, КРС) при этом существуют риски получить прихват/обрыв. Отсюда вопрос: не съедается ли потенциал от рефрака на этапе подготовки и дальнейшей стимуляции? Или, другими словами, стоит ли овчинка выделки?
На самом деле, повторный ГРП может принести много пользы нефтегазовой компании.
«Некоторые операторы, разрабатывающие сланцевые отложения в Северной Америке, доказали, что повторный ГРП в некоторых случаях позволил им получить EUR (Estimated Ultimate Recovery — приблизительное количество нефти или газа, которое потенциально может быть извлечено или уже добыто из запаса или скважины) в размере 13,2% против 7,4% после ГРП в новых пробурённых скважинах.
Связано это с тем, что при проведении повторного ГРП происходит переориентация трещин, что может увеличить стимулированный объём пласта сверх того, что достигается при новом заканчивании. Многие специалисты считают, что повторный ГРП приобщает к старым трещинам новую сеть трещин и микротрещин, что сильно сказывается на повышении нефтеотдачи», — объясняет Александр Коплик.
Конечно, в каждом конкретном случае цифры могут отличаться, здесь нужно учитывать много факторов. Поэтому сравнивать различные методы не так просто, как может показаться на первый взгляд.
«Непонятно, как оценивать эффективность того или иного ГРП, вот это проблема. Здесь либо тепловые методы, либо оценка гидропроводности, либо оценка проникновения звуковых волн. Но конкретных работ по этой тематике нет. Вот и получается, что на некоторых скважинах через 2–3 месяца мы выходим на производительность даже ниже, чем было до гидроразрыва», — отмечает заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета (ТИУ) Василий Овчинников.
Учитывая все эти факторы, в «Газпром нефти» не собираются отказываться от испытаний новых технологий.
«Наибольший потенциал видим в работе с химическим отклонением. Переход к цементированных хвостовикам пока что под большим вопросом, есть ли в нём необходимость. А для систем с пакерами и шаровыми муфтами на текущий момент в нашей компании запускается проект, где планируется перейти на более объёмные планирующие компоненты в смеси с мелкодисперсными файберами. Конечно, работы по cup-to-cup, packer-to-packer мы не останавливаем.
Понимаем, что работа без железа в забое гораздо более эффективна. Это наше направление развития в плане уже работающих, разбурённых скважин. К сожалению, наши опыты по химотклонению не дали результата. На Западе получается, а у нас не принимает земля русская «басурманских технологий». Сейчас испытываем, определяемся. Я думаю, в течение следующего года будем готовы что-то пробовать», — поделился планами Ильдар Файзуллин.
Пока же в «Газпром нефти» полагают, что наиболее целесообразно двигаться в сторону технологий с использованием самодеградируемых материалов-изоляторов, которые могут повысить эффективность повторных «слепых» ГРП. Важно, что они не требуют значительных затрат на подготовку скважины и предполагают на поэтапную качественную проработку и реализацию.
В каком оборудовании для повторного ГРП нуждаются компании?
Свои предложения на круглом столе в Тюмени озвучило и ООО «РН-Уватнефтегаз». По словам главного инженера компании Петра Василенко, приоритетной потребностью на текущий момент является применение равнопроходных компоновок ГРП, в том числе с использованием селективных пакеров. Представитель «РН-Уватнефтегаз» даже сформулировал конкретное ТЗ для производителей оборудования для гидроразрыва.
«Ключевым вызовом в данном направлении является необходимость доработки технологии с применением разрывных муфт МГРП селективной пакерной ГРП с учётом геологических особенностей нашего проекта. И необходимость доработки резиновых элементов на предмет увеличения герметичности и возможности проведения более 5 МГРП, связанных с глубиной по стволу до 5 тыс. метров и по вертикали порядка 3000 метров», — перечислил Пётр Василенко.
Не менее важно, по его словам, внедрение компоновок заканчивания скважин с ОБС без цементировочной оснастки. А если говорить о цементировочных оснастках, то основным вызовом здесь является необходимость доработки компоновок с целью снижения продолжительности работ по разбуриванию и снижению аварийности, отказа от забойных двигателей.
«Следующая технология — проведение повторных ГРП, при которых требуются извлекаемые пробки и пробки с растворимыми элементами. Основной целью таких операций является отсечение муфт ГРП либо фильтров в горизонтальной части скважины.
Вызовом в данном направлении является необходимость доработки технологии извлекаемых пробок с целью увеличения успешности извлекаемости после проведения операций, учитывая, что по растворимым элементам массовое производство в РФ пока не достаточно. Соответственно, необходимо дальнейшее импортозамещение», — заключает Пётр Василенко.
Время шаровых компоновок уходит?
Здесь мы подходим к ключевому вопросу: повторным ГРП на российских месторождениях занимались международные сервисные компании, и теперь на этом рынке образовался некий вакуум. Впрочем, отечественные производители оборудования видят для себя в этой ситуации дополнительные возможности.
«Санкции, безусловно, осложняют прямую поставку нового импортного оборудования и технологий на российский рынок, однако в то же время они открывают широкие перспективы для развития отечественных сервисных предприятий. Для небольших компаний появилось «окно возможностей» для вывода на рынок различных ноу-хау для МГРП. Ранее рынок был сильно монополизирован крупными иностранными консорциумами.
Активная работа по созданию отечественных аналогов ведётся непрерывно. Для примера нашей компанией полностью локализовано производство селективных пакеров и другого оборудования для повторного ГРП. Мы знаем, что все наши коллеги также постоянно выводят на рынок новые решения в этой области», — рассказывает Александр Коплик.
Однако для того, чтобы говорить об успехах импортозамещения, отечественным производителям ещё предстоит найти ответы на ряд сложных вызовов.
Начнём с того, что большая часть повторного ГРП в России осуществляется с помощью шаровых компоновок. Например, в «Газпром нефти» Ильдар Файзуллин оценивает их долю в 90%.
О том, что, в «РН-Уватнефтегаз», начиная с 2017 года, строительство большинства горизонтальных скважин выполняется с использованием компоновок с шаровыми муфтами ГРП, говорил и Пётр Василенко.
Шаровые установки неслучайно пользуются такой популярностью. Их отличают простота конструкции, высокие эффективность и надёжность и, что немаловажно, невысокая стоимость. Но, несмотря на все достоинства, существует ряд вызовов по повторному проведению стимуляции пласта именно в горизонтальных скважинах с шаровыми муфтами ГРП.
«Необходимо обеспечить равнопроходное сечение внутреннего хвостовика, что требует разбуривания муфт, а значит, существенного увеличения затрат, и зачастую приводит к авариям и осложнениям при проведении работ в условиях низкого пластового давления», — объя-
сняет Пётр Василенко.
Александр Коплик полагает, что подобное положение дел правильнее назвать не «отсталостью», а скорее «традиционностью» в подходе к заканчиванию. При этом право на жизнь и «процветание» технологий всё же определяет соотношение затрат к полученной выгоде. И всё же настало время, чтобы уходить от шаровых компоновок и переходить к большему количеству стадий. Соответственно, для этого нужно новое оборудование.
«Уже сейчас есть решения (в том числе и предлагаемые нашей компанией) для МГРП 30–50 стадий. Есть равнопроходные муфты, не требующие фрезерования сёдел или активируемые стальными и растворимыми «дартами». Можно также отметить популярность муфт с разрывными мембранами, показавшие наилучший результат в уникальных геолого-технологических условиях самом большом месторождении в России — на Самотлоре.
Все упомянутые муфты ГРП имеют возможность повторного закрытия/открытия для точного управления добычей. Всё это оборудование накладывает гораздо меньше ограничений на проведение работ, в том числе и по повторному ГРП. Однако в защиту шаровых муфт можно упомянуть муфты с растворимыми сёдлами: они не требуют фрезерования, но всё равно имеют ряд ограничений от количества стадий и до времени ГРП», — отмечает Александр Коплик.
Что, если не шары?
Об альтернативах шаровых компоновкам в своём выступлении на круглом столе в Тюмени говорил и ведущий эксперт ООО «Ойл Энерджи» Егор Михалицын. В качестве примера он привёл США, где используются равнопроходные системы: мостовые пробки, растворимые пробки для технологии Plug&Perf. Рано или поздно в России они тоже потребуются, считает эксперт. Однако внедрить их
по щелчку пальцев не получится.
«Технологии есть, они уже прошли опытные испытания и в целом готовы к внедрению, но массового их применения мы как производители пока не видим. Чтобы реализовать рефрак
в России, нужно придумать такое решение, которое позволило бы нам с шаровыми системами со 114-м хвостовиком, но 89-м лифтом наверху устранить гидравлические барьеры без дополнительного риска.
Нужно много различного оборудования, чтобы перевернуть эту индустрию. По нашим оценкам для равнопроходных систем нужен 114-й лифт, полнопроходная система с устьем до забоя и ещё полнопроходное устьевое оборудование. Это технологический сложный вызов», — комментирует ситуацию Егор Михалицын.
С тем, что проблема прохождения компоновки для повторного ГРП действительно существует, согласен и Александр Коплик. В качестве решения он предлагает растворимые седла шаровых муфт, которые уже используются на ряде проектов в России. Однако надо учитывать, что такое решение обойдётся дороже.
«Другое решение проблемы — применение селективных пакеров малого диаметра, оснащённых надувными пакерующими элементами. Данная технология уже имеется в наличии в РФ в небольшом количестве единиц, но пока что предлагается по довольно высокой стоимости, в ряде случаев делающей проведение повторного ГРП экономически неэффективным», — добавляет Александр Коплик.
Также на круглом столе в Тюмени в качестве ещё одного варианта предложили американскую технологию активации муфт с помощью RFID-меток (англ. Radio Frequency IDentification, радиочастотная идентификация, — прим. ред.).
«Здесь активация происходит с помощью сбрасываемого растворимого дарта, оснащённого RFID-меткой. Он открывает именно свою «целевую» муфту по принципу «магнитного ключа от домофона». Данная идея, безусловно, является одной из самых «продвинутых» на рынке МГРП, однако сам способ активации не решает вопрос проведения повторного гидроразрыва через такую «умную» муфту», — считает Александр Коплик.
«Слабое звено» — заколонные пакеры
Некоторые проблемы «всплывают» уже непосредственно при проведении операции повторного ГРП.
«Когда проводили опытно-промышленные работы на открытых грунтах, то обнаружили, что трещины идут продольно, «растут» через несколько пакеров. И целесообразность делать повторный ГРП на каждом интервале уже отпадает. При этом предсказать, купировать эту проблему невозможно, когда ты уже изолировал свой интервал и засыпал его проппантами», — рассказывает Егор Михалицын.
«Насчёт срока жизни заколонных пакеров — абсолютно правильно замечено.
У нас был проект по повторному ГРП через 3–5 лет на старых компоновках. Но практика показала, что если скважине 2–3 года, то заколонные пакеры уже изживают себя и надежды на них нет», — поддержал его Ильдар Файзуллин.
В чём же дело? Специалисты «Рэд Энерджи» основной причиной короткого срока службы заколонных пакеров называют ошибки при подборе материала. Такого же мнения придерживается Василий Овчинников.
«Материал для пакеров — это в основном резина, а внизу и температура, и сероводород в пластовом флюиде, всё это влияет на его износ. Соответственно изоляция этого участка будет нарушаться. То есть здесь нужно работать с материалом пакера», — отмечает учёный.
Перспективным направлением здесь считаются технологии «без железа в скважине».
«Стоит задача при имеющейся негерметичности «закупорить» проницаемые интервалы разлагаемым со временем материалом. То есть во время проведения работ он изолирует запланированное время, а потом растворяется под действием определённого катализатора. Поэтому такие технологии называют без «железа», то есть без спуска дополнительного оборудования в скважину», — объясняет Александр Коплик.
Сырьё для шаров ГРП: когда получим российский магний и чугун?
Впрочем, понимание того, как решать эти проблемы, в отрасли есть. До ужесточения санкций в 2022 году удалось накопить достаточный опыт по повторному ГРП. Опираясь на него, российские инженеры в состоянии разработать альтернативы импортному оборудованию. Но на пути к импортозамещению встают и другие проблемы. Например, не всегда можно найти нужное сырьё для производства того или иного оборудования.
«Часть материалов производим самостоятельно или вместе с заводами-партнёрами в России. Но что-то, особенно под шары ГРП, нам приходится закупать в Китае. То есть даже производство
в России не даёт нам технологического суверенитета. И это проблема», — отмечает Егор Михалицын.
Согласны с этим утверждением и «Рэд Энерджи». При этом Александр Коплик отмечает, что проблему с сырьём можно поделить на две части. Это качество (чистота) самого материала и технология его производства (литой, литой под давлением, экструдированный и прочее). Причём сложности есть не только с таким сложным материалом, как магний, но даже с чугуном.
«Казалось бы, чугун-то мы уж должны уметь производить? Но высокопрочный чугун ВЧ80 или ВЧ100 на рынке не найдёшь, так как мало кто его производит из-за низкого спроса. Производители сёдел МГРП жалуются, что при механической обработке 20–30 % чугуна приходится отбраковывать из-за пористости, а это уже проблема технологии производства. Поэтому до санкционных ограничений многие производители ради гарантий качества на свою продукцию предпочитали работать на импортном чугуне», — рассказывает главный инженер «Рэд Энерджи».
Ещё более сложная ситуация с растворимыми сплавами, так как это сырьё занимает узкую нишу в производстве скважинного оборудования, соответственно, спрос на него ещё ниже. Из-за этого большая часть лигатур не производится в РФ, а при их импорте из Китая действуют высокие, по сути, запретительные, пошлины.
«Основной продукт, который обеспечивает потребление растворимых сплавов, — это шары МГРП. При этом к ним предъявляются очень высокие требования по механическим свойствам, которые достигаются за счёт использования мощного экструдера. Такие в России есть, но производство на них растворимых сплавов затруднено, так как используемые материалы максимально коррозионно-активные.
Плюс все мощные экструдеры по магнию в РФ заняты либо в авиационной, либо в космической отрасли, где нужна максимальная коррозионная стойкость. В итоге для производства растворимых сплавов нужен отдельный экструдер, который будет работать только с коррозионно-активными материалами.
Экономическая целесообразность запуска такого производства просматривается на объёмах от 50–100 тонн растворимого сплава в год. Насколько нам известно, общее потребление растворимых сплавов в РФ на данный момент в районе
30–50 тонн», — объясняет Александр Коплик.
То есть потребление растворимых сплавов и металлоёмкость изделий растут. Но организовать качественное производство в РФ на подходящем оборудовании получится только, если потребители растворимых сплавов объединят свои потребности. Понятно, что это займёт время, возможно, потребуется переходный период.
«На первом этапе, вероятнее всего, это производство будет работать на импортном сырье из Китая, однако при плотной работе с производителями магния, мы думаем, вполне возможно организовать производство сырья требуемого качества. Возможно, потребуется модернизация
и адаптация отечественной магниево-производящей отрасли, что только пойдёт на пользу нашей стране», — рассуждает Александр Коплик.
При этом, скорее всего, всё равно останутся участники рынка, которые захотят ради нивелирования рисков обеспечивать часть своих потребностей за счёт производителей из Китая, полагает представитель «Рэд Энерджи».
Итак, как отметил Ильдар Файзуллин, технологий, чтобы было «быстро, дёшево, сердито», в России пока нет. Впрочем, есть и основания для оптимизма. С одной стороны, добывающие компании не собираются отказываться от использования повторного ГРП. То есть можно предположить, что спрос на оборудование если и не будет расти, то может остаться на текущем уровне.
С другой стороны, малые компании уже представили рынку ряд альтернатив западным решениям. Некоторые из них уже прошли стадию опытно-промышленных испытаний. Теперь дело за тем, чтобы внедрить их. А для этого нужны время и деньги. Готовы ли заказчики из нефтегазовых компаний предоставить производителям оборудования и то, и другое? Вот главный вопрос, от ответа на который зависит судьба повторного ГРП в России.
Александр Коплик, главный инженер ООО «Рэд Энерджи»
«По нашему мнению, рынок повторного ГРП будет расти, однако темпы будут зависеть от развития именно технологий сервисных подрядчиков. В случае если недропользователи обозначат технические требования к оборудованию повторного ГРП и при этом гарантируют подрядчикам существенные объёмы работ для экономического оправдания НИОКР и ОПИ, никакие санкции не помешают нам предложить технические решения в разумные сроки».
Текст: Андрей Халбашкеев
