СУГ для ГРП. Разработка нетрадиционных запасов углеводородов при помощи технологии ГРП с применением в качестве жидкостей разрыва сжиженных углеводородных газов

Опыт последнего десятилетия показывает, что основной прирост запасов России происходит за счет доразведки зрелых месторождений, а также вовлечения в разработку нетрадиционных и трудноизвлекаемых (ТрИЗ) запасов. Эту тенденцию фиксируют все крупные нефтегазовые компании России.

По подсчетам Министерства энергетики Российской Федерации доля действующих месторождений традиционной нефти до 2035 года будет снижаться, но прежний уровень добычи планируется сохранить за счет роста добычи на новых месторождениях на суше и шельфе, развитием добычи ТрИЗ (рис. 1) [1].

Рисунок 1 – Структура добычи нефти в России до 2035

Необходимо отметить, что традиционные и нетрадиционные объекты разработки углеводородов значительно отличаются (рис. 2).

Рисунок 2 – Ключевые отличия традиционных и нетрадиционных коллекторов

В настоящее время не существует универсального подхода к разработке баженовской свиты и аналогичным ей объектам в Российской Федерации. Для эффективной разработки месторождений с ТрИЗ и нетрадиционными запасами необходимы прорывные технологии, которые смогут перевести данные запасы в категорию рентабельных и технологически извлекаемых. Одной из таких технологий является гидравлический разрыв пласта (ГРП) с основным рабочим агентом – жидкостью (разрыва/песконосителем) на основе сжиженного углеводородного газа (СУГ). Жидкость разрыва на основе СУГ представляет собой смесь пропана и бутана, представленных в жидком состоянии. Такая жидкость существенно отличается от альтернативных - водных, содержащих неорганическую газовую фазу, такую как CO₂, N₂ и их смеси.

Технология ГРП с применением СУГ широко представлена в США и Канаде. На настоящий момент проведено более 1500 операций на месторождениях со сланцевыми формациями со средним тоннажом работ – 25 тонн/обработка [2,3]. Однако со временем активность ее применения снижается ввиду повышенной стоимости работ. Экономическая специфика упомянутых стран показывает, что наиболее дешевым вариантом является бурение горизонтальных скважин с проведением на них менее эффективного, но более дешевого ГРП с водными жидкостями, чем более эффективного, но дорогого ГРП с жидкостями на основе сжиженных газов.

Запуск данной технологии за рубежом был продиктован здравым смыслом, а также экологическими требованиями и ограничениями. По данным зарубежной статистики для обработки сланцевых формаций требуется в среднем 800-1300 м³ воды на 1 скважину [2]. Для начала такие количества жидкости требуется найти, обработать химическими реагентами и закачать в продуктивный пласт. После обработки встает проблема освоения скважины. Ввиду низких проницаемостей сланцевых формаций, наличия набухающих минералов в пласте и повышенной остаточной вязкости жидкости ГРП, более 50 % водной жидкости ГРП остается в пластах после их обработки. На примере месторождения МакКалли (Канада) было отмечено, что для отработки водной жидкости разрыва необходимо до нескольких лет [2]. После извлечения огромных объемов воды встает проблема ее утилизации. Кроме того, стоит упомянуть о рисках сохранения целостности скважины в процессе освоения. В большинстве случаев для освоения скважины после ГРП приходится снижать давление скважины до атмосферного, что значительно увеличивает степень нарушения целостности скважины [2].

Если представить графически сравнение ГРП с водной жидкостью и гидроразрыв с жидкостью на основе сжиженных газов либо легких углеводородов (рис. 3 и 4), можно сразу понять, за счет чего достигается дополнительный эффект. В случае углеводородов видно, что эффективная длина трещины в 2 раза больше, соответственно и дебит такой скважины будет тоже выше. Если еще принять во внимание, что остаточная проводимость трещины после ГРП с углеводородами составляет более 90 %, а с водной жидкостью не превышает и 40 %, то исходя из этого становится очевиден получаемый эффект от обработки [2].

Рисунок 3 – Характеристики трещины, образованной водным гелем для гидроразрыва

Рисунок 4 – Характеристики трещины, образованной гелем на основании легких углеводородов

Данный факт блокировки жидкости разрыва может быть подтвержден недавними исследованиями (рис. 5), проведенными в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, которые показывают, что преобладающее количество пород баженовской свиты набухает при контакте с водной жидкостью ГРП.

Рисунок 5 – Совместимость водных жидкостей разрыва и минералов баженовской свиты

Простоту освоения скважин после гидравлического разрыва пласта можно также оценить, сравнив характеристики базовых жидкостей для ГРП (табл. 1) [3].

Таблица 1 – Характеристики жидкостей, влияющие на освоение скважины после ГРП

Из таблицы видно, что плотность углеводородных газов в 2 раза меньше, чем у воды, что обуславливает пониженное давление гидростатического столба жидкости в скважине, таким образом, освоение будет проходить легче; вязкость пропан/бутана в 6 раз ниже, чем у воды, следовательно, требуется меньший перепад давления для продвижения жидкости по трещине при освоении; поверхностное натяжение используемых газов в 6 раз ниже, чем у воды, из чего следует пониженное капиллярное давление при движении через пористую среду, т.е. при продвижении по матрице пласта жидкость будет испытывать меньший тормозящий эффект при контакте с породой и пластовым флюидом. Еще стоит отметить, что 1 м³ жидкого углеводородного газа может конвертироваться в 272 м3 обычного газа, таким образом, при освоении скважины жидкость будет газировать сама себя, т.е. она является самогазирующейся.

В целом, область применения технологии ГРП с СУГ на объектах с ТрИЗ (месторождениях с нетрадиционными запасами углеводородов), а также месторождениях с осложненными условиями добычи может быть представлена следующими объектами:

- пласты баженовской, доманиковой, хадумской и абалакской свиты;

- низкопроницаемые газовые и нефтяные коллекторы;

- пласты с водочувствительными породами (например, туронские отложения, отложения Новопортовского м/р, Мессояхского м/р, черкабожской свиты и др.);

- продуктивные пласты с существующим риском прорыва в выше-/нижележащие водяные/газовые прослои (большая эффективная длина трещины ГРП позволяет закачивать меньшие количества жидкости и проппанта для достижения желаемого дебита скважины);

- продуктивные коллекторы с «посаженным» пластовым давлением;

- слабоконсолидированные коллекторы (пласты с ограничениями по перепаду давления при освоении скважины).

Установление технологического эффекта для пластов со сверхнизкими проницаемостями, лежащими в области нано- и микроДарси, является задачей нетривиальной, поскольку привычные методы исчисления притока пластового флюида к скважине перестают подчиняться линейному закону течения. На это обращали внимание в своих работах И.М. Абдурахманов, A.B. Гуревич, Р.Д. Каневская, С.Е. Холодовский, А.Ф. Зазовский, A.C. Gringarten, E. Ozkan, А.Б. Золотухин.

По разным расчетным методикам относительный дебит по скважине, на которой был проведен гидроразрыв пласта по технологии со сжиженным газом, увеличивается в 1,2-2 раза по сравнению со стандартным водным гидравлическим разрывом пласта. По литературным данным этот показатель меняется в диапазоне от 1,3 до 3 раз.

Что касается создания так называемого искусственного коллектора (stimulated reservoir volume – SRV), его значение возрастает минимум на 25 % (для случая планарной трещины ГРП). Для ветвящихся трещин данный показатель может быть еще больше. К таким результатам можно прийти исходя из геометрических параметров трещины гидроразрыва.

В соответствии с литературными данными показатель SRV имеет стабильную корреляцию с показателем КИН. Увеличение искусственного коллектора на 25 % приводит к увеличению КИН в 1,6 раза [4].

При сравнении стоимостей традиционного ГРП на водной основе и ГРП с применением СУГ выявлено, что стоимость одной операции с применением сжиженного углеводородного газа превышает на 45 % (табл. 2).

Таблица 2 – Сравнение затрат при проведении ГРП на водной основе и ГРП с СУГ

UDC (Ultimate Drilling Cost – отношение приведенных затрат на строительство горизонтальной скважины с многостадийным ГРП к накопленной добыче на скважину) для скважин нетрадиционных запасов углеводородов является одним из ключевых показателей эффективности разработки. Применение технологии ГРП с жидкостью разрыва на основе СУГ позволяет снизить UDC эталонной скважины баженовской свиты с горизонтальным стволом равным 1500 метрам и 30 стадиями многостадийного ГРП на 3,3 тыс.руб./тонн. нефти. Данный эффект основывается на увеличении накопленной добычи на скважину на 60 %.

Открытым остается вопрос рисков и неопределенностей в рамках технологии ГРП с СУГ. На текущий момент они выглядят следующим образом:

1. В настоящее время в нефтяной промышленности Российской Федерации отсутствует комплекс специальных норм и правил, обеспечивающих безопасное проведение ГРП с использованием сжиженных газов. Следовательно, необходимо либо руководствоваться существующими нормативными документами, применяемыми в нефтяной и газовой промышленности, либо разработать обоснование безопасности на типовую технологическую операцию по проведению ГРП со сжиженным газом;

2. Повышенная пожаровзрывоопасность операций требует дополнительных мер предосторожности: учет опубликованного опыта западных компаний по внедрению мер повышенной безопасности, разработка и применение стандарта и правил при проведении подобного рода работ, использование тепловых камер и газоанализаторов, применение специализированные СИЗ, средства пожаротушения и пр.;

3. Традиционное лабораторное оборудование для тестирования жидкостей гидроразрыва не подходит для анализа новых предлагаемых типов жидкостей. Однако в нашей стране накоплен достаточный потенциал для решения данного вопроса. Крупные научные центры, проектные институты и небольшие инновационные предприятия имеют огромный опыт и множество новаторских идей по созданию такого оборудованя;

4. Касательно разработки и производства химических реагентов для получения углеводородного геля ГРП - производственные мощности и опыт изготовления подобных систем в России есть. В РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в течение нескольких десятилетий ведутся научные работы, связанные с гелированием индивидуальных углеводородов различной молекулярной массы, их смесей, а также природных углеводородов (нефти, газоконденсата) и отдельных углеводородных фракций;

5. Сама технология хранения, операционной подготовки и закачки сжиженного газа подразумевает наличие на кустовой площадке специфического оборудования: емкостей хранения, блендера, проппантного сайла, модифицированных уплотнительных соединений, оборудования для регенерации жидкости разрыва и т.д. Стоимость такого оборудования довольно высока. В большинстве случаев значительные капитальные затраты и некоторая степень неопределенности в плане получения желаемого эффекта от предложенных инноваций, являются серьезными препятствиями при финансировании проекта;

6. Для реализации данной технологии требуются большие количества сжиженного газа. Доступность этих газов не является проблемой. Необходимые фракции в достаточных количествах производятся на газоперерабатывающих заводах РФ (31 завод). В частности, для Западной Сибири – это более 4,5 млн. т. В том числе не следует забывать о заводах стабилизации газового конденсата;

7. Отсутствие специалистов по проведению подобных работ в России диктует на начальном этапе необходимость привлечения достаточного числа экспертов из различных областей отечественной промышленности, однако, сразу следует задумываться о том, чтобы создавать собственную школу ГРП и культуру производства сложных высокотехнологичных работ.

Литература:

1. Новак А.В. Россия на глобальном энергетическом рынке: стабильность и ответственность / Презентация. Вена, 2015.

2. D.P. Leblanc, D.G. Graves, E. Tudor, R. Lestz. Application of Propane (LPG) Based Hydraulic Fracturing in the McCully Gas Field, New Brunswick, Canada. SPE-144093. 2011. p. 27.

3. E.H. Tudor, G.W. Nevison, S. Allen, B. Pike. 100% Gelled LPG Fracturing Process: An Alternative to Conventional Water-Based Fracturing Techniques SPE-124495-MS. 2009. p. 15.

4. Gaurav, S. Kashikar. Stimulated Rock Volume and Estimated Ultimate Recovery. URTEC-2131921-MS. 2015. p. 8.