Гідророзрив пласта

Пори в сланцях, як правило, настільки малі, що навіть крихітним молекулам метану важко проходити через них. Таким чином, для комерційного видобутку газу необхідно зробити тисячі штучних розривів породи для підвищення її проникності. Якраз цей процес і називають гідравлічним розривом пласту (ГРП). Варто зазначити, що сланці можуть містити природні тріщини, які виникли під тиском верхніх пластів і природних рухів земної кори.

Перед початком виконання ГРП, оператори або сервісні компанії проводять серію перевірок, щоб переконатися, що свердловина й обладнання перебувають у справному стані і витримають тиск та швидкість нагнітання рідини. Слід зазначити, що мінімальні вимоги до будівництва свердловин, як правило, визначаються державними регулюючими органами, щоб гарантувати безпечність будь-якого способу проведення ГРП для роботи і довкілля. Після випробувань наземного обладнання, процес ГРП починається із закачування кислотного розчину (часто соляної кислоти) для очищення площ навколо стовбура свердловини, які можуть забитися буровим розчином або цементом. Наступним кроком є порція води з додаванням хімічних речовин для зниження тертя, що дозволяє швидше закачувати воду в пласт. Цей прийом найкраще працює в низькопроникних колекторах і був основним інструментом в освоєнні такого родовища як Barnett Shale1. На додачу до зниження витрат, таке "змащування" потребує меншої очистки свердловини, дозволяє вести триваліші ГРП, а також глибше поширювати пропанти (розклинювачі породи).

Після цього оператор починає проведення ГРП шляхом закачування великих обсягів розчину з дрібним піском. Наступний етап включає в себе застосування розчину з грубим піском в якості пропанта, який стабілізує пластові розриви ближче до стовбура свердловини. Останнім кроком є промивка системи для видалення пропанта з поверхні устаткування і стовбура свердловини. Наступний ГРП відбувається вже в новому стовбурі свердловини, який має свої специфічні параметри (товщина пласта, стан напруги, стискуваність, міцність). Послідовно проводячи ГРП відокремлених ділянок стовбура свердловини, оператор має можливість модифікувати процес, щоб адаптуватись до змін сланцевих колекторів (літології, природних щілин, жорсткості, режиму напруги)2.

Як правило, на свердловинах нетрадиційного газу застосовується багатоступенева стимуляція пласту на всьому маршруті проходження долота3. Етапи ГРП визначаються за допомогою обчислень в програмах-симуляторах, які дозволяють спрогнозувати хід розриву в сланцевому колекторі. Інженери та геологи можуть управляти симулятором і оцінити вплив на діапазон, довжину і орієнтацію розривів. Моделювання також використовують для моніторингу та оцінки результатів реального ГРП. Контроль також здійснюється безпосередньо на свердловині в режимі реального часу – за допомогою мікросейсмічного картографування. Ця технологія може локалізувати крайні точки розривів, а також відстежувати їх просування в ході ГРП. Особливе значення мають розриви у вертикальному напрямку: оператори приділяють особливу увагу, щоб вони не вийшли за межі сланцевого пласта і уникнули водоносних горизонтів4.

Під час ГРП у водо-піщану суміш додається низка хімічних речовин. Кожна сполука слугує спеціально визначеним цілям, таким як в’язкості, пригнічення росту бактерій та запобігання біологічному обростанню обладнання. Склад рідини для ГРП варіюється залежно від басейну, оператора та геології свердловин. При цьому, ступінь токсичності таких компонентів як кислоти значно знижується при розведенні з водою, а також після реакції з породою, яка перетворює кислоти в солі5.

У світі технологія ГРП була вперше застосована більше 65 років тому в США і відтоді проведена більш ніж на 1 млн. свердловин. Гідророзрив інтенсивно застосовувався з 1970-80-х років на нафтогазових родовищах Німеччини, Нідерландів, Британії, Норвегії у Північному морі. В СРСР технологію використовували з 1952 року на родовищах Волго-Уральського регіону, Північного Кавказу, Азербайджану, Туркменістану та України6. Введення в промислову експлуатацію високодебітних родовищ Західного Сибіру на певний час відклало використання ГРП, яке відновилося наприкінці 1980-х мірою виснаження покладів. В Україні технологія застосовується з 1950-х років, переважно для інтенсифікації видобутку вуглеводнів на виснажених родовищах. Іншими технологіями стимулювання видобутку, що використовуються в Україні, є компримування (зокрема, на Шебелинському родовищі) та нагнітання азоту7. Також не є новою для України технологія горизонтального буріння. За даними IHS CERA, у 1999-2010 роках НАК «Нафтогаз» пробурила 9 таких свердловин, ДК «Чорноморнафтогаз» – 8 свердловин (5 на Східно-Казантипському родовищі та 3 на родовищі Штормове)8. У самому держхолдингу стверджують, що близько 20% бурових робіт виконуються за допомогою похило-спрямованих свердловин9.

1 ALL Consulting. An Overview of Modern Shale Gas Development in the United States, 2008.

2 Там само.

3 Lisa Sumi. Shale Gas: Focus on the Marcellus Shale, Oil&Gas Accountability Project, 2008.

4 ALL Consulting. An Overview of Modern Shale Gas Development in the United States, 2008.

5 Там само.

6 М.Гончар, С.Жук. Нетрадиційний газ: окремі аспекти і технологічні особливості його видобутку та технології дискредитації, Чорноморська безпека №1 (23), 2012.

7 IHS CERA. Спеціальне дослідження «Природний газ та енергетичне майбутнє України», 2012.

8 Там само.

9http://www.naftogaz.com/www/2/nakweb.nsf/0/B823994467BCED9CC22570DD003285DA

Знайти подію