Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Аббревиатурой ГРП обозначается технология гидроразрыва пласта, применяемая в нефтедобывающей отрасли. Первые попытки разработки скважин такой методикой были предприняты американской транснациональной корпорацией Halliburton в 1947 году. Опыт был неудачным, но изыскания были продолжены. Первый официально зафиксированный гидроразрыв пласта произведён в 1949 году на территории США. Специалисты СССР начали применять ГРП с 1952 года: на территории угольного бассейна Донбасса гидроразрыв пласта был использован для добычи метана. В настоящее время, эта методика широко применяется нефтедобывающими компаниями США, Канады и России.
Принцип проведения гидроразрыва пласта
Суть ГРП заключается в том, что в разрабатываемую скважину нагнетается жидкость разрыва, которая создаёт разницу в давлении, что провоцирует разрыв пласта. Чтобы трещина не сходилась, подаётся расклинивающий реагент – проппант. Это гранулообразное вещество, которое удерживает нефтеносный пласт в раскрытом состоянии, повышая отдачу скважины.
В качестве жидкости разрыва могут применяться следующие составы:
- Нефть: дегазированная или загущённая;
- Водонефтяные или нефтекислотные эмульсии;
- Чистая вода либо водные растворы;
- Специализированные гели;
- Смеси песка и воды;
- Смеси концентрированной соляной кислоты.
Давление разрыва пласта не является постоянной величиной, поэтому жидкость разрыва подбирается в зависимости от разрабатываемого месторождения: нефть, сланцевый газ, газ из песчаников. Кроме этого, учитываются и другие сопутствующие факторы.
Учитывая сложности технологического процесса, ГРП применяется только после математического моделирования формирования трещины и её дальнейшего развития. Для этого используется специальное программное обеспечение – симуляторы гидроразрыва.
На основании построенной модели, к основному составу жидкости разрыва подбираются дополнительные реагенты. Например, ингибиторы коррозии, разжижители, стабилизаторы глиняного пласта, загустители, биоциды и понизители трения.
При правильном применении ГРП создаётся высокопроводимый разлом, который заметно увеличивает приток добываемого флюида к забою скважины. Кроме этого, гидроразрыв пласта становится незаменим для оживления простаивающих нефтяных и газовых скважин, где разработка другими методами технически невозможна либо нерентабельна.
Технология ГРП
Проведение гидроразрыва пласта включает 3 основных этапа:
- Подготовка. Проводится исследование притока и приемистости нефтеносного пласта. На основании сделанного анализа определяется давление, необходимое для образования трещины, объём жидкости разрыва и другие обязательные характеристики.
- Промывка. Выполняется предварительная обработка скважины промывочными жидкостями с добавлением специальных реагентов. При необходимости используется кислотное воздействие или декомпрессионная обработка. Для выполнения этих операций обычно используются трубы, диаметром 3-4 дюйма.
- Закачка. Насосными установками в скважину нагнетается жидкость разрыва. Состав и объём определяется на основании проведённого математического моделирования.
Важным моментом проводимой операции является определение момента формирования трещины. Это определяется соотношением объёма закачиваемой жидкости и давлением. Явным признаком раскрытия трещины является возрастание приемистости скважины.
Требования к используемым реагентам для ГРП
Применяемые при проведении ГРП рабочие жидкости обязательно должны удовлетворять следующим требованиям:
- Обеспечивать рентабельность производства: используются только доступные и недорогие реагенты;
- Жидкости разрыва не должны снижать проницаемость призабойной зоны скважины;
- При контакте химических реагентов с нефтеносным пластом не должны возникать физико-химические реакции, исключение: применение составов направленного действия, где возникающие реакции ожидаемы и контролируемые;
- Минимальное содержание в составе сторонних компонентов: допустимое количество примесей жёстко регламентируется для каждой разновидности жидкости разрыва.
Кроме этого, применяемые смеси должны растворяться, не создавая в породе нефтеносного пласта побочных продуктов.