Роль нефти в мировой экономике 41

Скачать 0.8 Mb.

Название	Роль нефти в мировой экономике 41
страница	4/9
Дата публикации	20.12.2014
Размер	0.8 Mb.
Тип	Документы

100-bal.ru > Экономика > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Технология разведки нефти

Разведка месторождений углеводородов является самым важным звеном в общей системе добычи нефти. Если обратиться к более точному, научному определению, можно отметить, что разведка месторождений полезных ископаемых (геологоразведка) – это совокупность исследований и работ, осуществляемых с целью выявления и оценки запасов полезных ископаемых, в частности нефти. В ходе геологической разведки выявляются следующие параметры залежей полезных ископаемых:

геологическое строение месторождения полезных ископаемых;
пространственное расположение, условия залегания, формы, размеры и строение залежей;
количество и качество полезных ископаемых;
технологические свойства залежей и факторы, определяющие условия эксплуатации месторождения;

Само по себе, нефтяное месторождение влияет на изменение рельефа, состава почвы и свойств растений. Из этого следует, что все традиционные методы разведки нефтяных месторождений основываются на наблюдении, исследовании и анализе этих изменений.

Существует огромное количество геологоразведочных методов разведки месторождений нефти. Среди них следует отметить: геофизический и геологический методы, аналитический метод. Геофизический и геологоразведочный методы строятся в основном на работе непосредственно с горными породами, почвой, с температурой, давлением, в лице традиционной геологической съемки, составления геологических профилей, гидрогеологических и термо- и баро- исследований. Аналитический метод строится на решении задачи выявления аномалий углеводородов по прямым признакам их наличия в различных зонах рельефа и структурах почв. В основном, это различные химические исследования и опыты.

Среди особо перспективных и быстро прогрессирующих научных методов поиска и разведки нефтяных ресурсов следует выделить большую группу геоморфологических методов, среди них: ландшафтный метод, морфографический метод, морфометрический метод. Эти методы позволяют прогнозировать возможность нахождения залежей углеводородов на основе анализа карт и аэрокосмических снимков. Использование этих методов базируется на специализированном визуальном и компьютерном, дешифрировании аэро и космических снимков, снятых в различных масштабах и диапазонах спектров. К примеру, при использовании ландшафтных методов в качестве поисковых признаков используется оценка различных связей возможных залежей углеводородов с изменением фототона почвы, растительного покрова, цвета воды внутренних акваторий, тепловыми потоками, фиксируемыми в инфракрасном диапазоне. Данные ландшафтного анализа являются основой для дальнейшего морфографического и морфометрического анализа. Применение морфографических методов основано на качественном анализе рельефа, расчлененности рельефа, рисунка гидросети рельефа и других признаков тектонических структур, имеющих косвенное, но иногда вполне определенное отношение к возможным залежам углеводородов. Морфометрические методы позволяют представить качественные морфографические показатели в количественной форме: в виде цифровой информации, карт изолиний и т.д. Нужно отметить, что основным недостатком геоморфологических методов является расплывчатость их результатов. Ландшафтные методы обычно позволяют анализировать только приповерхностные залежи и плохо работают при прогнозе структур глубокого залегания. Все эти методы дают, с той или иной степенью вероятности, ответ на один вопрос: есть или нет в недрах Земли углеводороды. Но не отвечают на многие другие вопросы: какова мощность продуктивных пластов и глубина их залегания, каковы запасы и конкретные параметры качества углеводородного сырья, может ли прогнозируемая залежь считаться промышленной, перспективной для разработки или нет.

Недостатки традиционных методов разведки нефтяных месторождений побудили учёных создать некую систему определённых алгоритмов, в которых будет отражено выполнение конкретных задач по выявлению месторождений нефти. Так, был создан структурометрический анализ. Нужно отметить, что структурометрический анализ зародился много десятилетий назад как одна из разновидностей геоморфологических методов исследования аэрокосмических изображений земной поверхности. Первоначально этот метод использовался только для решения природоведческих, географических и экологических задач – всего трёх задач. Но в последние годы внимание исследователей было распространено и на задачи поиска и разведки углеводородов и других видов минерального сырья. Проведенные исследования позволили установить принципиально новый механизм целенаправленного выявления практически любых территориально распределенных или структурированных данных. В основе структурометрического метода лежит познание следов воздействия залегающих в теле Земли тел полезных ископаемых на земную поверхность. Эти залежи, как и все другие горные породы, излучают под действием энергии, исходящей из ядра Земли, акустические волны. За многие миллионы лет, прошедшие со времени образования залежей углеводородов, эти, казалось бы, маломощные акустические волны, действуя неустанно и непрерывно, приводят к существенной перестройке земных ландшафтов, формируя в первую очередь миллиарды образований центрального типа для которых в научной литературе укоренилось наименование «кольцевые структуры». Полевыми исследованиями было подтверждено, что в разных частях таких кольцевых форм наблюдается зональное изменение рельефа земной поверхности, уплотнение или разрыхление почв, изменение свойств грунтов и растительности. Используя эти начальные физические предпосылки, была разработана системная методология структурометрического анализа и создана универсальная комплексная компьютеризированная методика, позволяющая проводить научный анализ, прогнозировать размещение и устанавливать различные параметры нефтегазовых залежей и других объектов геологической среды, в том числе находящихся на больших глубинах, вплоть до 20-25 км. Суть ее заключается в нижеследующем. Каждая точка залежи углеводородного сырья, вибрируя под действием приходящей из недр Земли энергии, становится источником постоянно излучаемых акустических волн, идущих к поверхности Земли конусом. При этом максимальный «след» воздействия акустических волн проявляется по краям этого конуса, приводя к образованию на поверхности Земли кольцевой структуры. Этот след более или менее устойчиво прослеживается на аэрокосмических снимках, хотя зачастую он в одной зоне спектра будет читаться хорошо, а в другой - гораздо хуже. По снимку, прошедшему этап геометрической коррекции (т.е. точно соответствующему по масштабу и проекции топографической карте), можно установить, как глубоко залегает пласт, излучающий акустические волны. К примеру, если он лежит на глубине 5 км, то радиус кольцевой структуры будет около 7 км., при глубине 3 км. - радиус составит около 4 км., а при залегании на 1,5 км. - радиус будет приблизительно равняться 2 км. Именно этот принцип используется для определения глубины залегания залежей углеводородов. Поиск и тематическое дешифрирование кольцевых структур происходит путем сканирования практически каждой пиксели аэрокосмического изображения и установления для нее всех кольцевых структур, центром которых она является. Сравнивая рисунки кольцевых структур, имеющих одинаковый радиус (т.е. расположенных на одной глубине от земной поверхности), выявляют локальные закономерности изменения рисунка этих структур. Рисунок кольцевых структур изменяется, если при сканировании «проходят» вначале по горным породам, не имеющим углеводородов, а потом «наталкиваются» на их залежь. Этот прием используется для выявления залежей углеводородов из окружающих горных пород. Но не всегда анализируемые кольцевые структуры будут представлять собой идеальные окружности. В условиях гористого рельефа кольцевая структура может иметь очень сложную форму, а радиусы ее по разным направлениям будут отличаться от нескольких сот метров до километра и более. Все используемые при структурометрическом анализе методы и приемы обработки исходных аэрокосмических изображений, автоматизированного дешифрования и картографического моделирования, образуют составные элементы разработанной нами комплексной компьютерной технологии, включающей применение различных программных продуктов, основные элементы которых не имеют аналогов в мировой практике - только в России.

Используя данную методику на этапе разведочных работ, можно более обоснованно выбирать места заложения контрольно-разведочных и промышленных буровых скважин (с учетом минимизации ущерба природной среде), оптимальных показателей геологического строения, составить точный прогноз залегания углеводородов и эколого-геофизических параметров участка.

Было подтверждено, что большим достоинством данной методики является то, что в результате ее применения потребителям передаются не исходные аэрокосмические изображения, по которым еще нужно искать залежи углеводородов, а тематические фотокарты, геологические разрезы и другие графические и табличные материалы, которые содержат весьма точную и самую разнообразную прогнозную информацию, которая может служить основой для организации поисковых и разведочных работ в любой точке Земного шара. Эта методика не требует выезда на местность, проведения предварительных полевых работ и может успешно работать вообще без геологической или иной информации. Применение этой методики распространяется не только на уже изученные или освоенные нефтяные месторождения, но и на совершенно неизученные территории Земли и космоса. Уникальность и особая привлекательность для. потребителей данной методики заключается в том, что, с одной стороны, она не имеет мировых аналогов, а с другой, - по своим экономическим показателям она на несколько порядков эффективнее всех существующих методов.

Экономика разведки нефти

Наиболее широким применением отличается традиционная схема поиска залежей углеводородного сырья, в размерах которой обязательно проводятся комплексные полевые геологические и геофизические работы, научно-исследовательские и картографические работы, которые завершаются буровыми работами.

Такие традиционные методы очень дороги: их среднемировая стоимость на поисковом этапе составляет от 3 тыс. до 5 тыс. долл./км². На разведочном этапе при выборе места под бурение сейсмическим методом "3D» затраты составляют не менее 10 тыс. долл./км². Выполнение этих работ растягивается на годы, и поэтому применение традиционных методов оказывается выгодным только в условиях разведки крупных и средних антиклинальных нефтегазоносных структур, залегающих на небольших глубинах.

Так как в последнее время наблюдается переход к поиску и освоению нестандартных, маломощных, в том числе залегающих на больших глубинах, залежей углеводородного сырья, традиционные подходы часто неэффективны, нередко дают сбои и приводят к неоправданным затратам.

Это доказывается мировой статистикой успешности поискового бурения (исчисляемой по доле в % продуктивных скважин от общего числа поисковых скважин). В нашей стране в 1981–1985 годах при использовании традиционной схемы поисковых работ успешность поискового бурения составила около 24%, в США (1986 год) - 19,8%, в континентальной Европе (1986 г.) - 23,8%.

Таким образом, к реальным затратам на бурение каждой продуктивной скважины, составляющим обычно 3–7 млн. долл., прибавляется 10–28 млн. долл., затрачиваемых на бурение сухих скважин, в которых ресурсы углеводородного сырья отсутствуют. Поэтому в поисковых и разведочных работах пробуют многие другие подходы. Быстро растет число используемых методов, что обусловлено стремлением к поиску более дешевых и точных методов разведки. Но эффективных и универсальных методов пока так и не было найдено, поэтому дешевизна применения метода оборачивается огромными потерями при проведении холостых буровых работ.

Технология бурения

Нефтедобыча представляет собой очень сложный и трудоёмкий технологический процесс. Это целая система, которая может рухнуть, убери из неё хоть один элемент. Сначала, бурят пробные скважины – так называемая, геологическая разведка территории, – а впоследствии уже и промышленные скважины – которые будут непосредственно эксплуатировать для добычи нефти. Нефтяная скважина представляет собой очень важный элемент при добыче нефти, поскольку именно от правильной её эксплуатации зависит успешность и эффективность добычи нефти. Обращаясь к более точному определению, можно отметить, что «скважиной» называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины, и предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. (Рис. 1).

*Разными цветами, в чётко структурированной последовательности представлены горные породы, различные виды и подвиды почв.
Основные элементы буровой скважины:

• устье скважины (1) - пересечение трассы скважины с дневной поверхностью

• забой скважины (2) - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу

• стенки скважины (3) - боковые поверхности буровой скважины

• обсадные колонны (4) - колонны соединенных между собой обсадных труб; если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают

• ствол скважины (5) - пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной

• ось скважины (6) - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины
Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем, рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров. Бурение одной скважины занимает около месяца.
В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1) Разведочные – строятся для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

2) Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

3) Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

4) Эксплуатационные скважины – они строятся для добычи нефти, газа и газового конденсата.

5) Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефти, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.
Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Также, в процессе нефтедобычи используют, построенные специально, нефтяные вышки. Для чего нужна вышка? Чтобы подвесить на ней буровые трубы, которые будут нужны для укрепления скважины и сохранения её структуры, а также для поднятия и последующей замены бура или других внутренних, подземных элементов буровой установки.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются следующим образом: (рис. 3)

Вертикальные (1);
Наклонные (2);
Прямолинейно-искривленные (3);
Искривленные (4);
Прямолинейно-искривленные с горизонтальным участком (5);
Сложно-искривлённые (6);

Пространственное расположение скважин существенно влияет на скорость, эффективность и общую структурированность процесса добычи нефти. Самое приемлемое, с точки зрения эффективности, расположение нефтяной скважины – прямо под источником нефти, «вертикальное» расположение. Но бывают случаи, когда нефтяную скважину просто напросто нельзя оборудовать непосредственно вертикально, прямо под источником нефти. Происходит это по самым разным причинам: неустойчивая поверхность, опасное месторасположение (близость к обрыву и т.п.), неблагоприятный рельеф и т.д. В таких случаях, рабочие прибегают к «искривлённому» расположению скважин, проводя при этом наклонное бурение и направленное бурение. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным. Вообще, искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спускоподъемных операций, обрушение стенок скважины. Однако, в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

Расположение и местонахождение нефтедобывающих вышек может быть самым разнообразным и влиять на тип, механизм и сам технологический процесс добычи нефти. Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (Рис.4).

С технической точки зрения, наиболее распространены три способа добычи нефти. Фонтанный способ - это когда пластовое давление в горной породе очень высокое, и нефть не просто поступает в скважину, а еще и поднимается до самого ее верха и переливается, поступая в трубу с большой скоростью. Также, существуют два способа добычи нефти, или точнее, выкачивания её с помощью двух типов насосов: ШГН (штанговый глубинный насос) и ЭЦН (электроцентробежный насос). Суть работы насосов проста: создание дополнительного давления, чтобы жидкость, поступившая в скважину, могла по скважине подняться до поверхности земли, впоследствии нефть поднимается по трубам. В случае ШГН (Рис. 4.1), станок-качалка двигает своей "головой" вверх-вниз, соответственно, приводя в движение штангу. Штанга при движении вверх увлекает за собой насос (открывается нижний клапан), а при движении вниз насос опускается (открывается верхний клапан), и вот так по немного жидкость поднимается вверх. ЭЦН (Рис. 4.2), работает напрямую от электричества, от своего собственного мотора. Внутри насоса крутятся колеса (горизонтальные), в них есть прорези, так нефть и поднимается наверх.

Рис. 4.1. Насос типа ШГН Рис. 4.2. Насос типа ЭЦН
С

течением времени нефть перестает выжиматься из породы под весом вышележащих толщ. Тогда в работу вступает система ППД - поддержания пластового давления. Бурятся нагнетательные скважины, и в них закачивается вода под высоким давлением. Естественно, закачанная или пластовая вода рано или поздно попадет в добывающие скважины и будет подниматься наверх вместе с нефтью. Еще надо отметить, что чем больше доля нефти в потоке, тем быстрее она течет, и наоборот. Поэтому чем больше воды течет вместе с нефтью, тем труднее нефти выбраться из пор и попасть в скважину.

Технология обсадных труб

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются, и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн. В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивные каверно-образования, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Д

ля исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами.

Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием. Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны. В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах. Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине. Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м. Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Технология гидроразрыва

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва.

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.
При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта
Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.
Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.
Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.
Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса эксплуатирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.
После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин, за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача, за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв, как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины , отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом. Также они должны иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости. Также они должны обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.
Оценка технологической эффективности ГРП

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;

- сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча);
При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти. Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

Что касается расчетных методов оценки, то, исходя из конкретной ситуации, необходимо отметить следующее. Скважины с ГРП рассредоточены практически по всей территории крупного месторождения. Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с огромным объемом работ и задействованием мощной вычислительной техники. К тому же, к настоящему времени по скважинам имеется очень скудная геолого-физическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки.

Хранение и транспортировка нефти

Сначала нефть поднимается на поверхность земли в трубу, которая идет от каждой скважины. Примерно 10-15 близлежащих скважин подключены этими трубами к одному замерному устройству, где измеряется, сколько нефти добыто. Потом нефть поступает на подготовку по стандартам ГОСТ: из нее удаляются соли, вода, механические примеси (мелкие частицы породы), если необходимо, то и сероводород, а также нефть разгазируется полностью, до атмосферного давления, по причине нахождения в нефти возможного большого количества газа. Товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод. Но завод может быть далеко, и тогда в дело вступает компания "Транснефть" - магистральные трубопроводы для готовой нефти (в отличие от промысловых трубопроводов для сырой нефти с водой). По трубопроводу нефть качается такими же точно ЭЦН-насосами, только положенными набок. Отделенная от нефти вода закачивается обратно в пласт, газ сжигается на факеле или идет на газоперерабатывающий завод. А нефть либо продается (за границу трубопроводами или танкерами), либо идет на нефтеперерабатывающий завод, где перегоняется путем нагревания: легкие фракции (бензин, керосин, лигроин) идут на топливо, тяжелые парафинистые - на сырье для пластиков и т.п., а самые тяжелые мазутные с температурой кипения выше 300 градусов обычно служат топливом для котельных.

Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие химические заводы и на электростанции очень удобна. По железным и автомобильным дорогам нефть перевозят в цистернах, а по морям и океанам - в нефтеналивных судах - танкерах. Но во многих случаях нефть и газ можно подавать на любые расстояния по трубам. Нефтепроводы и газопроводы - магистрали из стальных труб, уложенных неглубоко в земле протянулись на десятки тысяч километров.

А вот хранить нефть и газ сложнее, чем любое другое полезное ископаемое. Для хранения нефти и получаемых из нее нефтепродуктов, например бензина, нужно строить специальные металлические резервуары. Они похожи на гигантские консервные банки. Стенки нефтехранилищ окрашивают серебристой алюминиевой краской, хорошо отражающей солнечные лучи, чтобы нефть и нефтепродукты не нагревались. Для хранения газа необходимы герметичные, газонепроницаемые резервуары. Чтобы газ при хранений (и при перевозке через моря и океаны) занимал как можно меньше места, его сжижают, охлаждая до температуры - 160° С и ниже. Сжиженный газ хранят в резервуарах из прочных алюминиевых сплавов и специальной стали. Стенки делают двойные, а между стенками закладывают какой-нибудь материал, плохо проводящий тепло, чтобы газ не нагревался. Но самые крупные хранилища газа удобнее и дешевле сооружать под землей. Стенками подземных газохранилищ служат непроницаемые пласты горных пород. Чтобы эти породы не вываливались и не обрушивались, их бетонируют. Существует несколько способов хранения сжиженных газов под землей. В одних случаях хранилище представляет собой полость, горную выработку, расположенную довольно глубоко. В других случаях - яму, котлован, закрытый герметичной металлической крышкой, или, лучше сказать, крышей.

Сланцевая нефть и газ

Что такое сланцевый газ? Это природный газ, добываемый из самых распространенных в мире осадочных, глинистых, газоносных сланцевых пород, в которых минералы расположены параллельными слоями. Сланцевый газ, так же как и традиционный природный газ, состоит преимущественно из метана с примесями сероводорода, углекислого газа, азота, водорода и гелия. В отличие от природного газа, который залегает в резервуарах, характеризующихся хорошей проницаемостью, сланцевый газ заполняет огромное количество небольших пор в твердых породах, не образуя при этом больших скоплений в них. Именно поэтому добывать его в промышленных масштабах стало возможным только в XXI веке после появления новых, более сложных и дорогих технологий, таких как горизонтальное бурение в сочетании с гидроразрывом пласта, а также продвинутое 3D-сейсмическое моделирование.
Запасы газа

В марте 2011 года статистическое агентство при Министерстве энергетики США Energy Information Administration (EIA) оценило запасы сланцевого газа в 32 странах мира. Отчет, подготовленный EIA, исключил из рассмотрения запасы сланцевого газа в России, где много традиционного газа, и богатые углеводородами страны Ближнего Востока. Помимо этого исследование не учитывало запасы угольного метана. Общемировые извлекаемые запасы газа в мире – традиционного и нетрадиционного газа – составили, по расчетам EIA, 640 трлн. куб. м, из которых 40% (256 трлн. куб. м) приходится на сланцевый газ. Специалисты EIA отмечают, что цифра 640 трлн. куб. м консервативна. При подсчете запасов принимались во внимание только перспективные с точки зрения добычи сланцевого газа формации высокого качества. Разведочное бурение позволит в будущем уточнить запасы, учитывая такие параметры, как приток газа из скважин и площадь, на которой удастся производить добычу.

Значительное количество сланцевых месторождений находится в тех регионах, где наблюдается недостаток традиционных источников, – в частности, Китае, Южной Африке и Европе.
США и другие

Запасы сланцевого газа в США достигают 24,4 трлн. куб. м, что составляет примерно 34% от всех запасов природного газа в Соединенных Штатах (72 трлн. куб. м). Горючие сланцы имеются в 42 (из 50) штатах, залегают на глубине около 2 км.

Запасы сланцевого газа в Китае составляют 36,7 трлн. куб. м, что в 12 раз превышает запасы газа традиционного. В конце марта 2011 года КНР закончила бурение первой скважины для добычи сланцевого газа. Реализация проекта заняла 11 месяцев. Результатов пока нет.

Запасы сланцевого газа в Европе, согласно отчету EIA, составляют 18,1 трлн. куб. м. Большими запасами сланцевого газа обладают Польша (5,3 трлн. куб. м), Франция (5,1 трлн. куб. м), Норвегия (2,4 трлн. куб. м), Швеция (1,2 трлн. куб. м). Однако европейское законодательство имеет свои особенности, не позволяющие осуществлять добычу сланцевого газа так же, как в США. В США обладатель земли владеет недрами и получает доходы от содержащихся в недрах ресурсов, а в большинстве европейских стран недрами владеет государство, и отчисления нужно платить ему. В Европе нет надежного и детального геологического обзора территорий добычи, что затрудняет оценку нетрадиционных газовых ресурсов. Европейское экологическое законодательство фактически не допускает вредные для окружающей среды разработку и добычу этих ресурсов. Из-за экологической опасности Франция заблокировала добычу сланцевого газа и запретила с 1 июля 2011 года гидроразрывы, отозвав при этом ранее выданные разрешения у таких компаний, как Total, Vermillon Energy, Toreador Resources и Schuepbach Energy.
Добыча

В настоящее время добыча сланцевого газа и нефти ведется только в США и Канаде. Наиболее изучены бассейны сланцевого газа в США. Самый крупный и развитый регион добычи сланцевого газа – Barnett Shale на севере Техаса. Вторым крупнейшим источником сланцевого газа являются залежи Marcellus Shale. По прогнозам EIA, добыча сланцевого газа в США будет расти до 2035 года со среднегодовым приростом в 5,3%, при этом суммарная добыча всего природного газа – лишь на 0,5% в год. В 2035 году добыча сланцевого газа составит 46% (340 млрд. куб. м) от всей добычи природного газа в США. Себестоимость добычи сланцевого газа может значительно различаться в зависимости от типов сланцевых залежей: от 90 до 250 долларов за 1 тыс. м³. В настоящее время цена на природный газ в США, согласно EIA, составляет 148 долл. за 1 тыс. м³. В прогнозе EIA утверждается, что цены на газ в США будут держаться ниже 176 долл. за 1 тыс. куб. м до 2022 года.
Экология

Главная экологическая проблема, которая возникает при проведении гидроразрывов пласта (ГРП) – методе, при котором сланцевую нефть и газ обычно добывают, риск загрязнения питьевой воды. Газ метан, тяжелые металлы и радиоактивные элементы, находящиеся в породе, могут попасть в питьевую воду по трещинам, образовавшимся после ГРП. Экологи опасаются, что в связи с резким ростом количества скважин на территории США случаи заражения водных ресурсов также участятся. Помимо этого также указывается возможность сейсмической опасности от ГРП. Вторая экологическая проблема – парниковый эффект, вызываемый утечкой метана в процессе добычи сланцевого газа.

Сланцевая нефть

Дальнейшая разработка технологии добычи углеводородов из сланца в США показала, что из сланцев достаточно успешно можно добывать нефть. Технология ее добычи почти такая же, как при добыче сланцевого газа: горизонтальное бурение в сочетании с ГРП, после чего нефть вытекает в трубу по трещинам, с той лишь разницей, что горизонтальную трубу располагают глубже – на уровень, где залегают более тяжелые, чем газ, конденсат и нефть. Существует также и традиционная методика добычи сланцевой нефти, когда сланцы сначала добываются из-под земли, а потом перерабатываются или сжигаются. Добыча сланцевой нефти экономически обоснована при ценах на нефть выше 60 долл. за баррель, но по мере совершенствования технологии нефтедобычи себестоимость сланцевой нефти будет уменьшаться. Поэтому в 2011 году американские компании инвестировали 25 млрд. долл. в 5 тыс. новых скважин для добычи сланцевой нефти. Определенные результаты нефтедобычи из сланцев уже имеются: в 2008 году США импортировали нефти примерно на 259 млрд. долл., а в 2010-м – уже на 181 млрд. долл.
Выводы

Полученные в США позитивные результаты добычи сланцевого газа и нефти стимулировали многие страны Европы и Азии на разработку аналогичных программ сланцевой нефте- и газодобычи. Европейские ресурсы сланцевого газа им нефти потенциально способны перестроить структуру снабжения континента энергоносителями. Доводы российских и некоторых западных экспертов о том, что добыча нетрадиционного газа в Европе не может развиваться по американскому пути, могут быть ошибочными и привести к существенным просчетам в оценке будущей емкости экспортных рынков.

Заключение по теме

Нефтедобыча – это сложный производственный процесс, требующий множество промышленных и технологических ресурсов, а также не менее важных финансовых и интеллектуальных. В современных условиях, нефтедобыча – научно-обоснованный процесс, использующий результаты самых новейших научных исследований и разработок в сфере изготовления оборудования и тяжёлой техники, геофизики, технологии бурения, технологии разведки нефтяных месторождений. Нефтяная промышленность - одна из важнейших и наиболее быстро развивавшихся до последнего времени отраслей тяжелой промышленности. Нефтяная промышленность является «кровеносной системой» всемирной экономики и составляет гигантскую отрасль, являющуюся двигателем всей промышленности, и приносящую огромные деньги в бюджеты стран и товары в дома каждого человека.