2597
Что русскому хорошо, то украинцу – фрекинг (Часть 2)
— Энергетика
Разработка месторождений нефти и газа в Украине развивалась как составляющая часть молодой нефтегазовой отрасли Советского Союза. Таким образом, в Украине, как и в России, уже на протяжении более 60 лет в процессе разработки нефтегазовых месторождений используются схожие технологии. Среди них метод гидроразрыва пласта, который является лишь одним из многих методов интенсификации добычи нефти и газа на обычных и истощенных месторождениях.
Добыча газа в Украине: исторический аспект
В Украине с природным газом впервые столкнулись при бурении и эксплуатации нефтяных скважин на Бориславском нефтяном месторождении в Прикарпатье. Промышленная разработка этого месторождения началась в 60-х годах XIX века и в 1909 г. достигла максимальной доли, 5% мировой добычи нефти. Газ считался нежелательным продуктом, которого старались избегать, так как он усложнял бурение, приводил к пожарам, препятствовал углублению буровых скважин для достижения перспективных нефтяных залежей.
На рубеже 1912 г., на начальном этапе развития газовой промышленности, отсутствовали целенаправленные поиски газовых месторождений. Поэтому их открывали при бурении скважин на воду, соль или нефть в непосредственной близости от потребителей. В 1920 г. в районе с. Дашава была заложена первая разведывательная буровая скважина на газ, а 21 ноября 1921 г. был получен значительный на то время приток газа с дебитом 14 тыс.куб.м/сут. Однако, потребителей для газа удалось найти не сразу.
С первых дней вхождения западноукраинских земель в состав Украинской ССР в 1939 г. газовая промышленность Прикарпатья была национализирована. В 1940 г. было введено в разработку новое газовое месторождение – Опарское, вследствие чего общая добыча природного газа по сравнению с 1938 г. почти удвоилась и достигла 341 млн.куб.м.
В период 1951–1975 гг. показатели газовой промышленности были чрезвычайно высокими. В частности западном регионе в этот период разрабатывалось 7 месторождений, а также было положено начало открытию огромных запасов на Востоке, в частности Шебелинского газоконденсатного месторождения (ввод в эксплуатацию в 1956 г.) и в Крыму. Украина стала ведущей газодобывающей страной Европы.
(Источник: Плачкова С.Г., Плачков И.В., Данилко Г.Д. «Энергетика: история, настоящее и будущее». Книга 1 «От огня и воды к электричеству»)
(Источник: Плачкова С.Г., Плачков И.В., Данилко Г.Д. «Энергетика: история, настоящее и будущее». Книга 1 «От огня и воды к электричеству»)
В 1960 г. УССР обеспечивала более 30% добычи газа в СССР, то уже через 15 лет, когда был зафиксирован абсолютный максимум украинской добычи газа, доля республики в советской газодобыче сократилась до 24% (рис. 1). Россия нашла и раскупорила свои запасы на Севере…
Итак, в 1975 г. в Украине был достигнут пик добычи газа – за год из недр было извлечено 68,7 млрд.куб.м, республика экспортировала энергоресурсы в Россию, Беларусь, Литву, Латвию, Польшу, Чехословакию. К тому времени, природный газ уже стал широко потребляться в экономике республики и вытеснил из энергобаланса значительные объемы угля.
Периоду максимальной газодобычи были характерны: открытие и введение в действие новых месторождений, разработка новых залежей в западном регионе и открытие запасов на Востоке Украины, а также интенсификация разработки старых нефтегазовых месторождений. Наиболее известным и широко применяемым методом еще тогда являлся гидроразрыв.
Гидроразрыв и жидкость для него: никаких взрывов и землетрясений
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.
Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.
Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.
В скважину закачивают вязкий полимер (жидкость гидроразрыва и проппант) в течение 3-4 часов под давлением, под воздействием чего образуется трещина в продуктивном пласте.
После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников (Википедия).
В самом начале использования ГРП на украинских месторождениях, особенности технологии были таковы, что она реализовалась с применением «ньютоновской жидкости» (иногда жидкостей со слабовыраженными неньютоновскими свойствами), кварцевого песка для закрепления трещин, – он же «проппант» (от англ. propping agent — «расклинивающий агент»). В жидкости для ГРП концентрация песка составляла до 100 кг/куб.м, допустимое давление ее подачи на устье скважины не превышало 50 МПа.
«Ньютоновская жидкость» – вязкая жидкость, подчиняющаяся при своём течении закону вязкого трения Ньютона, который в упрощенном виде может звучать приблизительно так: вязкость жидкости увеличивается пропорционально силе воздействия на нее, т.е. чем больше скорость и приложенная сила, тем больше вязкость жидкости.
Другими словами: при увеличении интенсивности воздействия на поверхность жидкости она ярче проявляет вязкие свойства, при снижении интенсивности – ее вязкость снижается (рис.2).
Другими словами: при увеличении интенсивности воздействия на поверхность жидкости она ярче проявляет вязкие свойства, при снижении интенсивности – ее вязкость снижается (рис.2).
Такие свойства жидкости обусловили ее широкое использование для гидроразрыва. Наиболее простой «рецепт» изготовления вязкой «неньютоновской жидкости», применяемой для ГРП, а также в бурении скважин, предусматривает смешивание воды и крахмала в равных пропорциях. Жидкость, обладающая подобными свойствами, использовалась в т.ч. и отечественными буровиками несколько десятков лет тому назад.
В 70-х годах прошлого столетия на буровых Харьковской и Полтавской областей в изобилии присутствовал высококачественный картофельный крахмал, в то время как кукурузный (менее вязкий в смеси образованной с водой) – был широко представлен на полках продмагов.
В настоящее время для ГРП используется вода, песок и до 1% химических примесей, которые в концентрированном виде содержат вещества, обладающие похожими свойствами, что исключило необходимость дальнейшего широкого применения крахмала, который до сих пор используется в т.ч. и для буровых растворов, как вяжущее вещество. Именно эти 0,4-1% химических примесей больше всего и небезосновательно беспокоят экологов и химиков. Предлагается оставить раскрытие этого вопроса в их компетенции.
В настоящее время для ГРП используется вода, песок и до 1% химических примесей, которые в концентрированном виде содержат вещества, обладающие похожими свойствами, что исключило необходимость дальнейшего широкого применения крахмала, который до сих пор используется в т.ч. и для буровых растворов, как вяжущее вещество. Именно эти 0,4-1% химических примесей больше всего и небезосновательно беспокоят экологов и химиков. Предлагается оставить раскрытие этого вопроса в их компетенции.
Гидроразрыв по-украински
История развития украинской газовой отрасли началась в окрестностях Прикарпатья, там же, на истощенных месторождениях, впервые был применен гидроразрыв пласта. В Украине применение обычного ГРП началось на Бориславском месторождении в 1954-1955 гг. Тогда в качестве жидкости использовали товарную нефть, а закрепление трещин осуществлялось с помощью песка с его концентрацией в жидкости до 50 кг/куб.м. ГРП был проведен на глубине 1530 м. Такая технология эффективно применялась на протяжении последующих 10 лет. За это время было проведено более 80 ГРП, что увеличило средний дополнительный приток углеводородов. Однако в связи со случаями возгорания нефти и др. трудностями такая технология все же была запрещена.
Технология ГРП водным 15% раствором крахмала, обработанного 0,4% каустической соды, песка и др. составляющих применялась в 1970–х г. на газовом месторождении Спиваковское (Харьковская обл., Изюмский район) на глубине около 600 м, дебит газа увеличился на 150%.
Технология, применявшаяся на Долинских месторождениях, в период 1965-1983 гг. использовалась на скважинах Прикарпатья.
Технология, применявшаяся на Долинских месторождениях, в период 1965-1983 гг. использовалась на скважинах Прикарпатья.
Дополнительный объем добычи нефти на один ГРП – составлял 450 т, чего хватало для окупаемости при первых ГРП, однако при дальнейшем использовании метода операции перестали окупаться. Технология ГРП водным раствором применялась в этом регионе с 1976 по 1996 гг., однако после снижения в 1990 г. дополнительной добычи до 300 тонн на один ГРП имел место аналогичный сценарий снижения окупаемости.
В конце минувшего тысячелетия украинская нефтегазовая промышленность характеризовалась переходом месторождений в позднюю стадию разработки с увеличением фонда старых скважин, в которых уже проведено по несколько ГРП, преимущественно на глубинах до 3000 м, и технология простого ГРП перестала окупаться. В это же время новые скважины, особенно на газовых месторождениях, имели глубины 3500-5500 м. В таких условиях проведение ГРП с применением маломощной техники и по обычной технологии стало неэффективным.
В конце минувшего тысячелетия украинская нефтегазовая промышленность характеризовалась переходом месторождений в позднюю стадию разработки с увеличением фонда старых скважин, в которых уже проведено по несколько ГРП, преимущественно на глубинах до 3000 м, и технология простого ГРП перестала окупаться. В это же время новые скважины, особенно на газовых месторождениях, имели глубины 3500-5500 м. В таких условиях проведение ГРП с применением маломощной техники и по обычной технологии стало неэффективным.
С 1996 г. нефтегазовая промышленность Украины стала оснащаться специальной техникой компании Stewart&Stivenson, рассчитанной на давление 105 МПа, с компьютерным контролем и управлением, неньютоновской жидкостью (водными гелями Clearwater Inc. на основе WGA-1 и HGA), а также закрепителем трещин – керамическим проппантом IPP 16/30, прочностью на сжатие 85 МПа (т.е. в 2 раза больше чем у песка).
С помощью новой техники и составляющих, технология ГРП стала и дальше успешно использоваться. За 6 лет на основных месторождениях Украины: в Прикарпатье, Днепровско-Донецкой впадине на глубинах 1400-5900 м было проведено 80 ГРП. В результате дополнительно было извлечено ~1600 т нефти и 400 тыс.куб.м газа на один ГРП, а дебит скважин увеличился на 250% при средней продолжительности эффекта – 1,5 года.
Первые ГРП в газовых скважинах были проведены в Полтавской области на глубинах около 4500 м, дебит увеличился в 2-4 раза. Таким образом, технология ГРП показала высокую эффективность и на газовых месторождениях, которая вскоре подтвердилась на Шебелинском месторождении Харьковской обл. на глубинах 5870-5900 м.
(Источник: Ю.Д. Качмар, В.М. Світлицький, Б.Б. Синюк, Р.С. Яремійчук «Інтенсифікація припливу вуглеводнів у свердловину». – Львів: Центр Європи, 2005. – 414 стор., 134 рис.)
(Источник: Ю.Д. Качмар, В.М. Світлицький, Б.Б. Синюк, Р.С. Яремійчук «Інтенсифікація припливу вуглеводнів у свердловину». – Львів: Центр Європи, 2005. – 414 стор., 134 рис.)
По данным ПАО «Укрнафта» – основного отечественного добытчика нефти, только в 2011 г. было проведено 46 ГРП, а на 2012 г. было запланировано более 80 операций на нефтяных скважинах.
В целом, до 2013 г. «Укрнафта» провела 350 скважино-операций (из них 44 повторно), в т.ч:
В целом, до 2013 г. «Укрнафта» провела 350 скважино-операций (из них 44 повторно), в т.ч:
• 248 ГРП с закреплением трещин (в нефтяных скважинах – 226, нагнетательных – 11, газовых – 6, для добычи угольного метана – 5);
• 95 кислотных ГРП (в нефтяных скважинах – 90, нагнетательных – 3, газовых – 2);
• 7 мини ГРП, после которых обосновано невозможность/нецелесообразность проведения ГРП по техническим или геологическим причинам.
• 95 кислотных ГРП (в нефтяных скважинах – 90, нагнетательных – 3, газовых – 2);
• 7 мини ГРП, после которых обосновано невозможность/нецелесообразность проведения ГРП по техническим или геологическим причинам.
Большая часть программ ГРП осуществляется с привлечением собственного оборудования, а для выполнения сложных заданий – привлекаются международные подрядчики – специализированные сервисные компании. Согласно раскрытым данным, крупнейшая государственная газодобывающая компания ПАО «Укргазвыдобування» НАК «Нафтогаз Украины» через свое БУ «Укрбургаз» за 2004-2012 гг. только на территории Харьковской обл. произвело 34 ГРП.
По официальным данным, отечественные частные нефтегазодобывающие компании, в отличие от государственных, лишь в новейшей истории нефтегазовой отрасли Украины получили возможность применения ГРП. Нижеприведенные данные являются общедоступными. Впервые метод был апробирован в 2007-2009 гг. на месторождениях компании Poltava Petroleum Company РРС (дочерней компании английской JKX Oil&Gas plc.).
26 октября 2011 г. компания «КУБ-газ» (70% принадлежит польской Kulczyk Oil Ventures) впервые применила гидроразрыв на Востоке страны на Ольговском месторождении на глубине 2530 м. А в середине ноября 2011 г., компания уже отчиталась о повторной операции. Суммарная стоимость работ оценивалась в $1,6 млн.
На май 2012 г. канадская компания «Transeuro Energy Corp.» планировала проведение ГРП на одном из месторождений в Крыму.
На июль 2013 г. JKX Oil&Gas plc, планировала проведение гидроразрыва на одном из месторождений на глубине 4641 м. В августе компания Группы «Гео Альянс» готовилась к гидроразрыву на месторождении в Луганской области.
На июль 2013 г. JKX Oil&Gas plc, планировала проведение гидроразрыва на одном из месторождений на глубине 4641 м. В августе компания Группы «Гео Альянс» готовилась к гидроразрыву на месторождении в Луганской области.
Руководство компаний уверяет, что лишь применение этого проверенного метода для разработки газовых пластов позволит получить существенный прирост объемов коммерческого газа на месторождениях Украины.
В свете государственных планов повышения уровня энергетической безопасности, а именно: сокращения импорта российского газа, реализации проектов диверсификации и увеличения добычи собственного газа, такой метод интенсификации добычи жидких и газообразных углеводородов, как, гидроразрыв пласта – является чуть ли не единственной возможностью существенного увеличения объема извлекаемых ресурсов из недр Украины. Несмотря на участившееся использование преимущественно негативного образа, гидроразрыв имеет многолетнюю историю применения, которая доказывает мирное сосуществование технологии и жизнедеятельности человека без каких-либо катастрофических последствий на протяжении уже более 60 лет. Это доказано в процессе развития газовой отрасли США, России, стран Европы и Украины.
Однако, использование ГРП реально требует контроля на предмет соблюдения нефтегазодобывающими компаниями технологических и экологических норм для снижения соответствующих рисков воздействия на человека и окружающую среду.
Именно в этом должна состоять основная задача экологов, в то время как срыв государственных планов добычи нефти и газа, а также манипулирование фактами и преувеличение угроз данной технологии в глазах населения – явно не пойдет на пользу стране.
Александр Лактионов, кандидат наук
Главный специалист по исследованию энергетических рынков компании “Смарт Энерджи”
Главный специалист по исследованию энергетических рынков компании “Смарт Энерджи”
По материалам: Finance.ua
Поделиться новостью
