Успішне проведення ГРП потребує попереднього детального вивчення та розуміння властивостей порід-колекторів, підбору компонентного складу рідини ГРП, власно якісного його проведення, промивки та освоєння свердловини. В звіті розглянуто типи рідин та властивості рідин ГРП, які контролюються компонентним складом. Розглянуті причини втрати рідини при проведенні ГРП, та визначені основні та другорядні фактори, що впливають на водовикористання. Домінуюча частка об’єму води, що втрачається при ГРП, поглинаєтся пластом - процес інфільтрації.
Скорочення коефіцієнту інфільтрації можливе при зміні властивостей рідин ГРП, які визначаються їх компонентним складом, проте омінуючий вплив на величину коефіценту мають властивості породи-колектора. Згідно результатів моделювання, незначне збільшення в’язкості рідини призводить до значного зменшення втрат, і як результат, - до скорочення водовикористання.
Можливо збільшити об’єм рідини, яка повертається в перші дні після ГРП, дотримуючись викладених вище рекомендацій.
Повторне використання рідини ГРП для проведення чергового ГРП неможливе, адже повернувшись на поверхню рідина втрачає свої первинні властивості, та як правило, набуває високої мінералізації, що виключає можливість її використання без нової підготовки (очищення).
Повторне використаня технічних рідин (рідина ГРП, рідина глушіння, промивочна рідина) – питання актуальне. За умови виконання ГРП на нафтовому родовищі, на якому проводиться заводнення, технічні рідини, як і залишкову рідину ГРП, можна застосовувати для нагнітання в продуктивний горизонт для підтримання пластового тиску. Операції ГРП в Харківській області виконуються не систематично і на різних, віддалених одине від одного, родовищах. Середньорічна кількість операцій ГРП в межах Харківської області не перевищує 10, а в межах Східного нафтогазоносного регіону України – не більше 35 операцій на рік. Середня витрата рідини при виконанні одностадійного ГРП складає 91м3 з середнім значенням коефіцієнту інфільтрації 0,74 (leak-off coeficient). Точно визначити частку рідини ГРП, яка повертається з продуктивного горизонту після проведення ГРП разом з видобувнити флюїдами (газом, нафтою, пластовою водою), практично неможливо при періодичних ГРП. Водовикористання на потреби ГРП в Харківській області є незначним, в порівняні одного з середнім водовикористанням для ГРП на териротії США за період 2000-2010 рр., що складає 310 м3.
Згідно українського законодавства, дозволено видобувати 300 м3 прісної води на добу для власних технічних потреб. Вартість видобувної води для технічних потреб складає 0,33 грн/м3. Отже економічний ефект оптимізації водовикористання для потреб ГРП, з точки зору варості видобувної води в межах Українських нафтогазоносних басейнів, на сьогоднішній день незначний. Питання утилізації технічних рідин викликає значно більшу зацікавленність, адже вартість утилізації набагато вища.
Оскільки хімічний склад рідини ГРП ретельно підбирається для кожної окремої операції, питання конструювання очисних споруд (механічного чи хімічного принципу) можливе лише при багаторазовому виконанні ГРП з практично однаковим компонентним складом рідини. Цей аргумент звужує практичність очистки води такими методами до його використання виключно при видобутку “сланцевих” вуглеводнів, при розробці великих родовищ вуглеводнів з щільними породами-колекторами, чи великих родовищ з в’язкою нафтою (численні ГРП та численні водонагнітальні свердловини).
При багаточисленних операціях ГРП (сотні, тисячі) в межах одного регіону, вагомого скорочення водовикористання можна досягти тільки при спорудженні необхідної інфраструктури для економічно вигідного транспортування рідин, конструювання очисних споруд та повторного залучення очищеної води в технологічні операції.
Щодо використання води для підготовки рідин ГРП, слід розглядати можливість залучення мінералізованої пластової води, яка непридатна для аграрної індустрії та для питно-господарських потреб населення регіону.
Обсягів стічних вод в двох районах Харківської області достатньо для забезпечення потреб нафтогазовидобувної промисловості вмежах усієї області до 2040 року враховуючи водовикористання на потреби освоєння родовищ газу щільних колекторів. Проаналізувавши численні методи очистки води від типового забруднення різними технологічними процесами нафтогазовидобувної промисловості, були надані рекомендації щодо застосування біологічного очищення рідин технічних.
Оптимізація водовикористання при конструюванні свердловин
Водовикористання при конструюванні свердловин включає в себе витрати води для приготування бурового розчину, приготування тампонажних, буферних, продавочних розчинів для цементування, використання води для очищення бурового майданчика й наземного технологічного обладнання, для господарсько-питних потреб персоналу та для підготовки рідин, які потрібні для освоєння свердловини.
Згідно схеми використання води в процесі конструювання свердловини випливає, що об’єм води, необхідної для цементування та приготування тампонажних рідин, як і об’єм води для приготування бурового розчину, залежить від об’єму свердловини. Об’єм технічних стічних рідин залежить відтривалості конструювання свердловини, аналогічно як і об’єм води, необхідний для господарсько-питних потреб персоналу. Розглянемо можливі шляхи впливу на згадані вище чинники, що контролюють об’єми водовикористання (табл. 12).
У процесі буріння утворюється великий об’єм стічних рідин. Їх очищення практикується для повторного використання, а саме: для обмивання технологічних площадок, охолодження штоків бурових насосів, обмивання бурильних труб при спуско-підйомних операціях, обслуговування механізмів очищення і регенерації бурових розчинів, приготування та поповнення запасу бурового розчину, приготування хімреагентів та виконання ряду інших операцій. Повторне використання стічних вод дозволяє до 30% скоротити споживання свіжої природної води.
Особливого значення набуває повторне використання стічних вод для господарської діяльності персоналу. Практичне вирішення дозволяє не лише повторно використовувати ці рідини, а й значною мірою зменшити об’єми їх утворення та скоротити споживання свіжої води.
Перевагами очистки та повторного використання стічних вод є також:
Мінімізація впливу процесу конструювання свердловин на навколишнє середовище та безпеку життєдіяльності людини в зв’язку з водовикористанням
Вплив конструювання свердловини на підземне середовище викликає найбільші зацікавленість та дискусії серед населення територій, де відбувається активний видобуток вуглеводнів. Ми розглянули імовірності виникнення таких ситуацій та склали рекомендації для їх запобігання.
Імовірність потрапляння рідин, чи речовин, які утворюють буровий розчин, в підземне навколишнє середовище можливе при інфільтрації розчину в пористі та проникні гірські породи підземних горизонтів. На перших сотнях метрів глибини більшості територій Харківської та Донецької областей знаходяться водоносні горизонти. Їх кількість 12, а глибини залягання змінюються в межах від 5-10 метрів до 850 метрів.
Всі свердловини, на траєкторії буріння яких зустрічаються водоносні горизонти, буряться з використанням виключно (!) глинистого бурового розчину. Тобто склад бурового розчину — це вода та бентонітова глина. За певних обставин доцільно використовувати додаткові компоненти, безпечність яких суворо контролюється міжнародними стандартами щодо використання шкідливих речовин в контексті безпеки праці (ГОСТ 12.1.007-76) та чинним законодавством України. Густина бурового розчину не повинна перевищувати 1,05-1,16 г/см3, що запобігає його проникненню у водоносні горизонти.
Після проходження бурінням всіх водоносних горизонтів, які зазначені в геолого-технічному наряді на буріння свердловини, встановлюється кондуктор, а простір між ним і стінками пробуреної свердловини герметично цементується. Кондуктор ізолює водоносні горизонти, перекриваючі їх породи від бурового розчину (свердловини), який використовується для буріння наступних горизонтів. Аналогічні операції з цементування проводяться на всіх етапах буріння. Інші гірські породи, які залягають глибше водоносних горизонтів на території Харьківської та Донецької областей, ізолюються проміжними технічними колонами, які теж цементуються відповідно до державного стандарту України.
Роботи з цементування обсадних колон, згідно державного стандарту України про охорону довкілля та спорудження розвідувальних і експлуатаційних свердловин на нафту та газ на суші, повинні здійснюватися спеціалізованими підрозділами, або організаціями на замовлення бурової організації.
Роботи з цементування свердловин повинні забезпечити:
Якість цементування обсадних колон обов’язково повинна контролюватися відповідними геофізичними методами. Роботи з цементування обсадних колон закінчуються обов’язковим випробуванням колон на герметичність, які виконуються згідно з чинними нормативами та інструкціями.
Оптимізація водовикористання при ГРП
Гідророзрив пласта (ГРП) - один з методів інтенсифікації роботи нафтових і газових видобувних свердловин і збільшення приймальної здатності нагнітальних свердловин. Метод полягає у створенні та закріпленні системи тріщин в цільовому горизонті для збільшення його проникності.
За рахунок нагнітання рідини в зону продуктивного пласта ГРП створює надлишковий тиск на породу-колектор, внаслідок чого відбувається розкриття природних та утворення штучних тріщин. Для запобігання закриття штучних тріщин в них нагнітають пісок чи пропант. Для реалізації ГРП попередньо готують декілька резервуарів з рідинами гідророзриву (РГ), які відрізняються за призначенням та складом.
Успішність інтенсифікації газонафтовидобутку методами гідророзриву пластів значною мірою залежить від властивостей рідини гідророзриву, тому особлива увага приділяється типам рідин, їх функціональності, властивостям і відповідному їм складу. Функції рідини гідророзриву пов’язані з факторами, які впливають на подальшу нафтогазовіддачу продуктивного горизонту: розкриттям та гідравлічним розширенням тріщин гідророзриву, перенесенням (транспортуванням) і розподілом закріплюючого агенту (піску, пропанту) в просторі системи тріщин за умови мінімального впливу на вторинну проникність системи тріщин та первинної порової системи.
Нами було узагальнено досвід практичного виконання ГРП в Україні та результати великої кількості аналітичних досліджень, виконаних державними агентствами США та консалтинговими компаніями щодо питань водовикористання в індустрії ГРП на території США. Всебічна аналітика звітів, якими ми скористались, ґрунтується на статистичному аналізі, в основу якого покладено дані з сотен тисяч свердловин та гідророзривів [Gallegos T. J., 2015].
Для визначення оптимальної в’язкості рідини ГРП, яка сприятиме найефективнішому використанню об’ємів витраченої води, ми скористались математичним моделюванням процесу ГРП. Математичний алгоритм розроблено науковою групою Аберістуїтського університету (Уельс, Великобританія) [Mishuris G,2012, Kusmierczuk, P.,2013]. Вхідні параметри для моделювання були використані з реальних свердловин. Дані відтворюють геологічні умови залягання, механічні та петрофізичні характеристики покладів вуглеводнів трьох типів: сланцевий колектор, щільний колектор та звичайний колектор-пісковик. Дані по традиційному покладу та щільному покладу використані з двох свердловин, які знаходяться в Харківській області, а дані по сланцевому колектору використані з прикладу свердловини, яка знаходиться в Полтавській області. Об’єм рідин ГРП для моделювання процесу в традиційному колекторі-пісковику був обраний з реальних статистичних даних — 120 м3. Для моделювання ГРП в щільних і сланцевих колекторах ми обрали об’єм — 567 м3, такий, як і для розрахунків щорічного водовикористання в Харківській і Донецькій областях до 2040 року.
Відповідно до отриманих результатів моделювання, можна стверджувати про необхідність використання високов’язких рідин для виконання ГРП у традиційних покладах, адже більша частина рідини при низькій в’язкості інфільтрується в пористий простір та негативно позначається на ефективності ГРП. В покладах щільних пісковиків немає необхідності використовувати рідини з в’язкістю більше 100 сП, адже при більших значеннях в’язкості довжина тріщини збільшується несуттєво.
При підготовці рідини для проведення ГРП Згідно результатів моделювання ГРП в щільному колекторі, збільшення в’язкості рідини з 20 сП до 50сП зменшує втрати рідини на 14,1%, тобто 80 м3. За умови виконання 10 операцій в горизонтальній ділянці свердловини, ця частка 14,1% складе 800м3. За умови високих значень проникності традиційних порід-колекторів чи високих в сланцевих пластах достатньо в’язкості 10 сП, адже навіть низьков’язкі рідини запобігають інфільтрації рідини в пласт.
Низькі значення проникності сланцевих колекторів допускають використання низьков’язких рідин до 99,5% води у складі рідини. Низька в’язкість дає змогу нагнітати рідину в свердловину на 30-40% інтенсивніше, що в свою чергу позитивно позначається на ефективності ГРП.
Згідно результатів моделювання ГРП в щільному колекторі, збільшення в’язкості рідини з 20 сП до 50сП зменшує втрати рідини на 14,1%, тобто 80 м3. За умови виконання 10 операцій в горизонтальній ділянці свердловини, ця частка 14,1% складе 800м3. За умови високих значень проникності традиційних порід-колекторів чи високихвикористовувати спеціальні компоненти, які можуть зменшити втрати рідини на 5-15%. Скориставшись наведеними вище прикладами зменшення втрат рідини, були спрогнозовані щорічні об’єми води, які можна скоротити для реалізації ГРП в Харківській області з 2016 по 2040 роки.
Очищення технічних рідин та повторне використання води
Технічна вода для приготування рідини та робочих розчинів реагентів не повинна мати механічних домішок, біологічних забруднювачів, за водневим показником бути нейтральною, а вміст солей – не більше 40 г/дм3.
Повторне використання рідини для ГРП
Повторне використання рідини гідророзриву може залежати від її типу, але виходячи з досвіду проведення таких робіт, подібна практика не проводиться. Річ в тому, що рідина гідророзриву кожного із виробників складається із кількох реагентів, які мають своє призначення і при перемішуванні в колекторі та на вибої свердловини із залишками рідини глушіння, рідина буде втрачати свої властивості. Також при тривалому контакті із породою та пластовим флюїдом буде відбуватись втрата властивостей закачаних рідин. Крім цього, зшиті гелеві рідини є високов’язкими рідинами і однією з їх складових є деструктор (руйнівник), який повинен зруйнувати зшиту систему до малов’язкої. Тому зворотньо видобута із свердловини розкладена рідина буде вміщувати залишки деструктора та продукти розкладу (можливо навіть осади) і не буде підлягати повторному зшиванню. Виходячи із цього, рекомендовано для проведення кожного наступного ГРП готувати рідину гідророзриву із використанням нових реагентів та нової чи підготовленої води.
Технологія очищення рідини ГРП та суміжних технічних рідин в Україні
До цього часу в Україні не практикується очищення та повторна підготовка води для проведення гідророзриву пласта. Під час проведення ГРП на нафтових і газових родовищах використовуються рідини, продукти розкладу яких не впливають на транспортування чи переробку вуглеводнів (що є вимогою відповідних нормативних документів підприємства) і тому залишки рідин гідророзриву утилізуються разом з видобутою із свердловини попутною водою чи рідиною глушіння. Ці рідини після відповідної загально прийнятої підготовки закачуються у нагнітальні свердловини з метою підтримання пластового тиску чи у скидові свердловини.
Тому спочатку необхідно детально вивчити особливості запропонованих рідин, отримати рекомендації їх виробників, чи розробників щодо можливості повторної підготовки води для приготування нової рідини та після чого приймати рішення щодо використовуваного для відповідного обладнання, баз, тощо.
Рекомендації щодо можливих варіантів використання водних ресурсів та щодо утилізації технологічних рідин ГРП
Необхідно розглянути можливість утилізації зворотно видобутої води, закачуючи її у свердловини на нафтових родовищах, де впроваджена система підтримання пластового тиску (ППТ) і для цього є всі технічні та екологічні умови.
СТВОРЕННЯ КОНСОРЦІУМУ компаній нафтогазовидобувної індустрії та інших ключових водокористувачів регіону з метою спорудження інфраструктури для транспортування, очищення та повторного використання води
Практика освоєння нафтогазоносних формацій із низькими колекторськими властивостями та родовищ з висковязкою нафтою вказує на складнощі, пов’язані з використанням дуже великих об’ємів води. Механізми мінімізації водовикористання та оптимізації водовикористання окремих свердловин чи операцій ГРП не достатньо ефективні. В масштабах регіону активного освоєння та видобутку “неконвенційних“ вуглеводнів потрібне злагоджене та чітко скоординоване управління використання водних ресурсів.
Окрім конструювання трубопроводів і очисних споруд та безпосередньої оптимізації водовикористання та її удосконалення, діяльність консорціуму повинна бути націлена на залучення нових учасників, бути прикладом для інших регіонів нафто-газовидобутку та активно підтримувати діалог з громадськістю.
Використання очищених технологічних стічних вод в Харківській області на послідуючі потреби буріння та ГРП
Процес спорудження свердловин супроводжується значними витратами водних ресурсів, а також вживанням матеріалів і хімічних реагентів різної міри екологічної небезпеки. Для забезпечення процесу буріння чи ГРП необхідно мати значні об’єми природної або очищеної стічної води. Традиційно, для забезпечення водою буріння глибоких свердловин, поряд проходиться 1-2 неглибокі (до 400м) свердловини, які з найближчого водоносного горизонту подають воду. На даний час є багато заперечень проти використання підземної(потенціально – питної води). Але для ГРП можна використати воду , яка вже була у вжитку, тобто очищену стічну воду. Після очисних споруд, які діють у районі нафтогазоносному регіоні. Очікується, що витрати води на потреби буріння та ГРП будуть щороку зростати. При цьому частка водовикористання на потреби вертикального буріння буде зменшуватись, а на потреби горизонтального буріння і ГРП зростати.
Рекомендації щодо технології очистки для повторного використання води
Джерела забруднення при бурінні свердловин умовно можна розділити на постійні та тимчасові. До перших відносяться фільтрація та витоки рідких відходів з шламових амбарів. До другої групи належать джерела тимчасової дії —поглинання бурового розчину при бурінні, викиди флюїду пласта на денну поверхню, порушення герметичності зацементованого заколонного простору, яке призводить до міжпластових перетікань і заколонних проявів, затоплення території бурової внаслідок паводку в період весняної повені або інтенсивного танення снігів і розливу, при цьому, вмісту шламових амбарів.
Метод очищення бурового шламу, який пропонується
Для буріння свердловини (1) використовують буровий розчин, що містить глину і різні добавки. В процесі буріння буровий розчин з вибуреною породою спрямовується у відстійник, з якого вода (після осадження вибуреної породи) спрямовується у свердловину, а осад (шлам) залишається у відстійнику — шламовому амбарі (2), рис. 59.
Синій прямокутник на правому рисунку — місце, де може бути розміщено БІС. У своєму складі шлам (окрім піщано-глинистих часток вибуреної породи) містить широкий спектр забрудників мінеральної і органічної природи, представлений матеріалами та хімреагентами, які використовують для приготування бурового розчину, а в процесі гідророзриву — специфічного розчину. На 1 м3 шламу приходиться до 50-70 кг забруднюючої органіки, не враховуючи твердих часток.
Існуючі методи очищення стічних вод, що утворюються при бурінні та після проведення ГРП (Польський досвід)
Утилізація відпрацьованих бурових розчинів та розчинів (гелів) для ГРП — одна з найбільш складних задач у загальній проблемі зниження шкідливого впливу процесу буріння свердловини на об’єкти природного середовища та, в першу чергу, гідросфери.
Грубодисперсні мінеральні й органічні забруднюючі речовини виділяють зі стічних вод за допомогою механічних методів очищення (проціджування, відстоювання, поділ в полі відцентрових сил на гідроциклонах або в центрифугах). Для відділення дрібнодисперсних забруднюючих часток широко використовується фільтрування.
Фізико-хімічні методи очищення стічних вод знаходять все більш широке застосування в якості самостійного методу в поєднанні з іншими видами очищення. Обумовлено це все зростаючим використанням на нафтогазових підприємствах оборотних систем водопостачання, які вимагають глибокого очищення стічних вод, а також прагненням до максимального вилучення зі стоків корисних продуктів з метою їх повторного використання. Найбільш широко використовуються методи коагуляції, флотації, екстракції, тощо. Всі інші методи не є універсальними і використовуються, як правило, в системах локальної очистки.
Очищення бурових стічних вод, утилізація відходів буріння
Коагуляція — один з найбільш доступних і дешевих методів очищення бурових стічних вод. Очищені таким води можна повторно використовувати в технологічних процесах буріння свердловин чи проведенні гідророзриву. Методи очищення бурових стічних вод: фільтрація, центрифугування, окислення органічних домішок озоном з подальшим використанням вод в оборотному водопостачанні не отримали широкого розповсюдження для локальної очистки.
Методи очищення пластових вод
Для очищення гідророзривних і в цілому промислових стічних вод найбільш широко застосовують найпростіший і дешевий спосіб - відстій в резервуарах-відстійника. Проте такий спосіб не завжди забезпечує необхідний ступінь очистки. Додатково використовують фільтри, гідроциклони.
Механізми вилучення характеризуються різноманіттям:
