Многостадийное будущее

Многостадийное будущее

История внедрения многостадийного гидроразрыва пласта в «Газпром нефти», результаты применения и дальнейшие планы по развитию технологии

Для успешного введения технологии МГРП в «Газпром нефти» привлечены геологи, разработчики, специалисты по ГРП, буровики
Сотрудники «Газпром нефти» работают в тесном контакте с западными специалистами

Экологичность технологии обеспечена качеством выполнения работ

Фото: Роман Хасаев, Евгений Уваров, Александр Мирзаханов, Александр Таран

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА:

Прорывная технология интенсификации добычи, известная в мире как MZST (Multizone stimulation technology). Суть метода в том, чтобы добиться контакта с целевым пластом на всем протяжении горизонтального ствола скважины и последовательно воздействовать на него в заданных интервалах для получения максимальных притоков. Это достигается проведением цикла гидроразрывов и созданием высокопроводящих трещин в нефтенасыщенном коллекторе.

Технология предусматривает использование пакерных компоновок, когда в горизонтальную часть скважины опускают комплект оборудования — хвостовик с муфтами и заколонные пакеры для изоляции интервалов. В процессе закачки жидкости муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП. Такая система позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвостовика.

Трудноизвлекаемые запасы, которые долгое время были головной болью нефтяников, сегодня становятся едва ли не важнейшим вариантом развития отрасли. Но только для тех, кто осваивает сложные прогрессивные технологии, такие как многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах. «Газпром нефть» уже фактически вывела ее в разряд «серийных» геолого-технических мероприятий, подтвердив репутацию инновационной высокотехнологичной компании

ЖИЗНЕСПОСОБНАЯ СХЕМА

Проблема разработки месторождений с небольшими запасами и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) достаточно долго не была для России жизненно важной. Пока не иссякли богатые фонтаны гигантских залежей, ее решение откладывали. Однако сегодня, когда истощение ресурсной базы — тенденция, работа на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами стала серьезнейшим вызовом, потребовавшим дополнения стандартных методов разработки новыми подходами и технологиями.

Выйдя на российский рынок, лидеры мирового нефтесервиса, такие как Schlumberger, Halliburton, Weatherford, стали приспосабливать имевшиеся в их арсенале технологические инструменты к отечественным горно-геологическим условиям. Так было с бурением горизонтальных скважин и проведением гидроразрыва. Так было, когда на новой ступени развития стали соединять эти сложные технологии, используя метод многократного разрыва продуктивного пласта на всем протяжении горизонтальной части ствола.

Метод оказался незаменим на месторождениях с низкими фильтрационными свойствами, с плохими коллекторскими характеристиками нефтенасыщенного пласта. Технология позволяла вовлечь в разработку «тяжелые» запасы, сделать рентабельной добычу на участках, к которым не было смысла приближаться без необходимого инженерно-технологического инструментария. Продвижение метода, однако, сдерживала не только его дороговизна. Он требовал высочайшей квалификации персонала и соответствующего оборудования, в целях экономии — желательно отечественного образца.

Все необходимое появилось к началу второго десятилетия ХХI века, и в 2010 году внедрением технологии занялись в «Газпром нефти». Тогда в проект были вовлечены геологи, разработчики, специалисты по ГРП, буровики, ведь для его реализации требовалось ясное понимание того, где стоит применять технологию, а где нет, продумать геологические модели, количество и длину трещин, сделать расчеты. Сотрудники «Газпром нефти» работали в тесном контакте с компаниями, которые предлагали такие технологии на рынке. В итоге в 2011 году на Вынгапуровском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» была пробурена и введена в эксплуатацию первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями ГРП. На каждой в пласт закачивалось до 70 тонн пропанта. Эксперимент удался. Он позволил опробовать технологию в полевых условиях и обнадежил идеологов метода.

Этап опытно-промышленных работ по использованию МГРП занял в компании чуть более двух лет. Летом 2012 года на Приобском («Газпромнефть-Хантос») и Вынгаяхинском («Газпромнефть-Муравленко») месторождениях при многократном гидроразрыве получили значительные нефтяные фонтаны. Поняли: схема жизнеспособна. Оставалось найти способ снижения затрат и сделать технологию обыденной, а операции окупаемыми на всей территории деятельности «Газпром нефти».

В 2012 году было пробурено 29 горизонтальных скважин с МГРП в четырех дочерних обществах, годом позже проведено свыше 140 операций уже в семи «дочках» на 11 месторождениях. Начинали с четырехстадийного гидроразрыва, потом перешли к 6–7 стадиям, а кульминацией стало проведение 10‑стадийного ГРП. В августе 2013 года «Газпром нефть» первой в России реализовала такой проект — на Вынгапуровском месторождении в ЯНАО.

Сегодня можно говорить о том, что технология перестала быть уникальной. С момента, когда произошел переворот в умах, до массового применения многостадийных гидроразрывов в «Газпром нефти» прошло три года. Мировая практика показывает, что это по силам немногим. Однако решимости прибавляла сама жизнь. Проблема рентабельных дебитов на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в Западной Сибири встала во весь рост. И требовала адекватных мер стимуляции сложных для разработки пластов.

НА ОСНОВЕ ОПЫТА

Резервы оптимизации не исчерпаны, но процент не вполне успешных операций (чего полностью не избежать) оказался при этом крайне низким. «Уровни рентабельности здесь можно рассматривать в виде прогнозных оценок, фактические показатели получают спустя время. Зато технологическая эффективность видна сразу, — отмечает начальник департамента по технике и технологиям добычи нефти „Газпромнефть НТЦ“ Руслан Кайбышев. — По нашей информации, количество неуспешных операций МГРП у нас меньше, чем у других российских компаний, — всего 2,9%».

Впрочем, это не повод для умиротворения: метод сложный, причем на всех этапах. Проектирование и построение модели. Бурение горизонтальной скважины с применением геонавигации, когда в режиме online отслеживают попадание в пласт с учетом его строения и кривизны. Выбор подрядчика и подбор компоновок. Определение длины ствола и числа трещин, чтобы создать наибольший контакт с пластом.

Полученный опыт, однако, позволяет скорректировать позицию, а где-то и принципиально изменить подходы по ряду моментов.

Так, бурение скважины, где впервые было применено МГРП, доверили одному подрядчику, а освоение, подбор оборудования и гидроразрыв — компании Weatherford, имевшей опыт использования технологии за рубежом. Тогда это было оправдано. Сегодня в «Газпром нефти» сформирован целый пул контрагентов, за каждый этап отвечает свой исполнитель. Отечественные производители отреагировали на спрос со стороны нефтегазовых холдингов и стали готовить оборудование, мало уступающее западному. При этом и сервисные гиганты, такие как Schlumberger, развернули собственное производство в российских регионах.

Как считают специалисты, неправильно говорить о снижении затрат за счет сокращения сроков бурения — правильнее о сокращении непроизводительного времени и лишних затрат. На каждом этапе бурения, особенно в завершающей фазе, получаемая со скважины информация анализируется, что в итоге иногда приводит к приостановке процесса. И это оправданно: потери от непопадания в пласт для компании будут ощутимей.

Другой пример — экология. В Европе многие убеждены, что гидроразрыв наносит недрам ущерб. Метод действительно жесткий и применяют его, только все тщательно взвесив, но и объемы закачки пропанта в Сибири при МГРП несопоставимо ниже европейских или североамериканских. «Западная пресса пишет: гидроразрыв влияет на качество питьевой воды. Но она залегает в верхних горизонтах, а наши скважины в Сибири имеют глубину до 3 км, — замечает Руслан Кайбышев. — Видимо, где-то имеют место технологические просчеты, низкое качество цементажа, сама технология тут ни при чем. К тому же у нас проект проходит экспертизу, за разработкой следят государственные органы, и вопросов к нам не возникает».

Корпоративный контроль не менее значим. Особенно если учесть, что, например, Приобское месторождение без использования ГРП нельзя было бы разрабатывать, а его доля в структуре добычи компании высока. Любая скважина после бурения нуждается в присмотре — тем более горизонтальная, с комплектом сложного оборудования для гидроразрыва.

РАЗВИТИЕ В ТРАНСФОРМАЦИИ

Мониторинг скважин с МГРП — большая комплексная работа, и она в «Газпром нефти» уже ведется. Цели исследования далеки от чисто научных, компания производственная, но отследить изменения, вмешаться и внести коррективы в технологическую модель, усовершенствовать ее все равно важно.

Сейчас создается специальный регламент, в котором будут зафиксированы все технологические процедуры проведения МГРП, что должно повысить эффективность методики. Прямо влияет на успешность проведения операций и квалификация персонала. Повысить ее призваны корпоративные курсы. Планируется и создание собственных учебных центров на базе НТЦ. Полезен также обмен опытом в рамках отраслевой системы, в частности, на конференциях SPE «ГРП в России. Опыт и перспективы». Тем более что проблемы у всех общие. И связаны они во многом именно с использованием новых приемов, инновационных подходов при разработке трудноизвлекаемых запасов. Так, на одном из участков Оренбургского месторождения («Газпромнефть Оренбург») в 2013 году был осуществлен первый кислотный МГРП в карбонатных коллекторах, которые отличаются от западносибирских. Эксперимент подтвердил: технологию можно адаптировать к разным геологическим условиям, и вызвал большой интерес.

Перспективы дальнейшего внедрения технологии связаны как раз с ее трансформацией. Но именно в тех случаях, когда стандартные подходы не вполне результативны. К примеру, прорабатывается вопрос применения растворимых шаров, используемых в ходе многостадийного ГРП, актуализируются геологические и гидродинамические модели.

Между тем география использования МГРП расширяется. К регионам, где метод опробован, добавляются новые, причем технология успешно укладывается в новые российские активы компании, такие как «Газпромнефть Новый порт», и зарубежные, например на Балканах. Вместе с тем границы использования технологии есть, и они ощутимы. Тут как раз тот случай, когда нужно «торопиться не спеша», и в компании это все понимают.

Без применения многостадийного гидроразрыва разработка перспективных залежей сланцевой нефти так называемой баженовской свиты в Западной Сибири весьма проблематична.

Наше соглашение о сотрудничестве с Schlumberger предусматривает расширение взаимодействия именно в этой сфере. В то же время развиваются партнерские отношения с компаниями «Арктикгаз», «НОВАТЭК», Shell. Думаю, это свидетельство того, что уровень реализации проектов, связанных с МГРП, у «Газпром нефти» достаточно высок и опыт компании стал показательным.

РУСЛАН КАЙБЫШЕВ,
начальник департамента по технике и технологиям добычи нефти «Газпромнефть НТЦ»

За последние два года мы смогли полностью освоить технологию МГРП, и сегодня многостадийный гидроразрыв на горизонтальных скважинах — обыденная операция при разработке месторождений «Газпром нефти». В прошлом году мы первыми в России провели 10‑стадийный ГРП, но инновационность заключается не в количестве портов, а в усовершенствовании технологии. И здесь мы уже сделали несколько шагов вперед.

В минувшем году мы начали применять МГРП при зарезке боковых стволов — также одними из первых. Сложность этого процесса — в маленьком диаметре бокового ствола, при котором даже геологотехнические мероприятия трудны, не говоря уже о гидроразрыве. Тем не менее мы научились делать до четырех портов ГРП и, несмотря на сложности, нас это уже не пугает.

Следующим шагом станет внедрение растворимых шаров в компоновке МГРП. Это позволит нам отказаться от необходимости разбуривания этих шаров с помощью колтюбинга (гибких насосно-компрессорных труб) перед началом добычи и, соответственно, сократить полный цикл и стоимость строительства скважины.

АЛЕКСЕЙ ГОВЗИЧ,
начальник департамента бурения и внутрискважинных работ «Газпром нефти»

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Инфографика: Алиса Бережная