Siete datos clave sobre FGP Fracking o fracturación hidráulica: tecnología, historia, equipamiento

Esta tecnología, que se ha utilizado para intensificar el trabajo y aumentar la producción de los pozos productores de petróleo durante más de medio siglo, provoca quizás el debate más acalorado entre ecologistas, científicos, ciudadanos comunes y, a menudo, incluso los propios trabajadores de la industria extractiva. . Mientras tanto, la mezcla que se bombea al pozo durante la fracturación hidráulica consiste en un 99% de agua y arena, y solo un 1% de productos químicos.

Qué dificulta la recuperación de petróleo

La razón principal de la baja productividad de los pozos junto con la mala permeabilidad natural de la formación y la mala calidad de los disparos es una disminución en la permeabilidad de la zona de formación de fondo de pozo. Este es el nombre del área del yacimiento alrededor del pozo, que está sujeta a los efectos más intensos de varios procesos que acompañan la construcción del pozo y su posterior operación y violan el estado de equilibrio mecánico y fisicoquímico inicial del yacimiento. La perforación en sí cambia la distribución de las tensiones internas en la roca circundante. También se produce una disminución en la productividad del pozo durante la perforación como resultado de la penetración del fluido de perforación o su filtrado en la zona de formación del fondo del pozo.

La mala perforación por el uso de disparadores de baja potencia, especialmente en pozos profundos, donde la energía de la explosión de cargas es absorbida por la energía de altas presiones hidrostáticas, también puede ser la razón de la baja productividad de los pozos.

Una disminución en la permeabilidad de la zona de formación de fondo de pozo también ocurre durante la operación de los pozos, acompañada de una violación del equilibrio termobárico en el sistema de formación y la liberación de gas libre, parafina y sustancias resinosas de asfalto del petróleo, que obstruyen el espacio poroso. del embalse. También se observa una intensa contaminación de la zona de formación de fondo de pozo como resultado de la penetración de fluidos de trabajo en ella durante varias operaciones de reacondicionamiento en los pozos. La inyectividad de los pozos de inyección se deteriora debido a la obstrucción del espacio poroso de la formación con productos de corrosión, limo, productos petrolíferos contenidos en el agua inyectada. Como resultado de tales procesos, la resistencia a la filtración de líquidos y gases aumenta, los caudales de los pozos disminuyen y existe la necesidad de influencia artificial en la zona de formación de fondo de pozo para aumentar la productividad de los pozos y mejorar su conexión hidrodinámica. con la formación.

Tecnologíafracking

Para mejorar la recuperación de petróleo, intensificar la operación de pozos de petróleo y gas y aumentar la inyectividad de los pozos de inyección, se utiliza el método de fracturación hidráulica o fracking. La tecnología consiste en crear una fractura de alta conductividad en la formación objetivo bajo la acción de un fluido alimentado a presión para asegurar la entrada del fluido producido al fondo del pozo. Después de la fracturación hidráulica, el caudal del pozo, por regla general, aumenta drásticamente, o la reducción se reduce significativamente. La tecnología de fracturamiento hidráulico hace posible "reactivar" los pozos inactivos, donde la producción de petróleo o gas por métodos tradicionales ya no es posible o no es rentable.

La fracturación hidráulica (fracturación hidráulica) es uno de los medios más efectivos para aumentar la productividad de los pozos, ya que conduce no solo a la intensificación del desarrollo de reservas ubicadas en la zona de drenaje del pozo, sino que también, bajo ciertas condiciones, hace Es posible expandir significativamente esta zona mediante la introducción de zonas con mal drenaje en la producción y capas intermedias y, por lo tanto, lograr una mayor recuperación final de petróleo.

Historiamétodo de fracturamiento hidráulico

Los primeros intentos de intensificar la producción de petróleo de los pozos de petróleo se realizaron en la década de 1890. En los Estados Unidos, donde la producción de petróleo se estaba desarrollando a un ritmo rápido en este momento, se probó con éxito un método para estimular la producción a partir de rocas compactas utilizando nitroglicerina. La idea era hacer explotar la nitroglicerina para aplastar las rocas apretadas en la zona del fondo del pozo y asegurar un aumento en el flujo de petróleo hacia el fondo. El método se ha aplicado con éxito durante algún tiempo, a pesar de su evidente peligro.

La primera fracturación hidráulica comercialmente exitosa se llevó a cabo en 1949 en los Estados Unidos, después de lo cual el número comenzó a aumentar drásticamente. A mediados de los años 50, el número de operaciones de fracturamiento hidráulico realizadas alcanzó las 3000 por año. En 1988, el número total de trabajos de fracturación hidráulica realizados superó el millón, y esto es solo en los Estados Unidos.

En la práctica nacional, el método de fracturamiento hidráulico se ha utilizado desde 1952. El pico de aplicación del método se alcanzó en 1959, después de lo cual el número de operaciones disminuyó, y luego esta práctica se detuvo por completo. Desde principios de la década de 1970 hasta finales de la de 1980, no se llevó a cabo la fracturación hidráulica en la producción nacional de petróleo a escala industrial. En relación con la puesta en servicio de grandes campos petroleros en Siberia occidental, la necesidad de intensificar la producción simplemente ha desaparecido.

… Y hoy es

El resurgimiento de la práctica del uso de la fracturación hidráulica en Rusia comenzó solo a fines de la década de 1980. Actualmente, las posiciones de liderazgo en términos de número de operaciones de fracturamiento hidráulico las ocupan EE. UU. Y Canadá. Les sigue Rusia, en la que el uso de la tecnología de fracturamiento hidráulico se produce principalmente en los yacimientos petrolíferos de Siberia occidental. Rusia es prácticamente el único país (sin contar Argentina) fuera de Estados Unidos y Canadá donde la fracturación hidráulica es una práctica común y se percibe de manera bastante adecuada. En otros países, la aplicación de la tecnología de fracturamiento es difícil debido a sesgos locales y malentendidos de la tecnología. En algunos de ellos, existen importantes restricciones al uso de la tecnología de fracturamiento hidráulico, hasta la prohibición total de su uso.

Varios expertos sostienen que el uso de tecnología de fracturamiento hidráulico en la producción de petróleo es un enfoque bárbaro e irracional del ecosistema. Al mismo tiempo, el método es ampliamente utilizado por casi todas las principales compañías petroleras.

El uso de la tecnología de fracturación hidráulica es bastante extenso, desde yacimientos de baja hasta alta permeabilidad en pozos de gas, condensado de gas y petróleo. Además, mediante el uso de la fracturación hidráulica, es posible resolver problemas específicos, por ejemplo, eliminar la producción de arena en los pozos, obtener información sobre las propiedades del yacimiento de los objetos de prueba en los pozos de exploración, etc.

En los últimos años, el desarrollo de tecnologías de fracturamiento hidráulico en Rusia tiene como objetivo aumentar el volumen de inyección de apuntalante, la producción de fracturamiento de nitrógeno, así como el fracturamiento hidráulico de múltiples etapas en el yacimiento.

Equipo parafracturamiento hidráulico

El equipo necesario para la fracturación hidráulica es fabricado por varias empresas, tanto extranjeras como nacionales. Una de ellas es la empresa TRUST-ENGINEERING, que ofrece una amplia gama de equipos para fracturación hidráulica en el diseño estándar y en forma de modificación, realizada a petición del cliente. .

Como ventaja competitiva de los productos de TRUST-ENGINEERING LLC, es necesario señalar la alta participación de la localización de la producción; aplicación de las más modernas tecnologías de diseño y producción; uso de unidades y componentes de líderes mundiales en la industria. También es importante destacar la alta cultura de diseño, producción, garantía, posgarantía y servicio posventa inherente a los especialistas de la empresa. Los equipos para la fracturación hidráulica producidos por TRUST-ENGINEERING LLC son más fáciles de comprar debido a la presencia de oficinas de representación en Moscú (Federación de Rusia), Tashkent (República de Uzbekistán), Atyrau (República de Kazajstán), así como en Pancevo (Serbia) .

Por supuesto, el método de fracturamiento hidráulico, como cualquier otra tecnología utilizada en la industria minera, no está exento de ciertas desventajas. Una de las desventajas del fracking es que el efecto positivo de la operación puede ser anulado por situaciones imprevistas, cuyo riesgo con una intervención tan extensa es bastante alto (por ejemplo, es posible una violación imprevista de la estanqueidad de un depósito de agua cercano ). Al mismo tiempo. La fracturación hidráulica es uno de los métodos más efectivos de estimulación de pozos en la actualidad, abriendo no solo formaciones de baja permeabilidad, sino también reservorios de permeabilidad media y alta. El mayor efecto de la fracturación hidráulica se puede lograr mediante la introducción de un enfoque integrado para el diseño de la fracturación hidráulica como un elemento del sistema de desarrollo, teniendo en cuenta varios factores, como la conductividad del yacimiento, el sistema de colocación de pozos, el potencial energético del yacimiento, la mecánica de la fractura, características del fluido de fracturación y apuntalante, limitaciones tecnológicas y económicas ...

Director de ICT SB RAS Doctor en Ciencias Físicas y Matemáticas Sergey Grigorievich Cherny.

Por qué es necesaria la fracturación hidráulica (fracturación hidráulica), por qué es necesario modelarlo, qué es un modelo avanzado y quién está interesado en él - estas y otras preguntas las responde el director del Instituto de Tecnologías Computacionales de la SB RAS, Doctor en Ciencias Físicas y Matemáticas Sergei Grigorievich Cherny.

1. ¿Para qué sirve la fracturación hidráulica?

La fracturación hidráulica se inventó para el desarrollo de depósitos minerales y la construcción de estructuras subterráneas en condiciones geológicas y físicas difíciles, cuando se necesitan métodos de destrucción y descarga controladas de masa rocosa, la creación de sistemas de drenaje en ellos, pantallas aislantes, etc. . La fracturación hidráulica ocupa un lugar especial entre los métodos para intensificar la operación de los pozos productores de petróleo y gas y aumentar la inyectividad de los pozos de inyección. En 2015-2017, se llevaron a cabo 14-15 mil operaciones de fracturación hidráulica en Rusia por año, en los EE. UU., Alrededor de 50 mil.

El método de fracturamiento hidráulico consiste en crear una fractura de alta conductividad en una masa rocosa intacta para asegurar el flujo al fondo del pozo de gas, petróleo, su mezcla, condensado, etc. ácido. La presión de inyección es más alta que la presión de fractura, por lo que se forma una fractura. Para arreglarlo en estado abierto, se usa apuntalante para calzar la fractura, o ácido, que corroe las paredes de la fractura creada. El apuntalante de nombre proviene de la abreviatura inglesa "agente de apoyo" - apuntalante. En esta capacidad se utilizan, por ejemplo, arena de cuarzo o bolas cerámicas especiales, que son más fuertes y más grandes y, por tanto, más permeables.

2. ¿Por qué necesita el modelado de fracturamiento hidráulico?

La creación de tecnología de fracturamiento hidráulico requiere el modelado de su proceso. Esto permite predecir la geometría de la fractura y optimizar toda la tecnología de fracturación hidráulica. En particular, es muy importante asegurar la forma correcta de la fractura en la sección inicial de su propagación en las proximidades del pozo. Debe estar libre de curvas cerradas, que pueden provocar la aparición de tapones que obstruyen el canal de bombeo del petróleo o gas producido. Surge una pregunta natural: ¿de dónde obtener los datos geofísicos sobre el yacimiento, como permeabilidad, porosidad, compresibilidad, estado de tensión y otros, necesarios para que el modelo funcione?

Esta pregunta surgió mucho antes de que el desarrollo de la tecnología de fracturación hidráulica y la ciencia propusiera muchos métodos para determinar varios parámetros del problema. Estos incluyen análisis de núcleos (muestras de roca obtenidas durante la perforación), y múltiples sensores de presión y deformación instalados en diferentes partes del pozo, y métodos de exploración sísmica, en los que, al tiempo de paso de ondas elásticas inducidas desde la superficie, determinan los límites de varios materiales en la roca y sus parámetros, e incluso mediciones de radiactividad natural, que pueden mostrar, por ejemplo, la ubicación de capas de arcilla.

Los geofísicos cuentan con tecnologías probadas, incluidas las basadas en perforaciones de campo y mediciones geofísicas, para determinar las principales tensiones de ocurrencia en un macizo intacto. También se utiliza una tecnología mini-fractura, en la que, según los parámetros obtenidos en el proceso de creación de una pequeña fractura, se calibran modelos, que predecirán el comportamiento de una fractura mayor. Por supuesto, ninguno de los enfoques puede brindar una imagen completa, por lo tanto, los métodos para obtener información sobre el reservorio se mejoran constantemente, incluso en nuestro instituto. Por ejemplo, hemos demostrado que los parámetros de fracturamiento de la roca que rodea el pozo se pueden determinar resolviendo problemas inversos basados ​​en modelos de filtración de lodo de perforación y dependencias de presión medidas en el pozo. También determinamos la estructura y los parámetros del área cercana al pozo con base en los resultados del registro de pozos, resolviendo el problema inverso con base en las ecuaciones de Maxwell.

3. ¿Cuánto tiempo se ha realizado el modelado de fracturación hidráulica?

Hace relativamente mucho tiempo, a partir de los años 50 del siglo XX, casi inmediatamente después de que se comenzara a utilizar la fracturación hidráulica como método para aumentar la productividad de un pozo. Al mismo tiempo, en 1955, se propuso uno de los primeros modelos de fracturación hidráulica: el modelo Khristianovich-Zheltov, que se desarrolló aún más en el trabajo de Girtsma y de Klerk y es conocido en todo el mundo como Christianovich-Girtsma-de Klerk. (KGD) modelo. Un poco más tarde, se crearon dos modelos más conocidos y ampliamente utilizados: el modelo Perkins-Kern-Nordgren (PKN) y el modelo de fractura plano-radial. Estos tres modelos representan respectivamente tres conceptos geométricos básicos en una variedad de modelos planos unidimensionales:

• propagación rectilínea de grietas desde una fuente lineal de altura infinita;
• propagación rectilínea de grietas desde una fuente lineal de altura finita;
• Propagación radial simétrica de grietas desde una fuente puntual.

Tres conceptos básicos y sus modificaciones describen la fracturación hidráulica bastante bien para las orientaciones típicas de los pozos en los campos convencionales de petróleo y gas, que implican perforación vertical o direccional y una fractura hidráulica por pozo. Estos modelos no han perdido su relevancia y, por su velocidad, se utilizan en los modernos simuladores de fracturación hidráulica, tanto para obtener información primaria sobre la fractura como para optimizar los parámetros de fracturación hidráulica.

Sin embargo, en la actualidad, debido al agotamiento de las reservas tradicionales y fácilmente recuperables, el desarrollo de campos no convencionales, que se caracterizan por una estructura más compleja de reservorios de petróleo y gas, toma un lugar cada vez más importante en el mundo. Las características distintivas de dichos reservorios son la permeabilidad del reservorio baja (arena densa) y ultra baja (gas y petróleo de esquisto) o, por el contrario, extremadamente alta (arenisca con petróleo pesado), la presencia de un sistema ramificado de fracturas, que puede contener una o más familias orientadas en diferentes direcciones y entrecruzadas. Muy a menudo, el desarrollo de campos tan poco convencionales se vuelve económicamente rentable sin un estímulo de la producción como el fracturamiento hidráulico. Al mismo tiempo, los modelos tradicionales de fracturación hidráulica no describen adecuadamente estos procesos y se requieren modelos nuevos y más sofisticados (modernos, avanzados, mejorados).

4. ¿ICT SB RAS es capaz de resolver el problema del modelado de fracturamiento hidráulico para campos no convencionales?

La fracturación hidráulica es una tecnología compleja, y el desarrollo de un modelo de todo el proceso no está dentro del poder de una sola institución, por lo tanto, equipos de científicos de todo el mundo se están concentrando en diferentes partes de esta tecnología. IVT tiene una amplia experiencia en el modelado de la etapa inicial de propagación de la fractura hidráulica: desde su formación hasta alcanzar varios metros de tamaño. En esta etapa, a diferencia de una grieta desarrollada, cuyas dimensiones ya alcanzan cientos de metros, la curvatura está fuerte y fuertemente influenciada, lo que debe tenerse en cuenta.

Por lo tanto, estamos desarrollando una dirección para mejorar los modelos en términos de tener en cuenta la tridimensionalidad del proceso de propagación. Para una descripción realista de la propagación del frente de grieta en un caso tridimensional arbitrario, es necesario aplicar un criterio tridimensional para encontrar el incremento del frente de grieta y elegir la dirección de su propagación, teniendo en cuenta la mezcla mixta. cargando en los tres modos de estrés. Entre los trabajos existentes dedicados a los modelos tridimensionales de propagación, la deflexión del frente de la grieta está determinada solo por el segundo modo. Utilizan criterios planos bidimensionales. Hemos construido y verificado un nuevo modelo numérico totalmente tridimensional de propagación de fracturas desde la cavidad bajo la influencia de la presión de un fluido inyectado de reología compleja con un criterio de propagación tridimensional. Permitió describir la evolución de la fisura desde el momento de su formación hasta llegar a la dirección principal, teniendo en cuenta su curvatura.

Otro rasgo distintivo de este modelo es la consideración simultánea del pozo en sí y la carga variable causada por el flujo de fluido en la fractura que se propaga desde el pozo. Normalmente, en el trabajo de propagación de fracturas 3D, el pozo no está presente en el modelo. En el mejor de los casos, se considera una carga variable en la fractura, causada por la inyección de fluido newtoniano en ella desde una fuente puntual.

Cabe destacar también que el desarrollo tecnológico de los yacimientos no convencionales va acompañado del diseño de nuevos fluidos de fracturamiento y diversos aditivos a los mismos (fibras, flocados, etc.), que modifican significativamente el comportamiento reológico de estos fluidos. Por ejemplo, el creciente interés en yacimientos no convencionales densos y ultradensos con alto contenido de arcilla ha llevado al desarrollo de formulaciones especiales con fracciones de gas altas y fracciones bajas de agua. Estos fluidos no perjudican las propiedades de filtración de la roca y no provocan su destrucción física durante su inyección.

En nuestra monografía, publicada en 2016, generalizamos los modelos de fractura desarrollados por el ICT SB RAS. Recopila los resultados publicados en las revistas mejor calificadas incluidas en las bases de citas de WoS y Scopus, como Engineering Fracture Mechanics, International Journal of Fracture y otras.

5. ¿Por qué necesita un modelo modificado?

La forma en que se ubicará la grieta desarrollada es más o menos conocida. Existe un término plano de fractura preferido: el plano de propagación de grietas preferido. Si se conocen las tensiones (fuerzas) que comprimen la roca y sus direcciones (también es un problema determinarlas, los geofísicos se dedican a ello), entonces este plano no es difícil de determinar. En los modelos y simuladores modernos, la atención se centra en la configuración de la fractura en este plano. Cuando una fractura se origina en un pozo, la posición y la dirección están influenciadas no solo por las tensiones en la formación, sino también por el pozo, el revestimiento y las perforaciones (agujeros en la roca), su forma y tamaño. Y la dirección de la grieta al inicio del proceso no siempre coincide con el plano en el que se ubicará la grieta desarrollada. Inevitablemente, se produce la curvatura de la grieta, en la que se produce la compresión de la grieta. Tal pellizco no solo puede provocar que el apuntalante se pegue, sino que también puede causar una fuerte caída de presión cerca del pozo. Ahora, en los simuladores, esta caída de presión se tiene en cuenta mediante un coeficiente empírico, el factor piel, y no con mucho éxito. Nuestro modelo nos permite predecir y describir con mayor precisión este efecto.

6. ¿Se puede aplicar el modelo de fracturamiento hidráulico modificado directamente a los campos?

Inicialmente, IWT no se centró en la implementación de modelos conocidos y el desarrollo de tecnologías, sino que se centró en la creación de sus bases científicas. Sin embargo, estos fundamentos también tienen una aplicación práctica directa. Por ejemplo, al comienzo del proceso de fractura, se requiere más presión para iniciar una fractura que para mantenerla. Y no siempre es fácil determinar esta presión, y la cantidad y el tipo de equipo requerido depende de ello. En la literatura mundial se presentan estimaciones analíticas aproximadas, ha habido intentos de cálculo, pero no se ha encontrado la solución definitiva al problema. Hemos desarrollado un modelo de inicio de fractura, que (el modelo) predice tanto la presión de fractura como el tipo de fractura formada y su orientación a partir de la configuración y tensiones en la roca.

Este modelo no se puede aplicar directamente en el campo. El cálculo y la configuración llevan algún tiempo. Además, se requiere un conocimiento preciso de las direcciones de las tensiones, sus valores y las direcciones de perforación. Por lo general, esta información no está disponible, ya que la precisión de la medición no siempre es suficiente, debido al alto costo, no se miden todas las tensiones en la formación, las direcciones de los disparos no se pueden determinar con precisión, ya que hay varios kilómetros del lugar donde la carcasa se fija a las perforaciones.

Pero el modelo puede decir qué orientaciones del pozo son las más peligrosas desde el punto de vista de la fracturación hidráulica fallida, desde el punto de vista de la formación de una fractura longitudinal (que es indeseable en la fracturación hidráulica de múltiples etapas), la presión intervalos necesarios para iniciar la fracturación hidráulica. Por ejemplo, realizamos un estudio de este tipo por orden de la empresa Schlumberger para un campo en Omán, que está ubicado a una profundidad de más de cuatro kilómetros y está altamente comprimido no solo verticalmente, sino también horizontalmente, por lo que hubo menos intentos exitosos de fracturamiento en la mitad.

7. ¿Cuál es el futuro de la fracturación hidráulica en el contexto del "petróleo nuevo"?

El estado actual de las reservas tradicionales de petróleo y gas se puede caracterizar por la palabra "agotamiento". Se está produciendo una cantidad cada vez mayor a partir de reservorios poco convencionales y difíciles de recuperar. Algunos ejemplos son los portadores del llamado "petróleo de esquisto" o, para usar el término correcto, "petróleo de baja permeabilidad" en los Estados Unidos y Canadá, o la formación Bazhenov en Rusia. Este último, aunque tiene enormes reservas, es mucho más difícil de desarrollar. La roca tiene muchas características no solo en comparación con los reservorios tradicionales, sino también con el "shale", que es popular en el continente americano. Primero, estos son la permeabilidad y la porosidad, que son cientos y decenas de veces débiles, respectivamente. Es decir, contiene menos aceite y se mueve peor al pozo. El petróleo de tales rocas no se puede producir sin el uso de fracturación hidráulica.

En segundo lugar, las rocas de este tipo se caracterizan por una fuerte estratificación y plasticidad, o más bien fluidez, alta presión de poro, lo que complica tanto la fracturación hidráulica como su modelado. Desde el punto de vista de este último, es necesario tener en cuenta adicionalmente la anisotropía de las tensiones, el material, los efectos plásticos al describir la propagación de la fisura, la no linealidad de las deformaciones cuando la fisura se asienta sobre el apuntalante. Me gustaría señalar que, además de la fracturación hidráulica en sí, el desarrollo de esta formación requiere la solución de muchos problemas científicos y tecnológicos, en los que los científicos están trabajando en Skolkovo y en la Universidad Estatal de Moscú, en San Petersburgo y en Novosibirsk.

Durante las últimas décadas, la industria global del gas en los países desarrollados se ha convertido en una de las industrias más avanzadas tecnológicamente. La introducción de altas tecnologías ha transformado la industria y la ha convertido en uno de los líderes tecnológicos de la economía mundial.

Como uno de los combustibles fósiles más limpios y abundantes del mundo, el gas natural se utiliza cada vez más para generar energía. Esto conduce a una demanda cada vez mayor de este tipo de portador de energía. Al mismo tiempo, como esperaban varios expertos, el consumo de combustible azul seguirá creciendo. En particular, la Agencia Internacional de Energía (AIE) predice una "edad de oro" para el gas natural en los próximos años. Desplazará cada vez más a otros portadores de energía y su participación en la energía mundial aumentará al 25 por ciento para 2035 y más, en comparación con el 21 por ciento actual.

La industria del gas debe mantenerse al día con la creciente demanda y producir más gas natural, incluso mediante el crecimiento de la calidad, es decir, mediante la introducción de innovación tecnológica. Un potencial significativo para el mayor desarrollo de la industria del gas radica en el desarrollo de la extracción de fuentes no convencionales de gas natural. Entonces, en los últimos años, el desarrollo de gas de esquisto en los Estados Unidos se ha desarrollado rápidamente. A su vez, para Rusia, las tecnologías para la extracción de metano de lechos de carbón son relevantes. En particular, en el "Gazprom" ruso, esta dirección se denomina una de las principales direcciones de la estrategia de expansión de la base de recursos de la empresa de gas. Un lugar especial para expandir la base de recursos para las compañías de petróleo y gas nacionales y extranjeras lo ocupa la implementación de proyectos para la producción de gas natural en la plataforma marina, incluso en el Ártico.

Esta sección destaca algunas de las innovaciones que han transformado la industria del gas. En primer lugar, se destacan las tecnologías en el campo de la exploración y la producción. Además, habla de las innovaciones que han ampliado el potencial del uso del gas natural como combustible y le han permitido reclamar el papel de portador de energía más prometedor del siglo XXI.

Nuevas tecnologías en el segmento de exploración y producción

Las innovaciones tecnológicas en el sector de exploración y producción han abierto nuevas oportunidades para que la industria aumente la producción de gas natural y satisfaga la creciente demanda del mismo. Es importante que estas tecnologías hayan logrado hacer que la exploración y producción de gas natural sea más eficiente, segura y amigable con el medio ambiente. Algunas de las innovaciones tecnológicas en esta área se resumen a continuación:

o 3 Exploración sísmica D y 4D- El desarrollo de la exploración sísmica, que permite obtener y analizar datos sobre la densidad de rocas en tres dimensiones, ha cambiado enormemente la naturaleza de la producción de gas natural. La exploración sísmica 3D combina las técnicas tradicionales de generación de imágenes sísmicas con potentes ordenadores para crear modelos 3D de capas del subsuelo. La exploración sísmica 4D los complementa y le permite observar cambios en las características a lo largo del tiempo. Gracias a 3D y 4D, se ha vuelto más fácil identificar campos prometedores, aumentar la eficiencia de su desarrollo, reducir el número de pozos secos, reducir los costos de perforación y también reducir el tiempo de investigación. Todo esto conduce a beneficios económicos y ambientales.

o CO 2 - Arena - Frac(fracturamiento hidráulico). El método de fracturamiento hidráulico se utiliza desde 1970, lo que permitió incrementar el rendimiento de gas natural y petróleo de formaciones subterráneas. La tecnología de fracturación hidráulica con CO2 (arena) utiliza una mezcla de arena apuntalante y CO2 líquido para formar y expandir fracturas a través de las cuales el petróleo y el gas natural pueden fluir con mayor libertad. Luego, el CO2 se evapora, dejando solo arena en la formación sin otros residuos del proceso de fracturación para eliminar. Esta tecnología permite incrementar la extracción de gas natural y al mismo tiempo no daña el medio ambiente, ya que no genera residuos subterráneos, y además protege los recursos hídricos subterráneos.

o Tubería enrollada(tubería enrollada) - una de las áreas de desarrollo más dinámico del mundo en la producción de equipos de petróleo y gas. El método de operación de pozos con tubería flexible se basa en el uso de tuberías flexibles sin mangas al perforar y operar pozos. La tecnología de tubería flexible incluye un componente metalúrgico: la producción de tuberías flexibles de metal especial, el diseño, el diseño de equipos de tierra y fondo de pozo e instrumentación del programa de procesamiento de información. Las tecnologías de tubería flexible reducen significativamente el costo de perforación, así como la probabilidad de accidentes y derrames de petróleo, reducen la cantidad de desechos y reducen el tiempo de trabajo de 3 a 4 veces en comparación con los métodos tradicionales. La tubería flexible se puede utilizar junto con operaciones de perforación exigentes para mejorar la eficiencia de la perforación, lograr tasas de recuperación de hidrocarburos más altas y tener un impacto ambiental menor.

o Sistemas de telemetría. En la literatura extranjera, estos sistemas se denominan MWD (medición durante la perforación): sistemas desarrollados para medir parámetros de perforación y transmitir información a la superficie. La información recibida y procesada utilizando tecnologías modernas de telemetría permite a los trabajadores de campo monitorear el proceso de perforación, lo que reduce la probabilidad de errores y accidentes. Además, el uso de sistemas de telemetría puede ser útil para los geólogos, ya que proporciona información sobre las propiedades de la roca que se perfora.

o Perforación de agujero delgado. Esta tecnología puede mejorar significativamente la eficiencia de las operaciones de perforación y reducir el impacto ambiental. Es un método económicamente viable para perforar pozos de exploración en áreas nuevas, pozos profundos en campos existentes y para extraer gas natural de campos sin explotar.

o Perforación en aguas profundas(perforación en aguas profundas) . La tecnología de perforación en aguas profundas ha dado un gran paso adelante en los últimos años. Actualmente, permiten el desarrollo seguro y eficiente de depósitos en aguas de más de 3 km. Actualmente, las principales direcciones para el desarrollo posterior de estas tecnologías son la mejora de las plataformas de perforación en alta mar, el desarrollo de dispositivos de posicionamiento dinámico y la creación de sistemas de navegación complejos.

o Fracturamiento hidráulico(fracking): un método que permite el desarrollo de depósitos de hidrocarburos, incluido el gas de esquisto. Consiste en el hecho de que una mezcla especial de agua, arena y reactivos químicos se bombea a una formación rocosa que contiene gas a alta presión. Se forman fracturas en la capa portadora de gas bajo presión, a través de las cuales los hidrocarburos se filtran al pozo. Ahora la fracturación hidráulica se usa ampliamente en el desarrollo de campos de petróleo y gas. Sin embargo, recientemente, las preocupaciones sobre los riesgos asociados con la extracción de este método no han disminuido. La tecnología anterior está plagada de contaminación del agua; Además, existe un riesgo potencial de relación entre el uso del método de fracturamiento hidráulico y la actividad sísmica.

Los avances tecnológicos enumerados proporcionan solo una parte de las tecnologías complejas que se han introducido en la práctica en el campo de la exploración y producción de gas natural y se mejoran constantemente. Estas tecnologías han permitido a la industria del gas lograr mejores resultados económicos y permitirles desarrollar campos que antes se consideraban no rentables.

A su vez, existen tecnologías que abren el camino a un uso más amplio del potencial del gas natural como portador de energía. Se trata, en primer lugar, del uso de gas natural licuado, que ha revolucionado la industria del gas. Además, el uso de pilas de combustible abre grandes perspectivas.

o Gas natural licuado. Una de las áreas más prometedoras para el desarrollo de la industria del gas es el desarrollo de nuevas tecnologías y equipos para la producción, almacenamiento, transporte y uso y la creación de equipos para la licuefacción de gas natural. El GNL es gas natural ordinario que se licúa artificialmente mediante refrigeración a -160 ° C. Al mismo tiempo, su volumen disminuye 600 veces. El GNL se considera una de las fuentes de energía más prometedoras y respetuosas con el medio ambiente, con una serie de ventajas. En primer lugar, es más fácil de transportar y almacenar que el gas natural convencional. Por lo tanto, en su forma líquida, el GNL no tiene la capacidad de explotar o encenderse. Una ventaja particularmente importante del GNL en términos de garantizar la seguridad energética es que se puede entregar en cualquier parte del mundo, incluidos aquellos donde no hay gasoductos principales. Por lo tanto, para muchos países, la importancia del GNL está aumentando cada vez más. En particular, en Japón, casi el 100% de las necesidades de gas están cubiertas por importaciones de GNL.

o Celdas de combustible. En la actualidad, continúa la investigación en el campo de la creación de tecnologías económicamente atractivas para el uso de pilas de combustible a base de gas natural. Son capaces de lograr un avance cualitativo en el uso de combustible azul, ampliando radicalmente el campo de aplicación del gas natural. Se espera que los avances en la producción de electricidad a partir de pilas de combustible creen pronto una fuente de energía conveniente, segura y respetuosa con el medio ambiente para el transporte, la industria y el ámbito doméstico. Las pilas de combustible son similares a las baterías recargables. Funcionan transfiriendo un flujo de combustible (generalmente hidrógeno) y oxidante a electrodos separados por un electrolito. Al eliminar la etapa de combustión intermedia, se puede aumentar la eficiencia del proceso de generación de energía. Por tanto, la eficiencia de las pilas de combustible es mucho mayor que la de la generación tradicional que utiliza combustibles fósiles. Es importante que el uso de pilas de combustible pueda reducir drásticamente la cantidad de emisiones nocivas. Por ejemplo, en algunos tipos de pilas de combustible, los productos de reacción son solo agua y calor. Otras ventajas de las pilas de combustible incluyen su fiabilidad y la capacidad de crear, sobre su base, fuentes de energía compactas capaces de funcionar en modo autónomo.

Desarrollo de innovaciones en la industria del gas en Rusia

El nivel de desarrollo de la innovación en la industria rusa del gas se encuentra en un estado insatisfactorio. En casi todas las áreas clave, los extranjeros son tecnológicamente superiores a las empresas nacionales. En particular, están mucho mejor capacitados para trabajar en el estante, utilizan ampliamente métodos de vanguardia de recuperación mejorada de petróleo y tecnologías de perforación avanzadas.

Las empresas rusas son bastante reacias a invertir sus fondos en sus propios desarrollos tecnológicos, que no garantizan beneficios comerciales y requieren muchos años de inversión en producción piloto. A su vez, los institutos de investigación que trabajan para compañías de petróleo y gas o que realizan desarrollos en su nombre a menudo simplemente no están preparados para resolver tareas a largo plazo que requieren grandes inversiones y están acompañadas de altos riesgos.

Por lo tanto, el complejo de gas nacional invierte principalmente solo en la adquisición de equipos de alta tecnología. Como resultado, hoy la industria del gas se ha vuelto muy dependiente de la transferencia de innovaciones desde el exterior. Esto, en particular, sucede al atraer a contratistas occidentales en proyectos conjuntos para perforar en Rusia. Además, las empresas nacionales están tomando prestado activamente el banco de ingeniería que tienen los líderes del negocio del gas y están adaptando sus tecnologías progresivas a sus propios activos del subsuelo.

Hoy, las inversiones del complejo de gas en nuevas tecnologías y desarrollos innovadores se pueden dividir en cuatro áreas.

Rusia espera una mayor presión de sanciones. El Reino Unido y los EE. UU. Están buscando activamente nuevas razones para discriminar a las empresas rusas. Sin embargo, los resultados de la última ola de políticas de sanciones, que comenzó en 2014, están lejos de ser inequívocos. Incluso estudios independientes muestran que el complejo ruso de combustible y energía no sufrió mucho por las restricciones, además, fueron ellos quienes impulsaron el desarrollo de la industria en Rusia. Según los expertos de la industria, un posible fortalecimiento de las sanciones antirrusas tampoco será crítico para el complejo ruso de combustible y energía, pero solo si el gobierno y las empresas energéticas movilizan fuerzas a tiempo para crear una industria de ingeniería nacional que produzca equipos para la extracción. de reservas de petróleo de difícil recuperación (TRIZ).

Rusia debe aprender a extraer TRIZ

La víspera, el Centro de Energía de la Escuela de Negocios SKOLKOVO presentó los resultados de su investigación ” Perspectivas para la producción de petróleo ruso: vida bajo sanciones”, Que analizó el impacto de las sanciones impuestas por EE.UU. y la UE sobre el sector petrolero ruso, en particular, sobre la puesta en marcha de nuevos campos tradicionales en Rusia, el desarrollo de proyectos costa afuera y la producción de petróleo de Bazhenov. Los autores del estudio también hicieron un pronóstico de escenario de la producción de petróleo ruso hasta 2030.

El documento señala que en el horizonte hasta 2020, a pesar de todas las restricciones, Rusia tiene el potencial de aumentar aún más los volúmenes de producción a expensas de los campos ya preparados. Sin embargo, este potencial alcista a corto plazo puede verse limitado por acuerdos con la OPEP. En el mediano plazo hasta 2025, incluso en el caso de severas restricciones en el acceso a la tecnología y bajos precios del petróleo, los volúmenes de producción no sufrirán catastróficamente. Al mismo tiempo, la razón principal del declive de la producción durante este período puede no ser tanto la falta de acceso a tecnologías occidentales para la implementación de nuevos proyectos, sino la falta de capacidades tecnológicas para intensificar la producción en los campos existentes.

Este estudio mostró que la tecnología más crítica para mantener la producción de petróleo rusa es la fracturación hidráulica (fracturación hidráulica), ya que es capaz de mantener la producción en los campos existentes.

El uso de la fracturación hidráulica de varias etapas (fracturación hidráulica de varias etapas) promete un aumento de la producción en campos no convencionales prometedores.

Los autores del estudio enfatizan que en las condiciones actuales, es el desarrollo de sus propias tecnologías de fracturación hidráulica y fracturación hidráulica de etapas múltiples, la producción de flotas de fracturación hidráulica y fracturación hidráulica de etapas múltiples en el país, y la capacitación de personal debe convertirse en una prioridad tecnológica para las empresas de la industria y los reguladores. Sin embargo, hasta ahora el trabajo en esta dirección se está llevando a cabo a un ritmo evidentemente insuficiente. Como señaló en su informe Ekaterina Grushevenko, experta del Centro de Energía SKOLKOVO, no se produjo ni una sola flota de fracturamiento hidráulico en el período de 2015 a agosto de 2017. Los sistemas controlados por rotación, según el sitio web del Centro Científico y Técnico de PJSC Gazprom Neft, estaban en la etapa de prueba a finales de 2016. El experto enfatizó que TRIZ ya representa dos tercios de las reservas de petróleo.

No se espera un recorte de producción hasta 2020

Director del Centro de Energía de la Escuela de Negocios SKOLKOVO Tatiana Mitrova En su discurso de presentación de este estudio, señaló que las primeras sanciones contra Rusia y las empresas energéticas rusas se introdujeron en 2014, pero no se han publicado estudios especiales sobre su impacto en la industria petrolera.

“No sabíamos qué resultado obtendríamos. La primera hipótesis asumió que las consecuencias serían muy graves ”, dijo Mitrova. Sin embargo, los resultados mostraron una imagen ligeramente diferente del impacto de las sanciones.

“Actualmente, no se están sintiendo consecuencias graves de las sanciones en las actividades operativas de las empresas. De hecho, la producción ha crecido en los últimos años, a pesar de los bajos precios y las sanciones. La industria petrolera reportó éxito. Pero la situación actual positiva no debe ser engañosa, el análisis del complejo de sanciones en sí habla de su interpretación muy amplia, y esta es la principal amenaza de presión de las sanciones ”, dijo el experto.

Según ella, hasta 2020, según los resultados del modelado, no se esperan recortes de producción, ya que los principales proyectos ya han sido financiados.

“A partir de 2020, las tendencias negativas se harán más pronunciadas y pueden conducir a una disminución de la producción de petróleo en Rusia en un 5% para 2025 y en un 10% para 2030 con respecto a los niveles de producción actuales. Una disminución en la producción en tales cantidades, por supuesto, no es catastrófica para la economía rusa, pero sin embargo es bastante sensible ”, dijo Mitrova.

Hizo hincapié en que las sanciones tienen una larga historia y para que la industria petrolera rusa se adapte a ellas, se necesitan esfuerzos adicionales por parte del estado y las empresas para desarrollar sus propias tecnologías y producir el equipo necesario.

“Hay una gran parte de la producción de petróleo, que depende directamente de la tecnología de fracturación hidráulica. Es la disponibilidad de este equipo lo que tiene mayor impacto en el volumen de producción de petróleo del país. Pero el desarrollo y la implementación de la producción de esta tecnología es en gran parte tarea del gobierno y la industria rusos ”, explicó el Director del Centro de Energía.

Se requiere una nueva industria

Responsable de la Dirección de Gas y Ártico de la Escuela de Negocios SKOLKOVO Roman Samsonov En su discurso, señaló que, según sus observaciones personales, en Rusia solo en el contexto de las sanciones se puede observar el progreso en el desarrollo y la producción de su propio equipo de alta tecnología.

“La situación con la producción de equipos de alta tecnología es difícil, pero se puede aprender a administrar. De hecho, estamos hablando de la creación de toda una sub-rama multifuncional de la ingeniería de petróleo y gas ”, señaló Samsonov.

Según los participantes de la investigación "Perspectivas de la producción petrolera rusa: vida bajo sanciones", una tarea tan grande de crear una nueva subrama de ingeniería pesada en la época soviética se resolvió solo gracias a las directivas estatales. En las condiciones de la economía de mercado moderna, en la que se está desarrollando la Federación de Rusia, aún no se han elaborado los mecanismos para la ejecución de esta tarea.

Sin embargo, esto es solo en Rusia. Si observa la experiencia de los países occidentales que superaron con éxito todas las dificultades para la minería TRIZ, queda claro que este método se ha encontrado hace mucho tiempo. Esto se ve más claramente en el ejemplo de la industria del esquisto de EE. UU., Que prestaba activamente incluso durante el período de precios bajos, lo que la ayudó a sobrevivir. Evidentemente, una actitud tan tolerante de los bancos hacia este sector petrolero no podría prescindir de la participación del Estado. Ahora, los agradecidos productores de esquisto están ayudando a las autoridades estadounidenses a restringir la OPEP y otros productores de petróleo, influyendo activamente en el mercado mundial de petróleo y gas.

Ekaterina Deinogo

Tipos de fracturación hidráulica

Actualmente, en la práctica mundial de producción de petróleo, se utilizan tres tipos principales de fracturación hidráulica: fracturación hidráulica convencional (fracturación hidráulica), fracturación de penetración profunda (fracturación hidráulica) y fracturación masiva (fracturación de varias etapas). Cada uno de estos tipos tiene su propia área de aplicación.

La fracturación hidráulica se utiliza como un medio para aumentar la permeabilidad de la zona de formación de fondo de pozo. Se usa, por regla general, en pozos individuales con una zona de fondo de pozo contaminada para restaurar su productividad natural, se caracteriza por el uso de una cantidad insignificante de material de anclaje (5-10 toneladas).

La fracturación hidráulica es uno de los métodos más efectivos para aumentar la productividad de los pozos que drenan una formación de baja permeabilidad (con una permeabilidad de menos de 0.05 μm 2). Este proceso se caracteriza por el uso de grandes cantidades de material de fijación - 10-50 toneladas y fluidos de fracturamiento - formación 150-200 m. Ésta es la principal diferencia entre la fracturación hidráulica y la fracturación hidráulica convencional. El área de aplicación de la fracturación hidráulica son los depósitos de baja permeabilidad o sus secciones individuales con el objetivo, en particular, de lograr la rentabilidad del desarrollo de dichos depósitos. La tecnología de fracturamiento hidráulico está diseñada para influir en los depósitos de petróleo no agotados (no desarrollados), donde las formaciones productivas están representadas por reservorios terrígenos (arenosos).

La fracturación hidráulica de etapas múltiples es una fracturación hidráulica masiva, que se utiliza en la práctica en yacimientos de campos de gas de baja permeabilidad. La característica principal de este proceso es la creación de grietas artificiales de una longitud muy larga. Para estos fines, se utilizan grandes cantidades de material de anclaje.

Nuevas tecnologías de fracturamiento hidráulico

Una expansión significativa del campo de aplicación de la fracturación hidráulica y un aumento en el número de operaciones durante la última década están asociados con el desarrollo intensivo de tecnologías de procesamiento. Los nuevos métodos efectivos incluyen la tecnología de deposición de apuntalante al final de la fractura o el cribado final de la fractura (TSO), que le permite aumentar deliberadamente su ancho, detener el crecimiento en longitud y, por lo tanto, aumentar significativamente la conductividad (el producto de permeabilidad y ancho). Para reducir el riesgo de que una fisura ingrese a los horizontes de agua o gas, así como para intensificar el desarrollo de reservas en capas de baja permeabilidad, se utiliza una tecnología de fracturación hidráulica selectiva. Constantemente se crean nuevos materiales para la fracturación hidráulica. Para evitar la remoción del apuntalante de la fractura, se creó la tecnología PropNET, que prevé la inyección de una fibra de vidrio flexible especial en la formación simultáneamente con el apuntalante, lo que, al llenar los espacios entre las partículas del apuntalante, asegura la máxima estabilidad del apuntalante. paquete de apuntalante. Para reducir el grado de contaminación residual de la fractura, se han desarrollado fluidos de fracturación de bajo polímero LowGuar y un sistema de aditivos para el destructor CleanFLOW. Se utiliza el fluido ClearFrac no contaminante, que no requiere destructor.

Se está mejorando la base de información para la fracturación hidráulica. Las principales fuentes de información son estudios geológicos, geofísicos y petrofísicos, análisis de laboratorio de muestras de testigos, un experimento de campo que consiste en la realización de fracturas micro y minihidráulicas antes de la fracturación hidráulica principal. Así, se determina la distribución de tensiones en el yacimiento, se determina la presión de fractura efectiva y la presión de cierre de fractura, se selecciona un modelo de desarrollo de fractura y se calculan sus dimensiones geométricas. Los instrumentos especiales le permiten determinar la altura y el azimut de la fractura. El “diseño” de la fractura se lleva a cabo con el uso de programas especiales que tienen en cuenta los propósitos de la fracturación hidráulica.

El uso de nuevas tecnologías permite seleccionar el fluido de fractura y apuntalante que mejor se adapte a las condiciones específicas, y controlar la apertura y propagación de la fractura, el transporte del apuntalante en suspensión a lo largo de toda la fractura y la finalización exitosa de la operación. En los últimos años, se ha desarrollado una tecnología para un enfoque integrado del diseño de la fracturación hidráulica como un elemento del sistema de desarrollo. Este enfoque se basa en tomar en cuenta muchos factores, incluyendo la conductividad y el potencial energético de la formación, el sistema de colocación de los pozos de producción e inyección, la mecánica de la fractura, las características del fluido de fracturación y apuntalante, las limitaciones tecnológicas y económicas.