Как известно, подземные флюиды и газы содержатся в порах, то есть пустотах горных пород. Такие пористые горные породы, насыщенные нефтью, газом, водой называются коллекторами. Поры соединяются между собой и поэтому жидкости и газы в коллекторах движутся.
Отношение объема пор, через которые происходит фильтрация жидкости или газа к общему объему образца породы называется эффективной пористостью. Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.
Хорошими считаются коллекторы с пористостью от 15% до 25%.
Кроме объема пор имеет значение их размер. Породы с очень мелкими порами независимо от объема пор практически непроницаемы для жидкостей и газов. Это – флюидоупоры: глины, глинистые сланцы, соль, гипс. Размеры сечений субкапиллярных пор составляют менее 0,2 микрометра (мкм).
Для сравнения: человеческий волос бывает толщиной от 40 до 120 мкм.
Диаметры пор нефтегазовых коллекторов составляют более 1 мкм.
Проницаемость – это способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых пород в природе нет. При сверхвысоких давлениях все породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных коллекторах многие породы из-за слишком мелких пор являются низкопроницаемыми или оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов.
Большая часть осадочных пород являются хорошо проницаемыми. Большие поры и их связанность создают проницаемость коллекторов и позволяют продукции поступать в скважину. Это так называемые традиционные резервуары нефти и газа. Проницаемость их может составлять от 100 до 1 000 миллидарси (мД). 1 000 миллидарси – это 1 дарси (1 Д).
Кроме месторождений с традиционными коллекторами много нефти и газа содержится в плотных, плохо проницаемых породах. Во многих странах мира были обнаружены большие запасы углеводородов в низкопроницаемых сланцевых коллекторах. Проницаемость большинства сланцевых пород составляет около 1 мД.
Что из себя представляют сланцы?
Горючие сланцы – это осадочные породы карбонатно-глинистого или кремнистого состава, содержащие от 10% до 70% органического вещества – керогена.
Подробнее о керогене можно почитать в статье «Происхождение нефти».
Органическое вещество равномерно распределено в минеральной массе и поэтому тонкая пластинка или кусок горючего сланца загорается от спички, издавая специфический запах горящей резины.
При нагревании без доступа воздуха до 500°C или до 1000°C с доступом воздуха горючие сланцы выделяют смолу близкую по составу к нефти, горючие газы, подсмольную воду. Это так называемая керогеновая или сланцевая нефть.
Горючие сланцы издавна известны людям как горючие полезные ископаемые.
Более ста лет горючие сланцы добывают из Прибалтийского сланцевого бассейна на территории Эстонии. Залежи сланца здесь на глубине до 20 метров разрабатывают карьерным способом, а на глубине 60 метров шахтным способом. Выработку сланца производят камерным способом. От обрушения в камерах оставляют опорные целики породы.
70% добываемого сланца в Эстонии используется для производства электроэнергии. В Эстонии работают две крупнейшие в мире сланцевые электростанции.
Меньшую часть сланцев перерабатывают для получения сланцевой нефти путем пиролиза, то есть термического разложения керогена. По этой технологии измельченные куски сланца нагревают в вертикальной или горизонтальной вращающейся реторте барабанного типа до температуры пиролиза.
Эстония – второй производитель сланцевой нефти в мире после Китая. Также сланцевая промышленность с добычей ископаемого горючего сланца существует в Австралии, Бразилии, Германии.
Наземная переработка горючих сланцев возможна, когда залежи ископаемого доступны для шахтной добычи. Однако лишь немногие месторождения сланцев залегают на экономически целесообразной для такой добычи глубине.
Некоторыми зарубежными компаниями производились исследования и предпринимались попытки пиролиза сланцевого керогена в пластовых условиях.
В промышленных масштабах эти технологии не использовались, но моделировались процессы по нагреву больших объемов сланцевых залежей на глубине и доставки полученных углеводородов на поверхность по обычным скважинам.
Для нагрева и пиролиза породы предполагалось использовать большое количество вертикальных или горизонтальных скважин со спущенными в них электронагревателями и нагнетанием в пласт воздуха или углекислого газа. Эта технология подобна процессу инициирования внутрипластового горения для разжижения высоковязкой нефти.
Другой способ состоял в сооружении ряда параллельных горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта через них и заполнением образовавшихся трещин электропроводящей расклинивающей средой. Единственная горизонтальная скважина, пробуренная под прямым углом к параллельным скважинам, должна была соединять их. По этой цепи соединяющихся скважин посредством электропроводящей среды пропускался бы электрический ток. Таким образом создавался бы большой пластинообразный нагревательный элемент на глубине для нагрева породы.
Но пока что глубинная переработка керогена не используется.
Кроме твердого керогена, горючие сланцы, как нефтематеринские породы содержат некоторое количество традиционной легкой нефти и сланцевого газа, состоящего в основном из метана.
В начале двадцать первого века началось внедрение в промышленную эксплуатацию эффективных технологий извлечения нефти и газа из низкопроницаемых сланцевых коллекторов. За несколько лет добыча сланцевой нефти и газа увеличилась в разы. Масштабное промышленное производство сланцевых углеводородов привело к большому предложению их на рынке США. Журналисты назвали это явление сланцевой революцией.
Добыча нефти и газа из сланцев производится по специальной технологии.
Сначала пробуривают горизонтальную скважину.
Горизонтальная скважина – это наклонно-направленная скважина с протяженным горизонтальным участком.
О наклонно-направленных скважинах можно почитать статью «Наклонно-направленное бурение».
В зависимости от назначения радиус поворота у горизонтальных скважин может быть разным.
При строительстве горизонтальной скважины увеличивается объем бурения из-за удлинения ствола. Значительно усложняется технология проводки ствола. Поэтому увеличиваются затраты на специальное оборудование. К буровым растворам предъявляются более высокие требования, и стоимость их существенно возрастает. Усложняется проведение геофизических работ. Велика вероятность осложнений, особенно в горизонтальном участке.
Все эти факторы увеличивают продолжительность строительства горизонтальной скважины в 1,5 – 2 раза, а себестоимость одного метра возрастает в 1,3 – 1,8 раза по сравнению с вертикальной скважиной такой же длины.
Для чего же строят горизонтальные скважины и в чем их преимущества?
Как и наклонно-направленные скважины горизонтальные скважины прокладывают к объектам недоступным вертикальным скважинам. Например, к горизонтам, расположенным под наземными сооружениями, болотами, водоемами.
Добуриться горизонтальными скважинами с берега до залежей под морским дном будет выгоднее, чем сооружать буровые платформы на шельфе.
Горизонтальная скважина, проложенная по коллектору малой вертикальной мощности, имеет большую поверхность вскрытия пласта по сравнению с вертикальной скважиной.
Горизонтальные скважины наиболее эффективны в продуктивных пластах, сложенных трещиноватыми карбонатными породами. Как правило, естественные трещины в пласте являются вертикальными. При пересечении их горизонтальным стволом значительно увеличивается объем дренирования продукции в скважину, а следовательно, и дебит.
Традиционное освоение месторождений с низкопроницаемыми коллекторами разбуриванием вертикальными скважинами может быть экономически нецелесообразным, а иногда невозможным, так как значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. А горизонтальная скважина имея большую поверхность вскрытия пласта снижает фильтрационные сопротивления в призабойных зонах, способствуя лучшему притоку продукции в нее.
Однако естественная фильтрация в низкопроницаемых сланцевых коллекторах не позволяет их промышленно разрабатывать. Поэтому для создания дополнительных каналов в сланцевых породах производят их гидроразрыв.
Горизонтальная часть скважины, расположенная в слое сланца, может быть длиной более 1500 метров. И на всем этом отрезке скважина должна принимать нефть и газ. Поэтому в горизонтальном стволе через установленные по длине интервалы многократно производят гидроразрывы пласта.
Для гидроразрыва низкопроницаемых сланцевых пород в скважину закачивают расчленяющую жидкость с давлением и расходом достаточными для образования в породе трещин и разрывов.
Чтобы трещины после сброса давления снова не сомкнулись в закачиваемую воду добавляют песок или керамические гранулы (9,5%) и стабилизатор (0,5%), удерживающий песчинки во взвешенном состоянии. Песчинки попадают в образовавшиеся трещины и остаются в них после снятия давления. Поэтому разрывы и трещины не закрываются.
Из-за большой длины горизонтального участка гидроразрыв пласта выполняется поэтапно. Технически невозможно, поддерживая высокое давление (более 70 МПа) обеспечить подачу расчленяющей жидкости с расходом более 15 м3/минуту для создания гидроразрыва сразу по всей протяженности ствола. Даже при постадийном гидроразрыве на скважине одновременно работают до двадцати насосных агрегатов.
Проиллюстрируем технологию строительства горизонтальной скважины для добычи сланцевых углеводородов.
Сначала бурят скважину с горизонтальной частью в слое сланца.
Затем в пробуренный ствол спускают промежуточную обсадную колонну и цементируют ее.
Далее буровым раствором выдавливают тампонажный раствор из промежуточной колонны и оставляют скважину на установленное время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Продолжительность времени ОЗЦ определяется по принятым нормам и для промежуточных колонн составляет 16 часов.
По окончании цементирования в промежуточную колонну спускают долото меньшего диаметра и пробуривают горизонтальный ствол под эксплуатационную колонну до установленной глубины.
В пробуренный интервал спускают эксплуатационную обсадную колонну и цементируют ее. Затем промывочной жидкостью выдавливают тампонажный раствор из эксплуатационной колонны и оставляют скважину на установленное время ОЗЦ. Продолжительность времени ОЗЦ для эксплуатационных колонн составляет 24 часа.
После цементирования эксплуатационной колонны ее перфорируют, чтобы открыть скважину в сланцевую формацию.
Для перфорации используются разные технологии. Вот одна из них.
На вертикальных и наклонных участках скважины перфоратор спускают под собственным весом. На горизонтальном участке осуществляется принудительное движение перфоратора. Здесь перфоратор по обсадной колонне перемещается на роликах с помощью тягового механизма.
Тяговый механизм передвигает перфоратор на установленную глубину и производится прострел обсадной колонны. После перфорации тяговый механизм переключают на реверс и кабель-тросом вытягивают перфоратор из скважины.
Затем снова спускают перфоратор на определенную глубину и операции повторяют.
После перфорации для последовательного выполнения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальную часть скважины на посадочном инструменте спускают специальную компоновку механизмов и устройств, так называемый хвостовик. Хвостовик устанавливают на расчетной глубине. Затем в хвостовик нагнетают расчленяющую жидкость. Достижением определенного давления в хвостовике, активируются пакеры хвостовика, изолируя зоны перфорации.
Дальнейшее повышение давления жидкости последовательно открывает муфты хвостовика. Через отверстия муфт расчленяющая жидкость поступает в перфорационные каналы. Увеличивают давление и расход жидкости, и производят гидроразрыв пласта.
Число стадий ГРП обычно составляет от 10 до 20. Стадии ГРП на отдельных изолированных участках горизонтальной части скважины выполняются последовательно, начиная с дальнего конца скважины и перемещаясь к ее входу в сланцевый горизонт.
В зависимости от геологических характеристик залежи, число стадий ГРП, объемы и состав расчленяющей жидкости могут различаться. Обычно для ГРП в горизонтальной скважине на сланцевый газ требуется от 10 до 40 тысяч кубометров воды.
При ГРП в сланцевых формациях образуются тонкие вертикальные трещины длиной от 100 до 200 метров.
После проведения многостадийного гидроразрыва хвостовик извлекают. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и проводят мероприятия по освоению скважины.
Сланцевая скважина после освоения сразу же выдает большой дебит, как нефти, так и газа. Однако из-за низкой проницаемости сланцев, через два-три года дебит резко снижается. Приходится бурить новую горизонтальную скважину.
По данным российского Фонда энергетической безопасности, с 2003 по 2010 годы в США построили более 190 000 сланцевых скважин на газ. Но в итоге, за эти годы количество рабочих скважин увеличилось лишь на 100 000. А остальные 90 000 были остановлены после прекращения эксплуатации или оказались непродуктивными.
Колоссальные объемы бурения с постоянным вводом новых скважин в эксплуатацию позволили американцам нарастить добычу сланцевой нефти с пары миллионов баррелей в сутки в начале века до 9 миллионов баррелей в 2013 году. А в 2021 году добыча сланцевой нефти превысила 60 млн. тонн и приблизилась к одной пятой от общего объема добычи нефти в стране.
Добыча сланцевого газа выросла с 14,7 миллиардов кубометров в 2003 году до 269,1 млрд. кубов в 2012 году, при общей добыче газа 680,5 млрд. м3.
Для сравнения: в 2012 году РФ добыла 655 млрд. м3 газа.
В настоящее время сланцевый газ добывают всего в четырех странах: США, Китае, Аргентине и Канаде. В 2022 году объем мировой добычи сланцевого газа увеличился на 6% относительно уровня 2021 года. Основной объем добычи приходится на США. Доля добычи Китая, Аргентины и Канады незначительна в мировом масштабе.
Даже приверженцы сланцевой революции обычно признают невозможность развития опыта США в других странах в обозримом будущем. У стран остального мира просто нет американских финансовых и технических возможностей для масштабного бурения и столь же благоприятных природных условий.
Сама технология извлечения сланцевых углеводородов имеет множество существенных недостатков.
Так, себестоимость сланцевого газа выше, чем традиционного. В США себестоимость сланцевого газ в 2012 году составляла 150$ за 1000 м3. А в России себестоимость природного газа со старых месторождений с транспортными расходами была в это время около 50$ за 1000 м3.
Ряд экспертов считает, что сланцевый газ обходится значительно дороже добывающим компаниям, чем они заявляют. Реальные затраты на получение сланцевого газа, по их мнению, составляют 212 – 283$ за 1000 м3 и нефтяники искусственно занижают его себестоимость.
При строительстве сланцевых горизонтальных скважин требуются большие объемы воды. Около 20 000 м3 на каждую. Источниками воды могут быть реки и озера, подземные резервуары, а также очищенные и повторно используемые буровые растворы. Такие ощутимые кратковременные заборы воды из небольших естественных водоемов могут повлиять на обитающую в них фауну, режим муниципального водоснабжения, работу электростанций.
По сравнению с традиционными месторождениями сланцевые коллекторы характеризуются низкими коэффициентами извлекаемости газа или нефти (КИН).
ГРП или фрекинг оказывает значительные отрицательные воздействия на окружающую среду. При разработке сланцев в недра закачиваются миллионы тонн химического раствора, который разрушает пласты, высвобождая много метана. Метан, который не попадает в скважину может выходить на поверхность вместе с закачанными химикатами, загрязняя грунтовые воды и плодородный слой почвы. Пишут даже, что насыщенная после фрекинга метаном вода в домах многих американских штатов становится взрывоопасной - стоит лишь поднести спичку к открытому крану на кухне.
Многие страны запретили фрекинг законодательно. ГРП запрещен в Нидерландах, Франции, Болгарии.
Дальнейшее развитие сланцевой революции может оказаться под угрозой. Все дело в ценах. Себестоимость ближневосточного черного золота в разы дешевле североамериканских сланцев. Российское традиционное сырье дороже арабского, но тоже значительно дешевле сланцевого.