Способ импульсного и ионно-плазменного воздействия на нефтяной пласт. Плазменная добыча нефти


Плазменно-импульсное воздействие – инновационный подход к добыче традиционных и нетрадиционных углеводородов и заблаговременной дегазации угольных пластов - Бурение и Нефть

Plasma-pulse action – an innovative approach to the production of conventional and unconventional hydrocarbons, and advance the degassing of coal seams

P. AGEEV, N. AGEEV, D. AGEEV, A. DESIATKIN, A. PASHCHENKO, «Novas – Georezonans – Devasi» Group of companies

История изобретенной в России технологии плазменно-импульсного воздействия (ПИВ). Проводится сравнительный анализ ПИВ с методом электрического разряда в жидкости, известного как эффект Юткина. Раскрываются лабораторные, стендовые испытания, патентование в России и за рубежом, практическое внедрение. Приводятся результаты применения ПИВ на неф­тяных и метаноугольных месторождениях. Описываются перспективные разработки.

The history of plasma-pulse-exposure (IRP) technology Inventions in Russian. A comparative analysis of the PPA with the method of electric discharge in liquid, known as the effect Yutkina. Disclosed laboratory, bench testing, patenting in Russia and abroad, the practical implementation. The results of the application of the PPA in the oil and methane-coal deposits. It describes promising developments.

Универсальная российская технология «Плазменно-импульсное воздействие на продуктивные пласты углеводородов» (рис. 1) 19 ноября 2013 г. на Международной конференции «Total Energy USA» в США, организованной Хьюстонским технологическим центром, получила первую премию председателя конференции «За выдающуюся инновацию, отвечающую современным и будущим энергетическим вызовам» (рис. 2).

ЧТО ТАКОЕ МЕТАЛЛИЧЕСКАЯ ПЛАЗМА?

Плазма – это ионизированный газ с высокой температурой и давлением, образовавшийся от мгновенного испарения металлического проводника. Ионизированный газ образуют нейтральные молекулы и заряженные частицы. Отличительной особенностью такой плазмы является квазинейтральность. Среди всех зарядов в единице объема плазмы число положительных зарядов равно числу зарядов отрицательных. Известны три агрегатных состояния вещества: твердое, жидкое и газообразное, которые способны перетекать одно в другое. Плазма же считается четвертым агрегатным состоянием, образовавшимся за счет чрезвычайно высокой нелинейности.Исследованием испарения металлических проводников или «взрывных проволочек» из разных материалов, различной длины и толщины, занимались многочисленные институты в США, СССР, Франции, Германии, Японии и др. В основном эти исследования носили прикладной характер в интересах ядерной энергетики и оборонной промышленности.

Исследованием испарения металлических проводников или «взрывных проволочек» из разных материалов, различной длины и толщины, занимались многочисленные институты в США, СССР, Франции, Германии, Японии и др. В основном эти исследования носили прикладной характер в интересах ядерной энергетики и оборонной промышленности.

Значительный вклад в развитие данного направления внесли конференции по проблемам «взрывной проволочки», проводившиеся в США в первой половине 1960-х гг. [1]. В конце 1960-х была предпринята первая попытка использовать технологию для интенсификации притока нефти.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАЗРЯД В ЖИДКОСТИ ИЛИ ПЛАЗМА – ДВА НАПРАВЛЕНИЯ, ДВЕ ТОЧКИ ЗРЕНИЯ

Электрический разряд в жидкости, или электрогидравлический эффект Юткина, который преобразует электрическую энергию в механическую, создавая гидроудар, известен с 1930-х гг., а применять его для интенсификации притока нефти, особенно на месторождениях поздней стадии разработки, стали в начале 1970-х в США и СССР. Однако этому предшествовала широкая полемика, поскольку привлекательным выглядело применение энергии, образующейся за счет взрыва калиброванного металлического проводника [2, 3, 4, 5].Два американских инженера Э.Д. Ригс и д-р Э.Р. Браункомб – сотрудники фирмы «Соник Интернэшнл Инк.», г. Даллас (штат Техас) – предложили электро-искровой каротажный зонд «…для создания акустического скачка уплотнения с целью удаления непроницаемых барьеров из призабойной зоны скважины», который представлял собой 4-дюймовую трубу длиной 4300 мм, с накопительными конденсаторами, энергия которых разряжалась каждые 2 секунды через металлический проводник, помещенный между двумя электродами. Были получены определенные положительные результаты, однако проводник быстро испарялся с высокой температурой в 28 000 градусов, что приводило к выходу из строя электродов. Кроме того, подающий калиброванный проводник (механизм в виде крученой пружины) не работал при высоких температурах, и в конечном итоге это изделие не получило развития [6] . В то же время американский изобретатель Уэсли (Wesley) разработал и применил на практике аппарат электрогидравлического воздействия, основанный на эффекте Юткина [7].

В 1977 г. по заказу специальной лаборатории «Sandia Laboratories», при поддержке правительства США, американский исследователь Buford McClung провел сравнительный анализ двух направлений интенсификации притока жидкости в скважину, подготовив статью под названием «Целесообразность развития искровых излучателей для применения в рабочем пространстве геотермальных скважин». Со ссылкой на дискуссию иностранных ученых исследователь считал, что источник со «взрывной проволокой», помещенный в агрессивную среду скважины при высокой температуре, должен выдерживать 30 секунд работы при излучении одного импульса за 5 секунд, при этом сигналы должны быть апериодическими.

В 1977 г. по заказу специальной лаборатории «Sandia Laboratories», при поддержке правительства США, американский исследователь Buford McClung провел сравнительный анализ двух направлений интенсификации притока жидкости в скважину, подготовив статью под названием «Целесообразность развития искровых излучателей для применения в рабочем пространстве геотермальных скважин». Со ссылкой на дискуссию иностранных ученых исследователь считал, что источник со «взрывной проволокой», помещенный в агрессивную среду скважины при высокой температуре, с учетом вышесказанных замечаний, должен выдерживать 30 секунд работы при излучении одного импульса за 5 секунд, при этом сигналы должны быть апериодическими [8].Среди исследователей предпочтение отдавалось изделию, принцип действия которого основывался на эффекте Юткина и которое под различными брендами появилось в США, бывшем СССР (в России и в Украине) – «Скиф 1 – 5», «Элара», «Нева», а позднее – в Канаде («Blue Spark») и Китае – «WXEB (GTEB)» (рис. 3).Практически все они имели одни и те же технические характеристики, поскольку для пробоя жидкости в агрессивной среде необходима была достаточно большая мощность. В частности, электропитание 300 – 360 кВ, ток разряда 50 кА, энергоемкость 4,5 – 6,0 кДж. Поскольку изделие укомп­лектовывалось батареей конденсаторов для накопления значительного количества энергии, длина таких аппаратов была от 6,5 до 12 м. Аппараты применялись для чистки перфорационных каналов эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин, воздействия на призабойную зону (существует устойчивое мнение, что от ее состояния зависит их производительность). Однако эти изделия имеют существенные недостатки. В частности, большая энергоемкость 4.5 – 6.0 кДж необходима для гарантированного пробоя жидкости, при этом для их применения нужна жидкая моносреда. Любое изменение химического и физического состава окружающей жидкости, неизбежно происходящее в результате прохождения электрического разряда, существенно меняет условия возникновения следующего пробоя. Мощность, а также сам факт образования каждого импульса зависят от изменения состава жидкости, поступающей в скважину. При электрическом разряде в жидкости 90 % энергии распространяется вдоль колонны вверх и вниз [9] и только 5 –10 % создают ударную упругую волну, которая воздействует на перфорационные каналы при частоте импульсов от 3 до 10 и более в минуту. Кроме того, из-за мощного электро- гидроимпульса с большим давлением в заглушенной скважине при выбросе основной энергии вверх и вниз существует угроза разрушения цементного кольца или смятия эксплуатационной колонны в скважинах поздней стадии эксплуатации. Все это существенно снижает привлекательность названного метода.

ИДЕАЛЬНЫЙ ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНЫЙ ИСТОЧНИК НАПРАВЛЕННЫХ, УПРАВЛЯЕМЫХ ШИРОКОПОЛОСНЫХ ПЕРИОДИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ

На основании полученных данных Институт прикладной математики им М.В. Келдыша в 2013 г. под руководством академика РАН В.Н. Четверушкина осуществил физико–математическую модель «Поиск, разработка и исследование связных моделей флюидо–пороупругого поведения пласта при плазменно–импульсном воздействии».

В конце 1990-х гг. доктор технических наук, дважды лауреат Государственной премии из НИИ электрофизической аппаратуры им. Д.В. Ефремова О.П. Печерский и доктор технических наук, профессор Ленинградского горного университета А.А. Молчанов нашли оригинальное решение подачи калиброванного металлического проводника в межэлектродное пространство, что позволило создать аппарат, способный работать в агрессивной среде добывающих, нагнетательных и метаноугольных скважин длительный период (по регламенту не более 24 часов) за одну спуско-подъемную операцию. Изделие зарегистрировано в руководящем документе (РД 153-39.0-072-01) Министерства энергетики РФ – «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтегазовых и газовых скважинах». В разделе 13.5.3 говорится: «Для возбуждения поля со спектром частот от 0.1 Гц – 1 кГц используют электрогидравлические излучатели, обеспечивающие электрический пробой в жидкости, инициированный сжигаемой калиброванной проволочкой, и позволяющий создать давление упругого воздействия до 10 МПа» [10].В самом названии источника колебаний – идеальный нелинейный источник ПИВ – раскрываются его возможности (рис. 4): Идеальный. Источник колебаний может возбуждать любую среду, а возмущенная среда не может оказать на него никакого влияния. Нелинейный. Суть нелинейности заключается в эффекте, когда «за счет малого потребления энергии получается непропорционально большой положительный результат. Способность сконцентрировать энергию и выделить ее за короткий промежуток времени, создавая мгновенное мощное, направленное по горизонтали упругое давление, перех

burneft.ru

Enhanced oil recovery method of plasma-pulse action

Enhanced oil recovery method of plasma-pulse action.

 

 

Плазменно-импульсное воздействие значительно увеличивает дебит нефти на скважинах, инициируется в естественных (реальных) геологических условиях без добавок химических реагентов при любой обводненности скважины и способствует возникновению параметрического резонанса в системе. Резонансные колебания сохраняются более полугода, и все это время земля продолжает «вытряхивать» из себя нефть и газ. for example, на малопродуктивной скважине добыча нефти увеличилась с 60 to 1400 баррелей в сутки.

 

Description

Особенности и преимущества

application

 

Description:

Месторождение нефти подобно слоеному пирогу, пропитанному oil. Для ее извлечения по стволу добывающей скважины делается множество перфораций. Но проблема в том, что только в фильмах нефть бьет фонтаном. В реальной жизни oil пропитаны плотные породы, весьма неохотно ее отдающие и быстро забивающие фильтры. Именно поэтому для чистки перфораций применяют кислоту и микровзрывы, а проницаемость пласта повышают гидроразрывами — закачивают в скважину большое количество жидкости, чтобы резкое повышения давления в призабойной зоне вызвало образование трещин в пласте. Но все эти методы имеют свои недостатки и ограничения, средний коэффициент извлечения oil в России — 23–25%.

При использовании плазменно-импульсного воздействия как метода повышения нефтеотдачи пластов увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь oil пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.

Плазменно-импульсное воздействие инициируется в естественных (реальных) геологических условиях без добавок химических реагентов при любой обводненности скважины, и способствует возникновению параметрического резонанса в системе.

Плазменно-импульсное воздействие осуществляется с помощью generator plasma.

Генератор плазмы — это трубка толщиной 102 миллиметра и длиной 4 m. Внутри нее аккумуляторы и система конденсаторов, которая накапливает энергию. На рабочем конце — разрядник с небольшой бобиной калиброванной проволоки из специального сплава. Генератор опускается в скважину, продолжая питаться и управляться по проводу с поверхности. При разряде за 55 микросекунд вся энергия поступает на проволоку, которая испаряется в металлическую plasma, формирующую пульсирующий газовый пузырь с давлением до 550 atmospheres. Первые импульсы чистят перфорацию, удаляя кольматант – породу, забивающую поры. Следующие импульсы распространяются по пласту, создавая микротрещины.

Генератор плазмы – источник колебаний выделяет значительное количество энергии с высокой температурой (25000-28000 aboutFROM) за короткий промежуток времени (50-53 мкс), формирует ударную волну с избыточным давлением, многократно превышающим пластовое. За счет технологических ограничений ударная волна распространяется направленно через перфорационные отверстия по профилю каналов. Создаются вынужденные периодические колебания в окружающей среде (продуктивная залежь) со значительной амплитудой. Генератор плазменно-импульсного воздействия является идеальным широкополосным (1-12000 Hz) нелинейным возбудителем. Вызываемые в продуктивном пласте резонансные колебания позволяют очистить существующие и сформировать новые фильтрационные каналы на удалении более 1500 метров от очага воздействия.

Кроме масштабного воздействия создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну и последующее охлаждение, а сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.

Взрывные технологии использовались для увеличения нефтедобычи и прежде, однако химические взрывы ограничены сериями лишь в несколько десятков за один спуск и их невозможно точно дозировать по месту, времени и мощности. А генератор плазмы способен сделать за один спуск до тысячи точных импульсов, что позволяет использовать его для создания резонанса.

Плазменно-импульсное воздействие создает благоприятные условия, способствующие миграции нефти и газа в породах различной проницаемости. Образуются новые трещины и каналы в целиках, линзах, тупиковых зонах между скважинами, а также в порах обводненного пласта. Плазменно-импульсное воздействие на продуктивную залежь можно рассматривать как «взаимодействие нелинейного широкополосного идеального возбудителя с нелинейным осциллятором». В неравновесной среде даже незначительные возмущения вызывают непропорционально большие результаты. При совпадении амплитудно-частотных характеристик широкополосного источника возбуждения (плазменный импульс) с круговой частотой нелинейного осциллятора (продуктивная залежь) возникает эффект параметрического резонанса.

Резонансные колебания сохраняются более полугода, и все это время земля продолжает «вытряхивать» из себя oil and gas.

For example, повышение нефтеотдачи пластов методом плазменно-импульсного воздействия на малопродуктивной скважине дало увеличение добычи нефти с 60 to 1400 баррелей в сутки.

 

Особенности и преимущества:

– environmental friendliness, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов,

– плазменно-импульсное воздействие используется при любой обводненности скважины,

– улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом,

– значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки,

– кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения,

– воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом,

– технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности,

– безопасна в эксплуатации,

– сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.

 

application:

– вызов притока жидкости в скважину на этапе освоения в коллекторах любой геологической сложности,

– увеличение дебита добывающих скважин при любой обводненности,

– увеличение дебита добывающих скважин на месторождениях поздней стадии разработки. Обводненность на них значительно снижается, а продуктивность повышается,

– увеличение приемистости нагнетательных скважин на коллекторах любой сложности,

– выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

 

RECOMMENDATIONS FOR THE USE OF TECHNOLOGY

CALL: +7-908-918-03-57

or use the search analogue technologies:

The unique technology SEARCH

or write to us here...

card site

To come in check in

Victor Potekhin

I received a question regarding the rehabilitation of the pipeline. answered. In particular it contains more innovative technology.

2018-05-17 18:10:26Victor Potekhin

I received a question concerning cooperation, namely: identify areas of enterprise development and preparation of future development plans. Negotiations are currently underway. Baseline information will be analyzed, together we choose the innovative directions and plan.

2018-05-18 10:34:05Victor Potekhin

I received a question regarding electrochemical machines. answered.

2018-05-18 10:35:57Victor Potekhin

I received a question regarding pyrolysis plants for MSW incineration. answered. In particular, explained, that there are different pyrolysis installation: for combustion 1-4 hazard class and the rest. Accordingly, different technologies and prices.

2018-05-18 11:06:55Victor Potekhin

We receive a lot of requests for purchase of various goods. We do not sell or produce. But we maintain relationships with manufacturers and can recommend, give advice.

2018-05-18 11:08:11Victor Potekhin

Arrived in question hydroponnomu green feed. answered: we do not sell it. Asked to leave the application in the comments to, to its producers have fulfilled this request.

2018-05-18 17:44:35Victor Potekhin

We receive a lot of questions about technology. Please ask these questions below in the comments to records.

2018-05-23 07:24:36Andrey-245

Not quite clear. This battery can not be charged at all or something? How many volts it produces? Where to buy? And is it possible to connect such series-parallel, collecting a normal battery, eg, for electric vehicle?

2018-08-23 10:09:48SergeyShef

good afternoon! Interesting the above installation. How can it be ordered ? What are the terms of cooperation from the author?

2018-08-27 17:07:42Victor Potekhin

Sergei, throw a link here to install. Or e-mail me [email protected]

2018-08-27 18:52:14SergeyShef

I have asked you, how and where it can be bought?

2018-08-27 21:07:41SergeyShef

Who made the sample, that you in the photo and whether to make to order?

2018-08-27 21:10:05Victor Potekhin

can not understand, that during installation. throw off the link here

2018-08-27 23:15:16Victor Potekhin

We do not possess such information

2018-08-28 21:45:17NPC-sound

good afternoon! SergeyShef product similar to, It is represented title, and in principle, any article of the LTCC technology can be made at our factory JSC "NPC "SpetsElektronSistemy". We are in g. Moscow. You can write me an email [email protected]

2018-08-29 18:41:34NPC-sound

In our production there are probably the most complete set of equipment in Russia, which allows 3D micro, including LTCC technology, in a closed loop, from incoming inspection of materials, all intermediate production processes ...

2018-08-29 18:47:20Jahan

Cryogels for plant growth and development under adverse conditions. who produce, how to find, to buy?

2018-08-30 23:48:23Victor Potekhin

you can buy from the manufacturer

2018-09-01 20:58:09Andrey-245

Hello, Victor. I asked the question (2018-08-23) I meant about carbon battery, which serves as a 100 years old.

2018-09-18 12:15:33Victor Potekhin

all information, that is, on the battery, It is written in the corresponding article.

2018-09-18 20:47:11Victor Potekhin

To get information about site technology manufacturers, write the bottom of the page - in FaceBook comments

2018-09-29 20:58:40Denssik

All the good days! I'm head of the center which developed the robot, on all matters concerning cooperation can write to the post office [email protected]

2018-10-03 17:19:46Victor Potekhin

Denssik, Write pzhl about any work in question?

2018-10-03 19:10:33

To post messages in the chat you need to login

интенсификация и повышение нефтеотдачи пластов пластамастер ао ооо ноябрьское управление по повышению нефтеотдачи пластовклассификация группы методов методы повышения нефтеотдачи пласта гремихинское курсовая презентация рефератоборудование для повышения нефтеотдачи пластовповышение нефтеотдачи пласта пав и скважин вакансии физико химическими методамиклимов а а 1 тепловые гидродинамические химические методы способы технологии повышения нефтеотдачи пластов 1569

 

factor demand 93

comments powered by HyperComments

xn--80aaafltebbc3auk2aepkhr3ewjpa.xn--p1ai

Сланцевая революция: второе дыхание

Оптимизация добычи углеводородов и поиск новых технологических решений для их извлечения позволяют оттянуть во времени конец нефтегазовой эпохи. Технология плазменно-импульсивного разрыва пласта, усовершенствование технологий гидроразрыва сланцевых пород, добыча газа из гидрата метана и некоторые другие новшества активно играют на стороне нефтегазовых ресурсов в их борьбе с альтернативными источниками за новый облик мировой энергетики в первой половине нынешнего столетия. Нефть и газ пока не уступают лидерство, хотя давление на них стремительно нарастает.

Технологическая революция на пороге. Мир осваивает технологии 3-D принтинга, электромобилей и альтернативной энергетики. При этом традиционные энергоресурсы – нефть и газ – не спешат уходить в прошлое. Технологические инновации помогают им удерживаться на плаву и держать мировую энергетику под своим контролем. По крайней мере, пока. Какие способы позволяют оттягивать завершение нефтегазовой эры?

Плазменный импульс вырывается в лидеры

Одной из главных инноваций является технология плазменно-импульсного разрыва пласта (PPT – Plasma Pulse Technology). Этот вид добычи углеводородов принадлежит американской компании Propell Technologies Group (разработан компанией Novas Energy, входящей в структуру Propell Technologies) для повышения нефтегазовой добычи на сланцевых месторождениях. Данный метод, в отличие от гидроразрыва, не загрязняет подземные воды. Новая технология позволяет производить «чистый» гидравлический микро/нано разрыв пласта, содержащего углеводороды, без загрязняющих экологию химикатов, без использования большого количества воды, а также без землетрясений. Два главных преимущества новой технологии состоят в том, что она абсолютно экологически чистая, а также существенно уменьшающая производственные затраты на добычу углеводородов.

Плазменный импульс создает плазменную дугу в вертикальной скважине, вырабатывая огромное количество тепла на единицу площади за секунду. Подобная волна в состоянии удалить любые преграды или мешающие породы без повреждения стали. Технология использует вибрации, электрически генерируемые в плазме импульсов для снижения вязкости, повышения проницаемости и улучшения потока нефти и газа на поверхность для извлечения. Разработчики технологии утверждают, что серия импульс­ных волн/вибраций позволяет повысить отдачу месторождения на период около одного года.

Способ РРТ – часть широко практикуемого процесса повышения нефтеотдачи (EOR – Enhanced oil recovery), относится к категории третичного восстановления. Этот метод использует разные технологии для повышения производства нефти после первичного и вторичного восстановления скважины. EOR играет важнейшую роль в улучшении нефтяных месторождений, особенно на старых скважинах. В то время как первичное восстановление возвращает 10% производительности, вторичное – от 20 до 50%, третичное восстановление позволяет достичь показателя в 30 – 60%.

Следует отметить, что технология РРТ уже активно и широко используется в США. В частности, среднее увеличение производительности 27 скважин после использования РРТ увеличилось до 295%. На фоне подобного успеха компания-разработчик технологии плазменного импульса заявила о разработке РРТ для горизонтальных скважин.

Самое интересное, что в ряде штатов, где запрещена обычная технология фрекинга (гидроразрыва пласта), метод плазменного импульса является вполне легальным и может принести значительные прибыли. Например, в штате Калифорния, по мнению американских экспертов, технология РРТ может приносить не менее $1 млн в неделю, только если 50 обычных скважин с фрекингом (экономия на одной скважине в неделю составит около $20 тыс.) перевести на РРТ. Вместе с тем, широкая замена плазменным импульсом обычного фрекинга способна в разы повысить прибыльность нового метода добычи углеводородов. Таким нехитрым способом в США будет обойден запрет экологов на использование традиционной технологии гидроразрыва пласта и произойдет замена ее на РРТ. Это означает, что «сланцевая революция» уже начала обретать «второе дыхание», которое будет куда сильнее первого. При этом никакие игры с Саудовской Аравией на понижение нефтяной цены не смогут остановить возвышение Соединенных Штатов как нового нефтяного суперигрока, способного приспосабливаться к сложным условиям рынка за счет собственного технологического превосходства и инновационного развития, а не низкой себестоимости по климатическим причинам, как на Ближнем Востоке. Очевидно, что в условиях конкуренции за нефтяной рынок та же Россия, например, полностью лишена возможности удержать свою нынешнюю долю рынка углеводородов. Поэтому единственное, чем остается торговать президенту РФ Владимиру Путину – это война и дестабилизация других регионов, где расположены мощности и активы российских энергетических конкурентов.

Напомним, что по прогнозам американских экспертов, рынок технологий повышения нефтеотдачи вырастет в мире на 17% до 2019 г. Уже сейчас ключевыми игроками на рынке выступают ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron, BP, Total, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, China National Petroleum (фиксация интереса Китая к новой технологии), ConocoPhillips, Denbury Resources, Lukoil (еще один российский игрок), Nexen, Occidental Petroleum, Petroleos de Venezuela, Petrobras, Suncor Energy и многие другие.

Следует добавить, что новая технология вызвала интерес даже со стороны крупных бизнесменов с российской пропиской. В частности, Роман Абрамович через свой фонд Ervington Investments инвестировал в Propell Technologies Group $9,75 млн. Еще раньше, зимой 2015 г., фонд Р. Абрамовича купил 1,5 млн привилегированных акций компании за $5 млн и получил опцион на выкуп 2,97 млн привилегированных акций. Таким образом, общая сумма инвестиций Р. Абрамовича в РРТ уже составила около $15 млн. Цель самой инвестиции – получение выгоды от внедрения технологии плазменного импульса для увеличения нефтяной добычи. По информации средств массовой информации, технология РРТ уже успешно используется в России для увеличения нефтяной и газовой отдачи месторождений и уменьшения производственных затрат. Р. Абрамович сделал ставку на новую технологию-лидера, и вскоре она может с лихвой окупиться.

Гидроразрыв пласта модернизируется

Появление новых технологий подстегнуло и усовершенствование традиционного фрекинга.

Разные страны и компании находят свои технологические решения в усовершенствовании гидроразрыва пласта (ГРП). Например, в Японии исследовательская команда из Киотского университета предложила вместо воды использовать углекислый газ. Это не только экологично (позволяет бороться с глобальным потеплением), но и экономно – происходит увеличение коэффициента извлечения нефти благодаря разрыву породы газом на более мелкие части.

В Канаде компания GasFrac предложила рынку свой метод осуществления гидроразрыва пласта. Его суть в замене воды гелием, содержащим пропан. Этот элемент уже содержится в грунте и действует намного мягче на окружающую среду, чем другие химические вещества, используемые в ГРП.

В США энергоконцерн Halliburton (к которому в свое время активно приписывали экс-вице-президента страны Дика Чейни) сосредоточился на системе очистки воды CleanWave. Она удаляет вредные вещества из использованной в ГРП воды путем положительно заряженных ионов. Еще одно предложение от Halliburton – система мембранной дистилляции – повторного использования воды в гидроразрыве пласта без смешивания с пресной водой.

В Китае корпорация Recon Technology сообщила о создании усовершенствованной технологии ГРП, позволяющей работать в более сложных геологических условиях и снизить затраты на гидроразрыв.

Модернизацией гидроразрыва пласта (ГРП) начали заниматься и в России. Например, в «Газпром нефти» успешно проводят кластерный гидроразрыв пласта с использованием кварцевого песка. Такая технология, по утверждению российских специалистов, позволяет им достигать 20%-го снижения стоимости фрекинга при сбережении его эффективности.

Интересно, что в течение нескольких лет «Газпром нефть» использует в ГРП инновацию с особой подачей керамического проппанта в пласт. При использования обычного ГРП он непрерывно подается во время осуществления гидроразрыва и полностью заполняет образовавшуюся от ГРП трещину. В случае с использованием кластерной технологии проппант подается в скважину попеременно со специальным синтетическим волокном. Это дает возможность создавать каналы внутри трещины и, в свою очередь, сокращать на 40-50% количество проппанта для гидроразрывов. При этом стоимость ГРП удешевляется в два-три раза, а производственная и экономическая активность значительно повышается. Упомянутый модернизированный гидроразрыв пласта «Газпром нефть» осуществляет на участках Южно-Приобского месторождения. Процесс пока не имеет массового характера, но его высокая эффективность весьма наглядна.

Описывая модернизируемые варианты ГРП, следует сказать, что основной его прототип для будущего успеха имеет название Fishbones. Сама компания имеет норвежские корни (работает непосредственно на государственный Statoil) и ее руководителя Руна Фрейро (бывший глава нефтесервисного гиганта Schlumberger). Метод Fishbones предполагает добычу углеводородов из карбонатных пластов при снижении затрат воды или другой жидкости на 95%.

Сейчас основным полигоном для новой технологии является Саудовская Аравия. Учитывая, что в Саудовской Аравии вода – один из самых дефицитных товаров, новый метод рассчитан именно на нее. В этой стране главным вызовом для специалистов-модернизаторов ГРП является добыча углеводородов из резервуаров трещинного типа, так называемых карбонатных пластов. В подобных условиях, по некоторым данным, находится около 60% мировых нефтяных залежей и около 40% газовых.

Ранее добыча углеводородов в карбонатных пластах велась при помощи интенсификации – закачки в скважину раствора соляной кислоты (85%), который просачивался вглубь пласта и разветвлялся, оставляя заметные следы. Часто при таком подходе раствор не добирался до нужных резервуаров с углеводородами. При этом проблемы в Саудовской Аравии с ГРП в целом идентичны с теми, перед которыми стоят и другие страны. Подчеркнем, что стоимость применения технологии гидроразрыва пласта становится малорентабельной при нынешних ценах на нефть.

Кроме Саудовской Аравии, компания Fishbones апробирует свою технологию в Норвегии, Индонезии (с 2013 г.) и в Техасе (с 2014 г. на месторождении Austin Chalk).

Суть метода добычи углеводородов компанией Fishbones состоит в установлении труб со встроенными иглами в горизонтальные и вертикальные скважины и соединение их в единую систему. Когда начинается закачивание раствора кислоты в скважину, давление жидкости толкает иглы вглубь породы. Глубина прохода игл составляет около 12 м практически во всех направлениях от основной скважины. Таким способом в породе создаются небольшие туннели, которые называют боковыми стволами. Именно эти боковые стволы в сумме с основной скважиной создают подобие «рыбьего скелета» (перевод названия Fishbones с английского языка). Именно по этим туннелям, столь похожим на рыбьи кости, позже и происходит выкачка углеводородов.

Стоит добавить, что проталкивая специальную жидкость внутрь карбонатного пласта с помощью боковых туннелей, технология Fishbones создает контакт кислоты с большим количеством естественных трещин в самой породе. Именно целенаправленное создание боковых стволов и является инновацией. Она позволяет уменьшить затраты и усилия для достижения нужных пластов. Также очень важным является полный контроль направления и давления при подаче жидкости в скважину.

Подход Fishbones к модернизации технологии ГРП фундаментально инновационен. Эффективный и точечный гидроразрыв пласта, в случае успеха технологии Fishbones, основанный на радикальном уменьшении затрат жидкости и себестоимости самого ГРП, вполне может стать новой основой для запуска следующих волн «сланцевой революции» и в самих Соединенных Штатах, и в других странах мира, где готовы экспериментировать с ГРП ради получения конкурентных преимуществ в столь сложное рыночное время.

Когда придет время гидрата метана?

Судя по нынешнему долгосрочному тренду падения цен на нефть и, как следствие, на природный газ, промышленная разработка гидрата метана – дело далекой перспективы. Гидрат метана – это кристаллическое вещество, возникающее при низких температурах и под давлением, представляет собой смесь молекул воды и метана, в природе он встречается под слоем вечной мерзлоты или глубоко на океанском или морском дне.

В нынешнем году тестовые проекты по разработке залежей гидрата метана и его добыче происходили в АТР (Япония, запасы на уровне 7 трлн куб. м) и в Северной Америке (США). Соответственно, первыми районами промышленной добычи гидрата метана способны стать японский Nankai Trough и американский North Slope.

В Японии проект Nankai Trough разрабатывается японским правительством еще с 2001 г. при помощи Национальной корпорации по нефти, газу и металлам (JOGMEC). Вторая практическая фаза проекта (продолжительность с 2009 по 2015 гг.) позволила начать в 2012-м пробное бурение скважин в Тихом океане в районе полуострова Ацуми. В марте 2013 г. было проведено тестовое шестидневное извлечение метана из газогидратов в открытом море с получением суточной добычи в объеме 20 тыс. куб. м. В соответствии с полученными результатами начало промышленной добычи спланировали на 2018 г.

В американском проекте North Slope активное участие в реализации принимают компании Alaska ConocoPhillips и JOGMEC при участии Министерства энергетики США. При этом американская Геологическая служба оценивает технически извлекаемые запасы газогидратов на Аляске в 2,4 трлн куб. м. В ходе практического выполнения американского проекта используется такая инновация, как закачка в скважину углекислого газа.

Добавим, что Соединенные Штаты весьма богаты на залежи метаногидрата, поэтому и мотивированы поиском наиболее выгодного технологического решения его добычи. Например, в 2013 г. Служба недропользования США оценила залежи гидрата метана в Мексиканском заливе на уровне 566 трлн куб. м, где 190 трлн куб. м расположены в высоких концентрациях в песчаных коллекторах.

Важным решением в направлении разработки добычи гидрата метана стало соглашение правительства Японии и США (двух лидеров в данной сфере) о проведении совместных исследований в области экспериментальной добычи газогидрата на Аляске. Благодаря некоторому форсированию исследовательского процесса в этом направлении, уже звучат осторожные прогнозы о возможности старта промышленной разработки газогидратов в Японии и США в 2018 – 2019 гг.

В других странах процесс исследования путей добычи газогидратов также имеет место, но вероятно замедлится или будет надолго «заморожен» во время нынешних низких цен на углеводороды. Например, канадский проект Mallik был запущен еще в 1998-м и продолжался до 2008 г., когда удалось достичь добычи газа на уровне 6 тыс. куб. м в сутки. Но вскоре поток добычи резко упал, и разработчики посчитали этот проект убыточным при имеющемся уровне технологий и наличии инфраструктуры.

В Индии с 2006 г. проводятся исследовательские работы в пределах национальной программы NGHP. Как результат, обнаружено четыре потенциальных района с большими запасами гидрата метана. Самый перспективный из них – это бассейн Krishna-Godavari.

Китай запустил свою программу по метаногидратам еще в 2007 г. В 2007-м и 2013 г. Министерство по землям и ресурсам совместно с Национальной геологической службой КНР провели две экспедиции. Разведочные работы на шельфах Южно-Китайского моря показали обильное наличие газогидратов. Однако время промышленной добычи данного ресурса в Китае пока не определено.

Похожие работы по исследованию наличия и перспектив добычи гидрата метана проходят также и в Южной Корее, Норвегии, России, Германии, Тайване, Новой Зеландии, Мексике, Бразилии, Уругвае, Колумбии и некоторых других странах.

В целом можно сказать, что на фоне резкого обвала цены углеводородов продолжительность этого процесса, а также отсутствие в настоящий момент технологий добычи газогидратов, имеющих высокую рентабельность, перспективы такого технологического направления пока невысоки. Например, в прогнозе МЭА в конце 2014 г. оценка глобальной добычи гидрата метана фигурировала на уровне 0,1 млрд куб. м в 2025 г.; 0,3 млрд куб. м – в 2030-м и всего лишь 0,9 млрд куб. м газа – в 2040 г. Подобные прогнозы просто подтверждают технологический и коммерческий интерес к добыче газогидратов, значительное их наличие во многих странах мира, а также начало поиска технологических решений для разработки подобного энергетического ресурса. Но само оформление новой технологии вместе со значительными потенциальными запасами газа дает еще один веский аргумент для отбрасывания утверждения о возможном дефиците природного газа в будущем.

Низкие цены на «черное золото» сумели почти остановить проекты по разработке нефтяных песков (преимущественно в Канаде). Например, энергетическая компания Shell заявила не просто о выходе из проекта разработки нефтеносных песков в этой стране (месторождение Carmon Creek), но и о плане списать около $2 млрд в связи с этим. Такое решение было принято руководством в связи со спадом на нефтегазовом рынке в первой половине 2015 г. Более того, негативным фактором для проекта оказалось также отсутствие должной транспортной инфраструктуры по доставке нефти из Канады. Изначально запуск проекта по производству «черного золота» из нефтеносных песков Carmon Creek планировался на 2017 г. с мощностью 80 тыс. барр. в сутки.

В целом, за последние пять лет добыча нефти на канадских нефтеносных песках выросла на 30%. Но резкий обвал цен на «черное золото» привел к массовому выходу компаний из разработки нефтеносных песков. Это связано еще и с тем, что добыча нефти на канадских нефтеносных песках намного более затратна, чем при других технологиях, и требует при этом дополнительного этапа очистки от песка. Еще один нюанс добычи в нефтеносных песках Канады состоит в том, что большая часть нефти (около 55%) добывается не открытым (карьерным способом), а при помощи вертикальных или горизонтальных скважин, в которые подается пар (технология гравитационного дренажа с применением пара). По оценкам экспертов, рентабельность добычи «черного золота» на канадских нефтеносных песках произойдет только при условии, если цена нефти сорта WTI доберется до отметки в $44/барр. Сейчас цена как раз танцует вокруг этого показателя, заставляя нервничать многих канадских нефтяных добытчиков. Как бы то ни было, Канадская ассоциация нефтедобывающих компаний надеется на рост добычи сырья на нефтеносных песках еще на 30% до 2020 г.

Согласно ее оценкам, объемы добычи «черного золота» на нефтеносных песках должны вырасти на 130 тыс. барр. в сутки до 2,29 млн барр. еще в нынешнем году, поскольку такие крупные компании, как Suncor, ExxonMobil и Impеrial Oil, активно наращивают добычу, используя эту технологию.

В этих условиях весьма интересны новости из США в сфере добычи сырья из нефтеносных песков. В штате Юта (месторождение Asphalt Ridge, потенциальные запасы нефти находятся на уровне около 1 млрд барр.) начато использование малозатратной и «чистой» технологии по добычи нефти из нефтеносных песков. Само месторождение Asphalt Ridge является частью более обширной формации Green River, проходящей через штаты Юта, Вайоминг и Колорадо. По разным оценкам, запасы местророждения составляют около 3 трлн барр. нефти. Новая технология запатентована компанией MCW Energy Group, и ключевым ее элементом является растворитель, не использующей воду и не загрязняющий окружающую среду. При этом себестоимость барреля нефти составляет $27 – $30/барр., что вполне конкурентно даже при нынешних ценах на «черное золото».

Начиная с января 2015 г., проект в Asphalt Ridge приносит 250 барр. «чистой» нефти в день. Успех такой технологии может стать очень важным для новой добычи «черного золота» в Юте, ведь этот процесс обходится без использования значительных водных ресурсов. Не требуется также возвращение использованных песков на прежние месторождения. Проект не связан с высокими давлениями или температурами и выбросами углекислого газа. В то же время, использованная в Юте технология добычи нефти из нефтеносных песков в значительной степени зависит и от качества самого месторождения. Например, нефтеносные пески в штате Юта намного более нефтенасыщенные, чем в той же Канаде, что позволяет легко работать с ними при помощи новых растворителей.

По мнению многих экспертов, успешное использование новой технологии по добыче сырья из нефтеносных песков в Юте намного более успешно, чем обычные технологии ГРП или любых других видов добычи нефти из нефтеносных песков в Северной Америке. Например, в канадской провинции Альберта, где сосредоточено основное производство сырья из нефтеносных песков, себестоимость добычи нефти составляет около $55/барр. (в сравнении с $30 в Юте).

Таким образом, и в сфере добычи «черного золота» из нефтеносных песков начали появляться технологии, значительно удешевляющие сам процесс добычи сырья и вывода его на рынок. А уж дефицита в месторождениях нефтеносных песков точно нет ни в Северной Америке, ни в других регионах мира.

fishki.net

Способ импульсного и ионно-плазменного воздействия на нефтяной пласт

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пласта. Способ заключается в ионно-плазменном воздействии на нефтяной пласт на уровне перфорации скважины. Пропускают постоянный электрический ток напряжением 90-300 В, плотностью 0,1-1 А/см2 через закачиваемую в скважину минерализованную воду плотностью не менее 1,12 г/см3. На пласт периодически через каждые 25-30 мин осуществляют импульсное воздействие электрическими разрядами в виде 3-5 следующих друг за другом импульсных разрядов, формируемыми в разрядной камере ионно-плазменного генератора из электрода-анода и электрода-катода для обеспечения репрессионно-депрессионного режима. Длительность каждого разряда до 100 мкс. Энергия - больше 100 Дж. Скважность - не более 5. Импульсное воздействие осуществляют без прерывания ионно-плазменного процесса при непрерывной промывке скважины минерализованной водой. После завершения импульсного воздействия открывают затрубное пространство и за счет прокачки минерализованной воды из забойной зоны скважины удаляют продукты разложения и расплавления. Интенсифицируется добыча нефти за счет дополнительного воздействия на призабойную зону пласта импульсными электрическими разрядами.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти, для добычи остаточной и трудноизвлекаемой нефти, а также при разработке залежей с высоковязкими нефтями.

Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи скважин за счет разложения пластовых вод, остаточной нефти, нефтебитумов, минеральных сгустков и за счет депрессионно-репрессионного режима воздействия ударной волны. Известен способ разработки нефтяного месторождения по а. с. СССР 1694872, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 30.11.91 г, в котором воздействие на нефтяной пласт осуществляют путем пропускания электрического тока через электроды, помещенные в подошвенных водах под нефтеносным пластом. Данный способ является недостаточно эффективным и имеет ограниченные технологические возможности применения. Известен также способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин, включающий процесс пропускания постоянного электрического тока через пластовую многокомпонентную смесь скважины с использованием обсадной трубы скважины в качестве катода и установленного в зоне ее перфорации электрода - в качестве анода (патент РФ 2087692, МПК Е 21 В 43/24, 1997г.). Недостаток известного способа заключается в сложности его технической реализации и дороговизне эксплуатации. Наиболее близким к предложенному является способ воздействия на нефтяной пласт (патент РФ 2163662, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 24.02.01), включающий пропускание постоянного электрического тока напряжением 150-450 В, плотностью 0,1-10 А/см2 через минерализованную воду, непрерывно закачиваемую с устья скважины для обеспечения электролитных химических и ионно-плазменных процессов. При этом обсадную трубу скважины используют в качестве катода, а в качестве анода устанавливают в зоне ее перфорации электрод. Недостаток данного способа заключается в том, что он не обеспечивает вынос продуктов разложения и расплавления из призабойной зоны скважины, в результате чего не достигается достаточный радиус воздействия на нефтяной пласт и его эффективность. Предложенное изобретение направлено на интенсификацию добычи нефти за счет дополнительного воздействия на призабойную зону пласта импульсными и электрическими разрядами, обеспечивающими вынос и удаление из нее материалов закупорки, размягченных и растворенных сгустков различных соединений. Поставленная задача достигается способом ионно-пламенного воздействия на нефтяной пласт на уровне перфорации скважины, включающим пропускание постоянного электрического тока напряжением 150-300 В и плотностью 0,1-1 А/см2 между электродом-анодом и электродом-катодом через закачиваемую в скважину минерализованную воду для обеспечения режимов химических и ионно-плазменных процессов, в котором в отличие от прототипа используют электрод-анод и электрод-катод, выполненные в виде разрядной камеры ионно-плазменного генератора для обеспечения через каждые 25-30 минут режима химических и ионно-плазменных процессов, переключения на импульсное воздействие электрическими разрядами в виде следующих друг за другом 3-5 импульсных разрядов с длительностью каждого импульсного разряда до 100 мкс, энергией более 100 Дж и скважностью не более 5, формируемыми в разрядной камере ионно-плазменного генератора для получения репрессионно-депрессионного режима воздействия, при этом процесс пропускания постоянного электрического тока ведут при его напряжении 90-600 В, используют минерализованную воду плотностью не менее 1,12 г/см3, а после завершения импульсного воздействия открывают затрубное пространство и за счет прокачки минерализованной воды из забойной зоны скважины удаляют продукты разложения и расплавления. Известно использование гидроимпульсного воздействия на продуктивные пласты (патент РФ 2128285, МПК Е 21 В 43/25, опубл. 27.03.99 г.), которое осуществляют посредством электродного разрядника, установленного в импульсной камере. Известно также электроразрядное воздействие на призабойную зону скважины, которое осуществляют в циклическом режиме (патент РФ 2055171, МПК Е 21 В 43/25, опубл. 27.02.96 г.). Указанные способы используются при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине, когда продуктивные слои изолируют путем создания непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, которая после завершения работ должна быть удалена из скважины. С этой целью воздействуют электроразрядными импульсами. Данные способы не обеспечивают разложения и расплавления отложений призабойной зоны вокруг ствола скважины. Предложенная новая совокупность существенных признаков позволяет получить новый эффект, достигаемый электроразрядным воздействием, осуществляемым периодически в ходе ионно-плазменного процесса, протекающего при непрерывно закачиваемой в скважину минерализованной воды. Указанный эффект заключается в репресионно-депрессионном режиме воздействия на пласт и обеспечении выноса из него размягченных и растворенных сгустков различных соединений, в результате чего происходит раскальматация призабойной зоны пласта и раскрываются мельчайшие поры пласта, вводятся в эксплуатацию ранее нетронутые участки пласта, выводятся из призабойной зоны материалы закупорки, улучшается приток нефти, повышается нефтеотдача пласта. Способ осуществляют следующим образом. На нижнем конце насосно-компрессионной трубы устанавливают на уровне перфорационных отверстий обсадной колонны двухкамерный ионно-плазменный генератор, внутри которого имеется разрядная камера, образованная между разрядниками: электродом-анодом и корпусом-катодом. Минусовая фаза наземного источника постоянного тока через обсадную колонну скважины соединяется с корпусом генератора, плюсовая фаза - с помощью кабеля с электродом-анодом разрядной камеры генератора. По насосно-компрессорной трубе закачивают в скважину минерализованную воду плотностью не менее 1,12 мг/см3 и через ионно-плазменную камеру генератора пропускают постоянный электрический ток напряжением 90-300 В, плотностью 0,1-10 А/см2. Под воздействием электрического тока внутри скважины происходят химические и ионно-плазменные процессы, в результате которых на обсадной трубе, являющейся катодом, выделяется водород и образуется щелочь, способствующая снижению поверхностного натяжения нефтяной пленки и растворению всевозможных отложений в призабойной зоне нефтяного пласта. На аноде ионно-плазменной камеры генератора образуется парофазовая оболочка, способствующая самопроизвольному зажиганию плазмы, в результате чего происходит интенсивный разогрев смеси в реакционной зоне. В этих условиях вокруг анода образуется активный кислород и создается кислая среда. Высокий температурный фронт способствует дополнительному размягчению нефтебитумов, разложению пробок из остаточной нефти, а в кислой среде растворяются минеральные сгустки различных соединений (СаСО3, MgCl2, Na2SO4 и др. ). Активный кислород выполняет особую роль, окисляя углеводороды нефтяного пласта до углекислого газа; выделяющиеся газы (О2, CO2) способствуют еще большему разрушению пробок в забойной зоне и в нефтяном пласте за счет локального повышения давления. При наличии сернистых соединений в составе нефтяного пласта активный кислород окисляет их до оксидов серы, что способствует частичному уменьшению серы в нефти. Эффект воздействия усиливается повышением давления в реакционной зоне генератора, которое способствует переносу щелочной и кислой сред из зоны ионно-плазменного воздействия вглубь и горизонтальном направлениях пласта. Через 25-30 минут работы в режиме ионно-плазменных процессов генератор с помощью наземного блока питания переключают в режим импульсной работы и в разрядной камере генератора между ее электродами формируются электрические разряды в виде непрерывно следующих друг за другом 3-5 импульсов длительностью каждого импульса до 100 мкс, энергией больше 100 Дж и скважностью до 5. В результате импульсных разрядов происходит мгновенный скачок давления в разрядной камере, который через образовавшуюся в скважине смесь распространяется и в глубь нефтяного пласта. Ударная волна давления способствует переносу из зоны перфорации в пласт продуктов ионно-плазменных процессов, а по достижении в пласте границы раздела сред отражается и возвращается к обсадной трубе с выносом продуктов разложения и расплавления. Количество и характеристики импульсов подбираются исходя из мощности пласта, пластового давления, радиуса воздействия и т.п. После импульсного воздействия открывается задвижка затрубного пространства и за счет прокачки минерализованной воды из забойной зоны скважины удаляются продукты разложения и расплавления. После прокачки межтрубного пространства закрывают устьевую задвижку и описанный цикл повторяется не менее 2-3 раз. В результате такого комбинированного воздействия кроме температурных ионно-плазменных, электрохимических процессов, протекающих в призабойной зоне нефтяного пласта, дополнительно обеспечивается репрессионно-депрессионный режим, который сопровождается изменением и перераспределением давления между пластом и забоем скважины, которое в свою очередь способствует раскальматации призабойной зоны пласта и притоку нефти к забою скважины. Пример конкретного выполнения. Начальный дебит скважины месторождения Ямаш-нефть составлял 20 т/сут. По мере эксплуатации скважины происходит кальматация перфорационной зоны обсадной трубы, уменьшающая проницаемость призабойной зоны вплоть до закупорки. На 5-й год разработки месторождения дебит скважины снизился до 3 т/сут. Была проведена обработка призабойной зоны скважины по предложенному способу. В течение 4 часов с помощью ионно-плазменного генератора воздействовали на призабойную зону пласта циклами: 30 мин в режиме ионно-плазменного процесса, 5 импульсов электрического разряда длительностью каждого 100 мкс, со скважностью 5. Воздействие осуществляли при напряжении электрического тока 240 В, плотности 0,25 А/см2. В результате такого комбинированного воздействия дебит скважины возрос до 16,5 т/сут. Таким образом, предложенное изобретение позволяет интенсифицировать добычу нефти за счет комбинированного воздействия на призабойную зону пласта, включающего ионно-плазменный процесс и импульсные электрические разряды.

Формула изобретения

Способ ионно-плазменного воздействия на нефтяной пласт на уровне перфорации скважины, включающий процесс пропускания постоянного электрического тока напряжением 150-300 В и плотностью 0,1-10 А/см2 между электродом-анодом и электродом-катодом через закачиваемую в скважину минерализованную воду для обеспечения режима химических и ионно-плазменных процессов, отличающийся тем, что используют электрод-анод и электрод-катод, выполненные в виде разрядной камеры ионно-плазменного генератора для обеспечения через каждые 25-30 мин режима химических и ионно-плазменных процессов, переключения на импульсное воздействие электрическими разрядами в виде следующих друг за другом 3-5 импульсных разрядов с длительностью каждого импульсного разряда до 100 мкс, энергией больше 100 Дж и скважностью не более 5, формируемыми в разрядной камере ионно-плазменного генератора для получения репрессионно-депрессионного режима воздействия, при этом процесс пропускания постоянного электрического тока ведут при его напряжении 90-600 В, используют минерализованную воду плотностью не менее 1,12 г/см3, а после завершения импульсного воздействия открывают затрубное пространство и за счет прокачки минерализованной воды из забойной зоны скважины удаляют продукты разложения и расплавления.

www.findpatent.ru

Сланцевая революция: второе дыхание | Блог Ramires

Оптимизация добычи углеводородов и поиск новых технологических решений для их извлечения позволяют оттянуть во времени конец нефтегазовой эпохи. Технология плазменно-импульсивного разрыва пласта, усовершенствование технологий гидроразрыва сланцевых пород, добыча газа из гидрата метана и некоторые другие новшества активно играют на стороне нефтегазовых ресурсов в их борьбе с альтернативными источниками за новый облик мировой энергетики в первой половине нынешнего столетия. Нефть и газ пока не уступают лидерство, хотя давление на них стремительно нарастает.

Технологическая революция на пороге. Мир осваивает технологии 3-D принтинга, электромобилей и альтернативной энергетики. При этом традиционные энергоресурсы – нефть и газ – не спешат уходить в прошлое. Технологические инновации помогают им удерживаться на плаву и держать мировую энергетику под своим контролем. По крайней мере, пока. Какие способы позволяют оттягивать завершение нефтегазовой эры?

Плазменный импульс вырывается в лидеры

Одной из главных инноваций является технология плазменно-импульсного разрыва пласта (PPT – Plasma Pulse Technology). Этот вид добычи углеводородов принадлежит американской компании Propell Technologies Group (разработан компанией Novas Energy, входящей в структуру Propell Technologies) для повышения нефтегазовой добычи на сланцевых месторождениях. Данный метод, в отличие от гидроразрыва, не загрязняет подземные воды. Новая технология позволяет производить «чистый» гидравлический микро/нано разрыв пласта, содержащего углеводороды, без загрязняющих экологию химикатов, без использования большого количества воды, а также без землетрясений. Два главных преимущества новой технологии состоят в том, что она абсолютно экологически чистая, а также существенно уменьшающая производственные затраты на добычу углеводородов.

Плазменный импульс создает плазменную дугу в вертикальной скважине, вырабатывая огромное количество тепла на единицу площади за секунду. Подобная волна в состоянии удалить любые преграды или мешающие породы без повреждения стали. Технология использует вибрации, электрически генерируемые в плазме импульсов для снижения вязкости, повышения проницаемости и улучшения потока нефти и газа на поверхность для извлечения. Разработчики технологии утверждают, что серия импульс­ных волн/вибраций позволяет повысить отдачу месторождения на период около одного года.

Способ РРТ – часть широко практикуемого процесса повышения нефтеотдачи (EOR – Enhanced oil recovery), относится к категории третичного восстановления. Этот метод использует разные технологии для повышения производства нефти после первичного и вторичного восстановления скважины. EOR играет важнейшую роль в улучшении нефтяных месторождений, особенно на старых скважинах. В то время как первичное восстановление возвращает 10% производительности, вторичное – от 20 до 50%, третичное восстановление позволяет достичь показателя в 30 – 60%.

Следует отметить, что технология РРТ уже активно и широко используется в США. В частности, среднее увеличение производительности 27 скважин после использования РРТ увеличилось до 295%. На фоне подобного успеха компания-разработчик технологии плазменного импульса заявила о разработке РРТ для горизонтальных скважин.

Самое интересное, что в ряде штатов, где запрещена обычная технология фрекинга (гидроразрыва пласта), метод плазменного импульса является вполне легальным и может принести значительные прибыли. Например, в штате Калифорния, по мнению американских экспертов, технология РРТ может приносить не менее $1 млн в неделю, только если 50 обычных скважин с фрекингом (экономия на одной скважине в неделю составит около $20 тыс.) перевести на РРТ. Вместе с тем, широкая замена плазменным импульсом обычного фрекинга способна в разы повысить прибыльность нового метода добычи углеводородов. Таким нехитрым способом в США будет обойден запрет экологов на использование традиционной технологии гидроразрыва пласта и произойдет замена ее на РРТ. Это означает, что «сланцевая революция» уже начала обретать «второе дыхание», которое будет куда сильнее первого. При этом никакие игры с Саудовской Аравией на понижение нефтяной цены не смогут остановить возвышение Соединенных Штатов как нового нефтяного суперигрока, способного приспосабливаться к сложным условиям рынка за счет собственного технологического превосходства и инновационного развития, а не низкой себестоимости по климатическим причинам, как на Ближнем Востоке. Очевидно, что в условиях конкуренции за нефтяной рынок та же Россия, например, полностью лишена возможности удержать свою нынешнюю долю рынка углеводородов. Поэтому единственное, чем остается торговать президенту РФ Владимиру Путину – это война и дестабилизация других регионов, где расположены мощности и активы российских энергетических конкурентов.

Напомним, что по прогнозам американских экспертов, рынок технологий повышения нефтеотдачи вырастет в мире на 17% до 2019 г. Уже сейчас ключевыми игроками на рынке выступают ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron, BP, Total, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, China National Petroleum (фиксация интереса Китая к новой технологии), ConocoPhillips, Denbury Resources, Lukoil (еще один российский игрок), Nexen, Occidental Petroleum, Petroleos de Venezuela, Petrobras, Suncor Energy и многие другие.

Следует добавить, что новая технология вызвала интерес даже со стороны крупных бизнесменов с российской пропиской. В частности, Роман Абрамович через свой фонд Ervington Investments инвестировал в Propell Technologies Group $9,75 млн. Еще раньше, зимой 2015 г., фонд Р. Абрамовича купил 1,5 млн привилегированных акций компании за $5 млн и получил опцион на выкуп 2,97 млн привилегированных акций. Таким образом, общая сумма инвестиций Р. Абрамовича в РРТ уже составила около $15 млн. Цель самой инвестиции – получение выгоды от внедрения технологии плазменного импульса для увеличения нефтяной добычи. По информации средств массовой информации, технология РРТ уже успешно используется в России для увеличения нефтяной и газовой отдачи месторождений и уменьшения производственных затрат. Р. Абрамович сделал ставку на новую технологию-лидера, и вскоре она может с лихвой окупиться.

Гидроразрыв пласта модернизируется

Появление новых технологий подстегнуло и усовершенствование традиционного фрекинга.

Разные страны и компании находят свои технологические решения в усовершенствовании гидроразрыва пласта (ГРП). Например, в Японии исследовательская команда из Киотского университета предложила вместо воды использовать углекислый газ. Это не только экологично (позволяет бороться с глобальным потеплением), но и экономно – происходит увеличение коэффициента извлечения нефти благодаря разрыву породы газом на более мелкие части.

В Канаде компания GasFrac предложила рынку свой метод осуществления гидроразрыва пласта. Его суть в замене воды гелием, содержащим пропан. Этот элемент уже содержится в грунте и действует намного мягче на окружающую среду, чем другие химические вещества, используемые в ГРП.

В США энергоконцерн Halliburton (к которому в свое время активно приписывали экс-вице-президента страны Дика Чейни) сосредоточился на системе очистки воды CleanWave. Она удаляет вредные вещества из использованной в ГРП воды путем положительно заряженных ионов. Еще одно предложение от Halliburton – система мембранной дистилляции – повторного использования воды в гидроразрыве пласта без смешивания с пресной водой.

В Китае корпорация Recon Technology сообщила о создании усовершенствованной технологии ГРП, позволяющей работать в более сложных геологических условиях и снизить затраты на гидроразрыв.

Модернизацией гидроразрыва пласта (ГРП) начали заниматься и в России. Например, в «Газпром нефти» успешно проводят кластерный гидроразрыв пласта с использованием кварцевого песка. Такая технология, по утверждению российских специалистов, позволяет им достигать 20%-го снижения стоимости фрекинга при сбережении его эффективности.

Интересно, что в течение нескольких лет «Газпром нефть» использует в ГРП инновацию с особой подачей керамического проппанта в пласт. При использования обычного ГРП он непрерывно подается во время осуществления гидроразрыва и полностью заполняет образовавшуюся от ГРП трещину. В случае с использованием кластерной технологии проппант подается в скважину попеременно со специальным синтетическим волокном. Это дает возможность создавать каналы внутри трещины и, в свою очередь, сокращать на 40-50% количество проппанта для гидроразрывов. При этом стоимость ГРП удешевляется в два-три раза, а производственная и экономическая активность значительно повышается. Упомянутый модернизированный гидроразрыв пласта «Газпром нефть» осуществляет на участках Южно-Приобского месторождения. Процесс пока не имеет массового характера, но его высокая эффективность весьма наглядна.

Описывая модернизируемые варианты ГРП, следует сказать, что основной его прототип для будущего успеха имеет название Fishbones. Сама компания имеет норвежские корни (работает непосредственно на государственный Statoil) и ее руководителя Руна Фрейро (бывший глава нефтесервисного гиганта Schlumberger). Метод Fishbones предполагает добычу углеводородов из карбонатных пластов при снижении затрат воды или другой жидкости на 95%.

Сейчас основным полигоном для новой технологии является Саудовская Аравия. Учитывая, что в Саудовской Аравии вода – один из самых дефицитных товаров, новый метод рассчитан именно на нее. В этой стране главным вызовом для специалистов-модернизаторов ГРП является добыча углеводородов из резервуаров трещинного типа, так называемых карбонатных пластов. В подобных условиях, по некоторым данным, находится около 60% мировых нефтяных залежей и около 40% газовых.

Ранее добыча углеводородов в карбонатных пластах велась при помощи интенсификации – закачки в скважину раствора соляной кислоты (85%), который просачивался вглубь пласта и разветвлялся, оставляя заметные следы. Часто при таком подходе раствор не добирался до нужных резервуаров с углеводородами. При этом проблемы в Саудовской Аравии с ГРП в целом идентичны с теми, перед которыми стоят и другие страны. Подчеркнем, что стоимость применения технологии гидроразрыва пласта становится малорентабельной при нынешних ценах на нефть.

Кроме Саудовской Аравии, компания Fishbones апробирует свою технологию в Норвегии, Индонезии (с 2013 г.) и в Техасе (с 2014 г. на месторождении Austin Chalk).

Суть метода добычи углеводородов компанией Fishbones состоит в установлении труб со встроенными иглами в горизонтальные и вертикальные скважины и соединение их в единую систему. Когда начинается закачивание раствора кислоты в скважину, давление жидкости толкает иглы вглубь породы. Глубина прохода игл составляет около 12 м практически во всех направлениях от основной скважины. Таким способом в породе создаются небольшие туннели, которые называют боковыми стволами. Именно эти боковые стволы в сумме с основной скважиной создают подобие «рыбьего скелета» (перевод названия Fishbones с английского языка). Именно по этим туннелям, столь похожим на рыбьи кости, позже и происходит выкачка углеводородов.

Стоит добавить, что проталкивая специальную жидкость внутрь карбонатного пласта с помощью боковых туннелей, технология Fishbones создает контакт кислоты с большим количеством естественных трещин в самой породе. Именно целенаправленное создание боковых стволов и является инновацией. Она позволяет уменьшить затраты и усилия для достижения нужных пластов. Также очень важным является полный контроль направления и давления при подаче жидкости в скважину.

Подход Fishbones к модернизации технологии ГРП фундаментально инновационен. Эффективный и точечный гидроразрыв пласта, в случае успеха технологии Fishbones, основанный на радикальном уменьшении затрат жидкости и себестоимости самого ГРП, вполне может стать новой основой для запуска следующих волн «сланцевой революции» и в самих Соединенных Штатах, и в других странах мира, где готовы экспериментировать с ГРП ради получения конкурентных преимуществ в столь сложное рыночное время.

Когда придет время гидрата метана?

Судя по нынешнему долгосрочному тренду падения цен на нефть и, как следствие, на природный газ, промышленная разработка гидрата метана – дело далекой перспективы. Гидрат метана – это кристаллическое вещество, возникающее при низких температурах и под давлением, представляет собой смесь молекул воды и метана, в природе он встречается под слоем вечной мерзлоты или глубоко на океанском или морском дне.

В нынешнем году тестовые проекты по разработке залежей гидрата метана и его добыче происходили в АТР (Япония, запасы на уровне 7 трлн куб. м) и в Северной Америке (США). Соответственно, первыми районами промышленной добычи гидрата метана способны стать японский Nankai Trough и американский North Slope.

В Японии проект Nankai Trough разрабатывается японским правительством еще с 2001 г. при помощи Национальной корпорации по нефти, газу и металлам (JOGMEC). Вторая практическая фаза проекта (продолжительность с 2009 по 2015 гг.) позволила начать в 2012-м пробное бурение скважин в Тихом океане в районе полуострова Ацуми. В марте 2013 г. было проведено тестовое шестидневное извлечение метана из газогидратов в открытом море с получением суточной добычи в объеме 20 тыс. куб. м. В соответствии с полученными результатами начало промышленной добычи спланировали на 2018 г.

В американском проекте North Slope активное участие в реализации принимают компании Alaska ConocoPhillips и JOGMEC при участии Министерства энергетики США. При этом американская Геологическая служба оценивает технически извлекаемые запасы газогидратов на Аляске в 2,4 трлн куб. м. В ходе практического выполнения американского проекта используется такая инновация, как закачка в скважину углекислого газа.

Добавим, что Соединенные Штаты весьма богаты на залежи метаногидрата, поэтому и мотивированы поиском наиболее выгодного технологического решения его добычи. Например, в 2013 г. Служба недропользования США оценила залежи гидрата метана в Мексиканском заливе на уровне 566 трлн куб. м, где 190 трлн куб. м расположены в высоких концентрациях в песчаных коллекторах.

Важным решением в направлении разработки добычи гидрата метана стало соглашение правительства Японии и США (двух лидеров в данной сфере) о проведении совместных исследований в области экспериментальной добычи газогидрата на Аляске. Благодаря некоторому форсированию исследовательского процесса в этом направлении, уже звучат осторожные прогнозы о возможности старта промышленной разработки газогидратов в Японии и США в 2018 – 2019 гг.

В других странах процесс исследования путей добычи газогидратов также имеет место, но вероятно замедлится или будет надолго «заморожен» во время нынешних низких цен на углеводороды. Например, канадский проект Mallik был запущен еще в 1998-м и продолжался до 2008 г., когда удалось достичь добычи газа на уровне 6 тыс. куб. м в сутки. Но вскоре поток добычи резко упал, и разработчики посчитали этот проект убыточным при имеющемся уровне технологий и наличии инфраструктуры.

В Индии с 2006 г. проводятся исследовательские работы в пределах национальной программы NGHP. Как результат, обнаружено четыре потенциальных района с большими запасами гидрата метана. Самый перспективный из них – это бассейн Krishna-Godavari.

Китай запустил свою программу по метаногидратам еще в 2007 г. В 2007-м и 2013 г. Министерство по землям и ресурсам совместно с Национальной геологической службой КНР провели две экспедиции. Разведочные работы на шельфах Южно-Китайского моря показали обильное наличие газогидратов. Однако время промышленной добычи данного ресурса в Китае пока не определено.

Похожие работы по исследованию наличия и перспектив добычи гидрата метана проходят также и в Южной Корее, Норвегии, России, Германии, Тайване, Новой Зеландии, Мексике, Бразилии, Уругвае, Колумбии и некоторых других странах.

В целом можно сказать, что на фоне резкого обвала цены углеводородов продолжительность этого процесса, а также отсутствие в настоящий момент технологий добычи газогидратов, имеющих высокую рентабельность, перспективы такого технологического направления пока невысоки. Например, в прогнозе МЭА в конце 2014 г. оценка глобальной добычи гидрата метана фигурировала на уровне 0,1 млрд куб. м в 2025 г.; 0,3 млрд куб. м – в 2030-м и всего лишь 0,9 млрд куб. м газа – в 2040 г. Подобные прогнозы просто подтверждают технологический и коммерческий интерес к добыче газогидратов, значительное их наличие во многих странах мира, а также начало поиска технологических решений для разработки подобного энергетического ресурса. Но само оформление новой технологии вместе со значительными потенциальными запасами газа дает еще один веский аргумент для отбрасывания утверждения о возможном дефиците природного газа в будущем.

Низкие цены на «черное золото» сумели почти остановить проекты по разработке нефтяных песков (преимущественно в Канаде). Например, энергетическая компания Shell заявила не просто о выходе из проекта разработки нефтеносных песков в этой стране (месторождение Carmon Creek), но и о плане списать около $2 млрд в связи с этим. Такое решение было принято руководством в связи со спадом на нефтегазовом рынке в первой половине 2015 г. Более того, негативным фактором для проекта оказалось также отсутствие должной транспортной инфраструктуры по доставке нефти из Канады. Изначально запуск проекта по производству «черного золота» из нефтеносных песков Carmon Creek планировался на 2017 г. с мощностью 80 тыс. барр. в сутки.

В целом, за последние пять лет добыча нефти на канадских нефтеносных песках выросла на 30%. Но резкий обвал цен на «черное золото» привел к массовому выходу компаний из разработки нефтеносных песков. Это связано еще и с тем, что добыча нефти на канадских нефтеносных песках намного более затратна, чем при других технологиях, и требует при этом дополнительного этапа очистки от песка. Еще один нюанс добычи в нефтеносных песках Канады состоит в том, что большая часть нефти (около 55%) добывается не открытым (карьерным способом), а при помощи вертикальных или горизонтальных скважин, в которые подается пар (технология гравитационного дренажа с применением пара). По оценкам экспертов, рентабельность добычи «черного золота» на канадских нефтеносных песках произойдет только при условии, если цена нефти сорта WTI доберется до отметки в $44/барр. Сейчас цена как раз танцует вокруг этого показателя, заставляя нервничать многих канадских нефтяных добытчиков. Как бы то ни было, Канадская ассоциация нефтедобывающих компаний надеется на рост добычи сырья на нефтеносных песках еще на 30% до 2020 г.

Согласно ее оценкам, объемы добычи «черного золота» на нефтеносных песках должны вырасти на 130 тыс. барр. в сутки до 2,29 млн барр. еще в нынешнем году, поскольку такие крупные компании, как Suncor, ExxonMobil и Impеrial Oil, активно наращивают добычу, используя эту технологию.

В этих условиях весьма интересны новости из США в сфере добычи сырья из нефтеносных песков. В штате Юта (месторождение Asphalt Ridge, потенциальные запасы нефти находятся на уровне около 1 млрд барр.) начато использование малозатратной и «чистой» технологии по добычи нефти из нефтеносных песков. Само месторождение Asphalt Ridge является частью более обширной формации Green River, проходящей через штаты Юта, Вайоминг и Колорадо. По разным оценкам, запасы местророждения составляют около 3 трлн барр. нефти. Новая технология запатентована компанией MCW Energy Group, и ключевым ее элементом является растворитель, не использующей воду и не загрязняющий окружающую среду. При этом себестоимость барреля нефти составляет $27 – $30/барр., что вполне конкурентно даже при нынешних ценах на «черное золото».

Начиная с января 2015 г., проект в Asphalt Ridge приносит 250 барр. «чистой» нефти в день. Успех такой технологии может стать очень важным для новой добычи «черного золота» в Юте, ведь этот процесс обходится без использования значительных водных ресурсов. Не требуется также возвращение использованных песков на прежние месторождения. Проект не связан с высокими давлениями или температурами и выбросами углекислого газа. В то же время, использованная в Юте технология добычи нефти из нефтеносных песков в значительной степени зависит и от качества самого месторождения. Например, нефтеносные пески в штате Юта намного более нефтенасыщенные, чем в той же Канаде, что позволяет легко работать с ними при помощи новых растворителей.

По мнению многих экспертов, успешное использование новой технологии по добыче сырья из нефтеносных песков в Юте намного более успешно, чем обычные технологии ГРП или любых других видов добычи нефти из нефтеносных песков в Северной Америке. Например, в канадской провинции Альберта, где сосредоточено основное производство сырья из нефтеносных песков, себестоимость добычи нефти составляет около $55/барр. (в сравнении с $30 в Юте).

Таким образом, и в сфере добычи «черного золота» из нефтеносных песков начали появляться технологии, значительно удешевляющие сам процесс добычи сырья и вывода его на рынок. А уж дефицита в месторождениях нефтеносных песков точно нет ни в Северной Америке, ни в других регионах мира.

Источник новости

×

cont.ws

второе дыхание — Всеукраїнська антифрекінгова коаліція

Оптимизация добычи углеводородов и поиск новых технологических решений для их извлечения позволяют оттянуть во времени конец нефтегазовой эпохи.Технология плазменно-импульсивного разрыва пласта, усовершенствование технологий гидроразрыва сланцевых пород, добыча газа из гидрата метана и некоторые другие новшества активно играют на стороне нефтегазовых ресурсов в их борьбе с альтернативными источниками за новый облик мировой энергетики в первой половине нынешнего столетия. Нефть и газ пока не уступают лидерство, хотя давление на них стремительно нарастает.Технологическая революция на пороге. Мир осваивает технологии 3-D принтинга, электромобилей и альтернативной энергетики. При этом традиционные энергоресурсы – нефть и газ – не спешат уходить в прошлое. Технологические инновации помогают им удерживаться на плаву и держать мировую энергетику под своим контролем. По крайней мере, пока. Какие способы позволяют оттягивать завершение нефтегазовой эры?

Плазменный импульс вырывается в лидеры

Одной из главных инноваций является технология плазменно-импульсного разрыва пласта (PPT – Plasma Pulse Technology). Этот вид добычи углеводородов принадлежит американской компании Propell Technologies Group (разработан компанией Novas Energy, входящей в структуру Propell Technologies) для повышения нефтегазовой добычи на сланцевых месторождениях. Данный метод, в отличие от гидроразрыва, не загрязняет подземные воды. Новая технология позволяет производить «чистый» гидравлический микро/нано разрыв пласта, содержащего углеводороды, без загрязняющих экологию химикатов, без использования большого количества воды, а также без землетрясений. Два главных преимущества новой технологии состоят в том, что она абсолютно экологически чистая, а также существенно уменьшающая производственные затраты на добычу углеводородов.

Плазменный импульс создает плазменную дугу в вертикальной скважине, вырабатывая огромное количество тепла на единицу площади за секунду. Подобная волна в состоянии удалить любые преграды или мешающие породы без повреждения стали. Технология использует вибрации, электрически генерируемые в плазме импульсов для снижения вязкости, повышения проницаемости и улучшения потока нефти и газа на поверхность для извлечения. Разработчики технологии утверждают, что серия импульс­ных волн/вибраций позволяет повысить отдачу месторождения на период около одного года.

Способ РРТ – часть широко практикуемого процесса повышения нефтеотдачи (EOR – Enhanced oil recovery), относится к категории третичного восстановления. Этот метод использует разные технологии для повышения производства нефти после первичного и вторичного восстановления скважины. EOR играет важнейшую роль в улучшении нефтяных месторождений, особенно на старых скважинах. В то время как первичное восстановление возвращает 10% производительности, вторичное – от 20 до 50%, третичное восстановление позволяет достичь показателя в 30 – 60%.

Следует отметить, что технология РРТ уже активно и широко используется в США. В частности, среднее увеличение производительности 27 скважин после использования РРТ увеличилось до 295%. На фоне подобного успеха компания-разработчик технологии плазменного импульса заявила о разработке РРТ для горизонтальных скважин.

Самое интересное, что в ряде штатов, где запрещена обычная технология фрекинга (гидроразрыва пласта), метод плазменного импульса является вполне легальным и может принести значительные прибыли. Например, в штате Калифорния, по мнению американских экспертов, технология РРТ может приносить не менее $1 млн в неделю, только если 50 обычных скважин с фрекингом (экономия на одной скважине в неделю составит около $20 тыс.) перевести на РРТ. Вместе с тем, широкая замена плазменным импульсом обычного фрекинга способна в разы повысить прибыльность нового метода добычи углеводородов. Таким нехитрым способом в США будет обойден запрет экологов на использование традиционной технологии гидроразрыва пласта и произойдет замена ее на РРТ. Это означает, что «сланцевая революция» уже начала обретать «второе дыхание», которое будет куда сильнее первого. При этом никакие игры с Саудовской Аравией на понижение нефтяной цены не смогут остановить возвышение Соединенных Штатов как нового нефтяного суперигрока, способного приспосабливаться к сложным условиям рынка за счет собственного технологического превосходства и инновационного развития, а не низкой себестоимости по климатическим причинам, как на Ближнем Востоке. Очевидно, что в условиях конкуренции за нефтяной рынок та же Россия, например, полностью лишена возможности удержать свою нынешнюю долю рынка углеводородов. Поэтому единственное, чем остается торговать президенту РФ Владимиру Путину – это война и дестабилизация других регионов, где расположены мощности и активы российских энергетических конкурентов.

Напомним, что по прогнозам американских экспертов, рынок технологий повышения нефтеотдачи вырастет в мире на 17% до 2019 г. Уже сейчас ключевыми игроками на рынке выступают ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron, BP, Total, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, China National Petroleum (фиксация интереса Китая к новой технологии), ConocoPhillips, Denbury Resources, Lukoil (еще один российский игрок), Nexen, Occidental Petroleum, Petroleos de Venezuela, Petrobras, Suncor Energy и многие другие.

Следует добавить, что новая технология вызвала интерес даже со стороны крупных бизнесменов с российской пропиской. В частности, Роман Абрамович через свой фонд Ervington Investments инвестировал в Propell Technologies Group $9,75 млн. Еще раньше, зимой 2015 г., фонд Р. Абрамовича купил 1,5 млн привилегированных акций компании за $5 млн и получил опцион на выкуп 2,97 млн привилегированных акций. Таким образом, общая сумма инвестиций Р. Абрамовича в РРТ уже составила около $15 млн. Цель самой инвестиции – получение выгоды от внедрения технологии плазменного импульса для увеличения нефтяной добычи. По информации средств массовой информации, технология РРТ уже успешно используется в России для увеличения нефтяной и газовой отдачи месторождений и уменьшения производственных затрат. Р. Абрамович сделал ставку на новую технологию-лидера, и вскоре она может с лихвой окупиться.

Гидроразрыв пласта модернизируется

Появление новых технологий подстегнуло и усовершенствование традиционного фрекинга.

Разные страны и компании находят свои технологические решения в усовершенствовании гидроразрыва пласта (ГРП). Например, в Японии исследовательская команда из Киотского университета предложила вместо воды использовать углекислый газ. Это не только экологично (позволяет бороться с глобальным потеплением), но и экономно – происходит увеличение коэффициента извлечения нефти благодаря разрыву породы газом на более мелкие части.

В Канаде компания GasFrac предложила рынку свой метод осуществления гидроразрыва пласта. Его суть в замене воды гелием, содержащим пропан. Этот элемент уже содержится в грунте и действует намного мягче на окружающую среду, чем другие химические вещества, используемые в ГРП.

В США энергоконцерн Halliburton (к которому в свое время активно приписывали экс-вице-президента страны Дика Чейни) сосредоточился на системе очистки воды CleanWave. Она удаляет вредные вещества из использованной в ГРП воды путем положительно заряженных ионов. Еще одно предложение от Halliburton – система мембранной дистилляции – повторного использования воды в гидроразрыве пласта без смешивания с пресной водой.

В Китае корпорация Recon Technology сообщила о создании усовершенствованной технологии ГРП, позволяющей работать в более сложных геологических условиях и снизить затраты на гидроразрыв.

Модернизацией гидроразрыва пласта (ГРП) начали заниматься и в России. Например, в «Газпром нефти» успешно проводят кластерный гидроразрыв пласта с использованием кварцевого песка. Такая технология, по утверждению российских специалистов, позволяет им достигать 20%-го снижения стоимости фрекинга при сбережении его эффективности.

Интересно, что в течение нескольких лет «Газпром нефть» использует в ГРП инновацию с особой подачей керамического проппанта в пласт. При использования обычного ГРП он непрерывно подается во время осуществления гидроразрыва и полностью заполняет образовавшуюся от ГРП трещину. В случае с использованием кластерной технологии проппант подается в скважину попеременно со специальным синтетическим волокном. Это дает возможность создавать каналы внутри трещины и, в свою очередь, сокращать на 40-50% количество проппанта для гидроразрывов. При этом стоимость ГРП удешевляется в два-три раза, а производственная и экономическая активность значительно повышается. Упомянутый модернизированный гидроразрыв пласта «Газпром нефть» осуществляет на участках Южно-Приобского месторождения. Процесс пока не имеет массового характера, но его высокая эффективность весьма наглядна.

Описывая модернизируемые варианты ГРП, следует сказать, что основной его прототип для будущего успеха имеет название Fishbones. Сама компания имеет норвежские корни (работает непосредственно на государственный Statoil) и ее руководителя Руна Фрейро (бывший глава нефтесервисного гиганта Schlumberger). Метод Fishbones предполагает добычу углеводородов из карбонатных пластов при снижении затрат воды или другой жидкости на 95%.

Сейчас основным полигоном для новой технологии является Саудовская Аравия. Учитывая, что в Саудовской Аравии вода – один из самых дефицитных товаров, новый метод рассчитан именно на нее. В этой стране главным вызовом для специалистов-модернизаторов ГРП является добыча углеводородов из резервуаров трещинного типа, так называемых карбонатных пластов. В подобных условиях, по некоторым данным, находится около 60% мировых нефтяных залежей и около 40% газовых.

Ранее добыча углеводородов в карбонатных пластах велась при помощи интенсификации – закачки в скважину раствора соляной кислоты (85%), который просачивался вглубь пласта и разветвлялся, оставляя заметные следы. Часто при таком подходе раствор не добирался до нужных резервуаров с углеводородами. При этом проблемы в Саудовской Аравии с ГРП в целом идентичны с теми, перед которыми стоят и другие страны. Подчеркнем, что стоимость применения технологии гидроразрыва пласта становится малорентабельной при нынешних ценах на нефть.

Кроме Саудовской Аравии, компания Fishbones апробирует свою технологию в Норвегии, Индонезии (с 2013 г.) и в Техасе (с 2014 г. на месторождении Austin Chalk).

Суть метода добычи углеводородов компанией Fishbones состоит в установлении труб со встроенными иглами в горизонтальные и вертикальные скважины и соединение их в единую систему. Когда начинается закачивание раствора кислоты в скважину, давление жидкости толкает иглы вглубь породы. Глубина прохода игл составляет около 12 м практически во всех направлениях от основной скважины. Таким способом в породе создаются небольшие туннели, которые называют боковыми стволами. Именно эти боковые стволы в сумме с основной скважиной создают подобие «рыбьего скелета» (перевод названия Fishbones с английского языка). Именно по этим туннелям, столь похожим на рыбьи кости, позже и происходит выкачка углеводородов.

Стоит добавить, что проталкивая специальную жидкость внутрь карбонатного пласта с помощью боковых туннелей, технология Fishbones создает контакт кислоты с большим количеством естественных трещин в самой породе. Именно целенаправленное создание боковых стволов и является инновацией. Она позволяет уменьшить затраты и усилия для достижения нужных пластов. Также очень важным является полный контроль направления и давления при подаче жидкости в скважину.

Подход Fishbones к модернизации технологии ГРП фундаментально инновационен. Эффективный и точечный гидроразрыв пласта, в случае успеха технологии Fishbones, основанный на радикальном уменьшении затрат жидкости и себестоимости самого ГРП, вполне может стать новой основой для запуска следующих волн «сланцевой революции» и в самих Соединенных Штатах, и в других странах мира, где готовы экспериментировать с ГРП ради получения конкурентных преимуществ в столь сложное рыночное время.

Когда придет время гидрата метана?

Судя по нынешнему долгосрочному тренду падения цен на нефть и, как следствие, на природный газ, промышленная разработка гидрата метана – дело далекой перспективы. Гидрат метана – это кристаллическое вещество, возникающее при низких температурах и под давлением, представляет собой смесь молекул воды и метана, в природе он встречается под слоем вечной мерзлоты или глубоко на океанском или морском дне.

В нынешнем году тестовые проекты по разработке залежей гидрата метана и его добыче происходили в АТР (Япония, запасы на уровне 7 трлн куб. м) и в Северной Америке (США). Соответственно, первыми районами промышленной добычи гидрата метана способны стать японский Nankai Trough и американский North Slope.

В Японии проект Nankai Trough разрабатывается японским правительством еще с 2001 г. при помощи Национальной корпорации по нефти, газу и металлам (JOGMEC). Вторая практическая фаза проекта (продолжительность с 2009 по 2015 гг.) позволила начать в 2012-м пробное бурение скважин в Тихом океане в районе полуострова Ацуми. В марте 2013 г. было проведено тестовое шестидневное извлечение метана из газогидратов в открытом море с получением суточной добычи в объеме 20 тыс. куб. м. В соответствии с полученными результатами начало промышленной добычи спланировали на 2018 г.

В американском проекте North Slope активное участие в реализации принимают компании Alaska ConocoPhillips и JOGMEC при участии Министерства энергетики США. При этом американская Геологическая служба оценивает технически извлекаемые запасы газогидратов на Аляске в 2,4 трлн куб. м. В ходе практического выполнения американского проекта используется такая инновация, как закачка в скважину углекислого газа.

Добавим, что Соединенные Штаты весьма богаты на залежи метаногидрата, поэтому и мотивированы поиском наиболее выгодного технологического решения его добычи. Например, в 2013 г. Служба недропользования США оценила залежи гидрата метана в Мексиканском заливе на уровне 566 трлн куб. м, где 190 трлн куб. м расположены в высоких концентрациях в песчаных коллекторах.

Важным решением в направлении разработки добычи гидрата метана стало соглашение правительства Японии и США (двух лидеров в данной сфере) о проведении совместных исследований в области экспериментальной добычи газогидрата на Аляске. Благодаря некоторому форсированию исследовательского процесса в этом направлении, уже звучат осторожные прогнозы о возможности старта промышленной разработки газогидратов в Японии и США в 2018 – 2019 гг.

В других странах процесс исследования путей добычи газогидратов также имеет место, но вероятно замедлится или будет надолго «заморожен» во время нынешних низких цен на углеводороды. Например, канадский проект Mallik был запущен еще в 1998-м и продолжался до 2008 г., когда удалось достичь добычи газа на уровне 6 тыс. куб. м в сутки. Но вскоре поток добычи резко упал, и разработчики посчитали этот проект убыточным при имеющемся уровне технологий и наличии инфраструктуры.

В Индии с 2006 г. проводятся исследовательские работы в пределах национальной программы NGHP. Как результат, обнаружено четыре потенциальных района с большими запасами гидрата метана. Самый перспективный из них – это бассейн Krishna-Godavari.

Китай запустил свою программу по метаногидратам еще в 2007 г. В 2007-м и 2013 г. Министерство по землям и ресурсам совместно с Национальной геологической службой КНР провели две экспедиции. Разведочные работы на шельфах Южно-Китайского моря показали обильное наличие газогидратов. Однако время промышленной добычи данного ресурса в Китае пока не определено.

Похожие работы по исследованию наличия и перспектив добычи гидрата метана проходят также и в Южной Корее, Норвегии, России, Германии, Тайване, Новой Зеландии, Мексике, Бразилии, Уругвае, Колумбии и некоторых других странах.

В целом можно сказать, что на фоне резкого обвала цены углеводородов продолжительность этого процесса, а также отсутствие в настоящий момент технологий добычи газогидратов, имеющих высокую рентабельность, перспективы такого технологического направления пока невысоки. Например, в прогнозе МЭА в конце 2014 г. оценка глобальной добычи гидрата метана фигурировала на уровне 0,1 млрд куб. м в 2025 г.; 0,3 млрд куб. м – в 2030-м и всего лишь 0,9 млрд куб. м газа – в 2040 г. Подобные прогнозы просто подтверждают технологический и коммерческий интерес к добыче газогидратов, значительное их наличие во многих странах мира, а также начало поиска технологических решений для разработки подобного энергетического ресурса. Но само оформление новой технологии вместе со значительными потенциальными запасами газа дает еще один веский аргумент для отбрасывания утверждения о возможном дефиците природного газа в будущем.

Низкие цены на «черное золото» сумели почти остановить проекты по разработке нефтяных песков (преимущественно в Канаде). Например, энергетическая компания Shell заявила не просто о выходе из проекта разработки нефтеносных песков в этой стране (месторождение Carmon Creek), но и о плане списать около $2 млрд в связи с этим. Такое решение было принято руководством в связи со спадом на нефтегазовом рынке в первой половине 2015 г. Более того, негативным фактором для проекта оказалось также отсутствие должной транспортной инфраструктуры по доставке нефти из Канады. Изначально запуск проекта по производству «черного золота» из нефтеносных песков Carmon Creek планировался на 2017 г. с мощностью 80 тыс. барр. в сутки.

В целом, за последние пять лет добыча нефти на канадских нефтеносных песках выросла на 30%. Но резкий обвал цен на «черное золото» привел к массовому выходу компаний из разработки нефтеносных песков. Это связано еще и с тем, что добыча нефти на канадских нефтеносных песках намного более затратна, чем при других технологиях, и требует при этом дополнительного этапа очистки от песка. Еще один нюанс добычи в нефтеносных песках Канады состоит в том, что большая часть нефти (около 55%) добывается не открытым (карьерным способом), а при помощи вертикальных или горизонтальных скважин, в которые подается пар (технология гравитационного дренажа с применением пара). По оценкам экспертов, рентабельность добычи «черного золота» на канадских нефтеносных песках произойдет только при условии, если цена нефти сорта WTI доберется до отметки в $44/барр. Сейчас цена как раз танцует вокруг этого показателя, заставляя нервничать многих канадских нефтяных добытчиков. Как бы то ни было, Канадская ассоциация нефтедобывающих компаний надеется на рост добычи сырья на нефтеносных песках еще на 30% до 2020 г.

Согласно ее оценкам, объемы добычи «черного золота» на нефтеносных песках должны вырасти на 130 тыс. барр. в сутки до 2,29 млн барр. еще в нынешнем году, поскольку такие крупные компании, как Suncor, ExxonMobil и Impеrial Oil, активно наращивают добычу, используя эту технологию.

В этих условиях весьма интересны новости из США в сфере добычи сырья из нефтеносных песков. В штате Юта (месторождение Asphalt Ridge, потенциальные запасы нефти находятся на уровне около 1 млрд барр.) начато использование малозатратной и «чистой» технологии по добычи нефти из нефтеносных песков. Само месторождение Asphalt Ridge является частью более обширной формации Green River, проходящей через штаты Юта, Вайоминг и Колорадо. По разным оценкам, запасы местророждения составляют около 3 трлн барр. нефти. Новая технология запатентована компанией MCW Energy Group, и ключевым ее элементом является растворитель, не использующей воду и не загрязняющий окружающую среду. При этом себестоимость барреля нефти составляет $27 – $30/барр., что вполне конкурентно даже при нынешних ценах на «черное золото».

Начиная с января 2015 г., проект в Asphalt Ridge приносит 250 барр. «чистой» нефти в день. Успех такой технологии может стать очень важным для новой добычи «черного золота» в Юте, ведь этот процесс обходится без использования значительных водных ресурсов. Не требуется также возвращение использованных песков на прежние месторождения. Проект не связан с высокими давлениями или температурами и выбросами углекислого газа. В то же время, использованная в Юте технология добычи нефти из нефтеносных песков в значительной степени зависит и от качества самого месторождения. Например, нефтеносные пески в штате Юта намного более нефтенасыщенные, чем в той же Канаде, что позволяет легко работать с ними при помощи новых растворителей.

По мнению многих экспертов, успешное использование новой технологии по добыче сырья из нефтеносных песков в Юте намного более успешно, чем обычные технологии ГРП или любых других видов добычи нефти из нефтеносных песков в Северной Америке. Например, в канадской провинции Альберта, где сосредоточено основное производство сырья из нефтеносных песков, себестоимость добычи нефти составляет около $55/барр. (в сравнении с $30 в Юте).

Таким образом, и в сфере добычи «черного золота» из нефтеносных песков начали появляться технологии, значительно удешевляющие сам процесс добычи сырья и вывода его на рынок. А уж дефицита в месторождениях нефтеносных песков точно нет ни в Северной Америке, ни в других регионах мира.

Новые технологии и украинские реалии

Как оказывается на практике, новые технологии хотя и вносят серьезные изменения в энергобалансы большинства стран мира, но пока еще не способны сбросить с пьедестала традиционные нефть и газ.

Это в полной мере касается и Украины, где традиционным углеводородам пока вообще нет никаких других альтернатив. С другой стороны, модернизированные технологии добычи нефти и газа, описанные выше, вполне могут быть применимы и на украинской территории. Это может быть и улучшенный гидроразрыв пласта (практикуемый даже многими украинскими компаниями), и технология плазменного импульса, и возможность разрабатывать в перспективе гидраты метана, учитывая наличие его месторождений в нашей стране.

Пока же проблема украинской нефтегазовой сферы заключается не столько в отсутствии новых технологий, сколько в неспособности украинских властей и регулирующих органов создать прозрачные, понятные и привлекательные правила игры в сфере нефтегазовой добычи. Ныне они отсутствуют, а это приводит к падению добычи углеводородов в Украине. И это происходит отнюдь не из-за отсутствия новых технологий добычи.

По данным Министерства энергетики и угольной промышленности Украины, добыча в стране природного газа в январе-августе нынешнего года составила 13,17 млрд куб. м. Это на 2,2% (или на 291 млн куб. м) меньше, чем в 2014 г. НАК «Нефтегаз Украины» за восемь месяцев нынешнего года снизил добычу газа на 4,9% (около 540 млн куб. м) до 10,71 млрд куб. м. По свидетельству отечественных энергетических экспертов, столь значительное снижение объемов добычи «голубого топлива» объясняется высокими налоговыми ставками. В результате большинство компаний просто заморозили инвестиции в добычу углеводородов, хотя потенциал для роста добычи украинской нефти и газа вполне достаточен.

По данным компании «Укргаздобыча», в связи с ухудшением финансового положения имеет место и снижение добычи газа. В частности, третий квартал 2015 г. стал наихудшим за всю историю работы компании, с темпами падения в 5-6% в месяц. С начала текущего года компания потеряла 0,5 млрд куб. м газа в сравнении с 2014 г. Похожая ситуация наблюдается и в сфере добычи нефти и конденсата в нашей стране (падение составляет 5,5% с начала 2015 г.).

Более того, приходится констатировать, что запасы на украинских месторождениях «Укргаздобычи» неуклонно уменьшаются, оставляя подтвержденные запасы на уровне 300 млрд куб. м газа. По информации представителей компании, с 2005-го по 2014 г. на континентальной части нашей страны открыто всего лишь 24 новых месторождения. Это притом, что средний размер открытых запасов снизился (до уровня в 2-3 млрд куб. м газа).

Еще один важный момент: украинские компании не то что не внедряют технологические инновации для улучшения добычи нефти и газа, а продолжают в своей основной массе использовать старое оборудование (часть из которого уже в эксплуатации 20 и более лет!). Это еще один фактор, обуславливающий падение отечественной добычи углеводородов.

Таким образом, в то время как в США, Канаде, Японии, странах ЕС и в других развитых государствах мира происходит переход многих нефтегазовых компаний на новые технологии добычи углеводородов для выживания в условиях долгосрочного падения цен на нефть и газ, Украина продолжает эксплуатировать старые скважины на старом оборудовании в условиях крайне неэффективной налоговой и государственной системы управления. А ведь только использование новых технологий для восстановления уже использованных месторождений и скважин могло бы серьезно помочь в обеспечении Украины столь нужными энергоресурсами! Особенно в момент продолжающегося жесткого противостояния с Россией. Кстати, энергетическую составляющую «гибридной войны» Кремля против Украины пока никто не отменял.

Выход из этого замкнутого круга возможен прежде всего путем создания условий для рентабельной и финансово привлекательной работы и украинских, и зарубежных энергокомпаний на украинских месторождениях. Только тогда можно будет рассчитывать на экспорт новых технологий добычи углеводородов зарубежными корпорациями в нашу страну. Пока же, по факту, мы имеем окончательный уход мировых энергетических гигантов из Украины (Shell, Chevron, ExxonMobil). В таких условиях сохранять нынешнюю энергетическую политику властей, как и кадровую команду ее исполнителей – это путь к окончательной деградации нефтегазового сектора Украины.

Поделиться ссылкой:

Похожее

gasland.net.ua

Плазма в нефтяной скважине / СоХабр

Когда-то на уроке географии я представляла, что нефть плещется в эдаких подземных озерах. А добывают ее так: делают дырку в земле и она сама вытекает. Позднее я с удивлением узнала, что нефть частенько «выдавливают» из пористых пород, обогащённых углеводородами, и при добыче нефти используются чуть ли не космические технологии. Так как недавно тема нефтедобычи обсуждалась в подкасте «Опытные на кухне», в этой статье хотелось бы рассказать об одной интересной технологии, при которой в скважине можно искусственно создать… плазму! Когда скважина уже дает нефть, с течением времени поток из нее ослабевает. А ослабевает он по разным причинам, в том числе и из-за так называемой кольматации. Это сложный процесс, в котором в большей или меньшей степени протекают различные явления: образование глинистой корки на стенках скважины, набухание глинистых частиц породы, выпадение в осадок химических соединений, и проникновение в пласт твердых частиц. Как же в таком случае прочистить поры? Рабочих в скважину не спустишь- дырка слишком узкая, а закачка химических реагентов не всегда хорошо помогает и может вредить экологии. К тому же, прочищая скважину, желательно было бы не разрушить саму скважину. А в России ко всему вышесказанному надо прибавить тяжёлые климатическкие условия для работы персонала…

Но в середине 90-х годов был придуман оригинальный метод очистки скважин — это плазменно-импульсное воздействие на пласт. Суть его в подводном искровом разряде, при котором возникают ударные волны, значительные перемещения жидкости, инфра- и ультразвуковое излучение, мощные электромагнитные поля (десятки тысяч эрстед), а также многократная ионизация соединений и элементов, содержащихся в жидкости, и образование низкотемпературной плазмы с температурой до 4000° С. При этом давление достигает 1000 МПа.

Источник: www.novas-energy.ru

Как же создаётся такой разряд и почему такие космические условия не разрушают скважину?

Процесс плазменно-импульсного воздействия происходит следующим образом: в скважину спускают цилиндрический генератор, в разряднике которого находится металлический проводник. После этого через проводник пропускают настолько большой ток, что проводник мгновенно испаряется и превращается в плазму. Так как разряд происходит в воде, при взрыве проходит химическая реакция металлического пара с водой, и ток проходит по продуктам этой реакции, которые тоже взрываются. В результате образуется газовый пузырь. В этих случаях волна сжатия, распространяющаяся в жидкости, превращается в ударную волну.

Расширение пузыря происходит до тех пор, пока кинетическая энергия растекающегося потока не перейдет полностью в потенциальную энергию пузыря, давление в котором меньше гидростатического. Затем под действием гидростатического давления происходит обратное движение жидкости, потенциальная энергия снова переходит в кинетическую энергию сходящегося потока. При захлопывании полости давление газа в ней резко возрастает. Под действием этого давления жидкость отбрасывается назад и процесс повторяется в виде последующих затухающих пульсаций. Практически вся энергия в таком случае распространяется горизонтально, поочерёдно сжимая и растягивая среду, в результате чего кольматант выносится в ствол скважины. Такие горизонтальные импульсы не нарушают целостность скважины, но при этом распространяются на большие расстояния и даже могут увеличить добычу в соседних скважинах.

Источник: www.novas-energy.ru

Установка представляет собой цилиндрический корпус в котором последовательно расположены высокочастотный генератор (создает последовательность импульсов), высоковольтный блок (создает высокое напряжение), блок накопительных конденсаторов, блок управления прибором, электроды излучателя и между ними плазменный канал, а также устройство подачи электродов в плазменный канал. Для создания разряда используют конденсаторы емкостью около 50 — 200 мкФ, заряженные до 3 000 — 6 000 вольт. Так как по спец кабелю (он еще выдерживает высокие механические нагрузки на растяжение) не передать больше 1 000 вольт, то конденсаторы и трансформатор повышающий напряжение расположен в самом приборе, что требует от разработчиков приборов феерической изобретательности.

Следует заметить, что метод придуман в России в Горном университете (Санкт-Петербург). Так что гордимся российскими инженерами!

sohabr.net