что такое грп в нефтянке
Гидроразрыв пласта — вчера, сегодня, завтра
Двадцать лет назад был проведен первый в истории компании гидроразрыв пласта (ГРП). Опытным полигоном для этого стало Карамовское месторождение «Ноябрьскнефтегаза». С тех пор технология гидроразрыва стала только актуальнее: сегодня ее не просто применяют для интенсификации добычи на активах «Газпром нефти» — с ней связывают большие надежды по освоению трудноизвлекаемых запасов
Первый опыт
Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США — практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной — таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.
Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидравлического разрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа на этот счет — американский инженер Кларк* описал сам метод и теоретические представления о происходящем в скважине процессе. Положительные результаты, которые наблюдались при проведении гидроразрывов, очень быстро сделали эту технологию популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую изученность и несовершенство, уже к 1955 году общее количество гидроразрывов на американских скважинах достигло 100 тысяч.
В Советском Союзе первые гидроразрыв пласта в нефтяной промышленности начали применять в начале годов. Причем именно советские ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих моделировать процесс ГРП и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор используются при создании прогнозных моделей. Пик применения гидроразрыва пласта в СССР пришелся на когда количество операций превышало 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных месторождений в Западной Сибири от применения ГРП практически отказались — «легкая» нефть позволяла обходиться без дополнительных методов интенсификации. Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Динамика ГРП в «Газпром нефти»
В поисках лучшего
К сожалению, за несколько десятилетий невостребованности отечественное оборудование и опыт применения гидроразрыва пласта значительно отстали от мирового уровня. Поэтому в новейшей истории проведение ГРП на российских месторождениях сразу же стало прерогативой иностранных сервисных компаний. Сегодня ситуация на рынке изменилась, тем не менее, все новые веяния в технологии по-прежнему приходят из-за рубежа. Главный вектор развития — удешевление технологии, повышение ее эффективности и поиск способов применения в самых сложных случаях, таких как разработка нетрадиционных запасов.
Схема ГРП сводится к ряду последовательных операций: определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию стараются максимально подогнать под условия каждого месторождения. Современный гидроразрыв, при всей массовости его применения,— это очень индивидуальная технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора параметров для каждого конкретного случая.
В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины — речной песок. ГРП проводили на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.
«В „Газпром нефти“ развитие технологии ГРП шло по пути поиска наиболее подходящих составов жидкости гидроразрыва, подбора оптимальных типов проппанта,— рассказывает начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Закачиваемый в скважину гель в идеале должен быть достаточно вязким, чтобы не уходить в пласт, а также без потерь доносить проппант до трещины, не давая ему осесть в скважине. В то же время впоследствии жидкость должна легко вытекать из трещины, чтобы не уменьшать ее проводимость». По словам специалиста, для этого в гель ГРП добавляют специальные вещества — брейкеры, снижающие вязкость жидкости. Современные брейкеры заключают в капсулы, которые разрушаются под давлением в трещине. Таким образом гель начинает разжижаться только после завершения образования и стабилизации трещины. Помимо брейкеров в состав жидкости гидроразрыва могут входить и другие специальные компоненты, например уменьшающие трение жидкости при прохождении по трубе. Это позволяет экономить на затратах мощности. Есть свои секреты и в процессе выбора проппанта, который эволюционировал от обычного речного песка до шариков из обожженной глины или бокситов. Здесь ищут оптимальное соотношение цены, прочности и проводимости расклинивающего агента в конкретных горно-геологических условиях.
Количество ГРП на нефтяных скважинах США
Новые горизонты
Сегодня странно слышать, что гидроразрыв пласта можно проводить лишь для того, чтобы преодолеть призабойную зону, испорченную оставшимся в ней буровым раствором, и связать чистый пласт со скважиной. Хотя двадцать лет назад это был обычный повод: в пластах с высокой проницаемостью буровой раствор загрязнял (кольматировал) достаточно обширную зону около скважины, препятствуя нефтедобыче. Сегодня рабочих пластов с высокой проницаемостью практически не осталось, а главная задача при проведении ГРП — увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны, сделать рентабельной добычу из неудобных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Многостадийный гидроразрыв пласта
Новые задачи требуют и нового подхода к реализации технологии. Так, если при первых ГРП в пласт закачивалось не более тонн проппанта, то сегодня эти значения достигают сотен тонн. Большое количество проппанта необходимо при создании протяженных трещин, охватывающих значительную часть пласта. А чтобы достичь таких показателей закачки, нужны мощные насосы, точный расчет геометрии трещины и подходящая жидкость гидроразрыва. Подбор жидкостей — это отдельная задача, стоящая перед химиками. Можно без преувеличения сказать, что успех проведения ГРП минимум на 60% зависит от верности ее решения.
Если первые гидроразрывы в компании проводились только в наклонно-направленных скважинах, то в начале годов было принято решение попробовать эффективность гидроразрыва на горизонтальных скважинах. Впрочем, тогда речь шла о горизонталках, пробуренных в достаточно мощных и высокопроницаемых участках на традиционных месторождениях, без существенных осложнений. Целью проведения ГРП на таких скважинах, изначально не предназначенных для этой технологии, было желание поднять добычу, уменьшившуюся вследствие естественной потери продуктивности из-за кольматации призабойной зоны скважины как частичками от матрицы породы, так и привнесенными загрязнениями при ремонтах. При этом неудачным ГРП ситуацию можно было значительно ухудшить, например, в том случае, если бы трещина соединила пласт с обводненными участками. Первый опыт гидроразрыва на горизонтальных скважинах, несмотря на все но, оказался вполне успешным и позднее позволил более уверенно подойти к внедрению технологии многостадийных ГРП на горизонтальных скважинах в низкопроницаемых коллекторах.
Массовое применение технологии многостадийного гидроразрыва пласта началось в начале ХХI века в Америке после первых настоящих успехов на сланцевых месторождениях нефти и газа. Именно МГРП стало основой сланцевой революции. В России технологию начали внедрять в В «Газпром нефти» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок — месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению здесь четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году.
«Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз»: 20 лет на разрыв
В середине 90‑х годов в «Ноябрьскнефтегазе» — одном из четырех предприятий, составивших основу созданной в 1995 году «Сибнефти», — объем добычи стал быстро сокращаться. Требовались альтернативные подходы к добыче на зрелых активах. Одним из таких подходов стало применение гидроразрыва пласта.
23 июня 1995 года на скважине № 459 Карамовского месторождения был проведен первый гидроразрыв в истории Ноябрьского региона. Тогда в толщу пласта закачали всего две тонны проппанта, но начало масштабному внедрению новой технологии было положено. Всего с 1995 года на месторождениях «Ноябрьскнефтегаза» провели около 4,8 тыс. операций ГРП. За это время средний объем закачиваемого проппанта увеличился до 80 тонн на скважину, а среднее количество стадий многостадийного ГРП достигло семи. Абсолютный рекорд по количеству гидроразрывов за месяц — 96 операций — в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» был зафиксирован в октябре 2015 года.
Специалисты предприятия постоянно ищут новые варианты применения технологии ГРП.
Так, на горизонтальной скважине № 399/16 Карамовского месторождения впервые опробована технология поинтервального трехстадийного гидроразрыва пласта с предварительным проведением гидропескоструйной перфорации с малогабаритными перфораторами на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ или койлтюбинге). Изоляция интервалов ГРП происходит за счет проппантной пробки, оставляемой в стволе скважины на финальной стадии закачки. Технология актуальна для скважин, в которых технические особенности не позволяют спускать хвостовики традиционного многостадийного ГРП (с шарами и седлами). Такие скважины обычно заканчивали зарезкой горизонтальных или наклонно-направленных боковых стволов с дальнейшим проведением одностадийного ГРП. Новая технология позволила довести число фраков до трех, обеспечивая больший приток флюида к забою скважины. Инновация обеспечит вовлечение в разработку запасов, добыча которых ранее была нерентабельной.
Также в 2015 году продолжался поиск надежной технологии для проведения повторного гидроразрыва пласта на скважинах с компоновками МГРП. «У нас есть значительный фонд скважин как в Ноябрьске, так и в других регионах, где повторный многостадийный ГРП будет уместен, — рассказал начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Поэтому сегодня главная задача — найти наиболее подходящую технологию». Вся сложность состоит в том, что для повторного гидроразрыва необходимо перекрыть уже имеющиеся открытые трещины. В настоящее время на Вынгапуровском месторождении проводятся опытные работы с применением специальных добавок, которые закачиваются в старые трещины до проведения повторного гидроразрыва и блокируют их, чтобы свести к минимуму утечки жидкости ГРП.
У многостадийного ГРП есть одно важное отличие от обычного гидроразрыва: для его реализации требуется специальное оборудование, опускаемое в скважину при ее заканчивании. Причем вариантов такого оборудования немало — его нужно подбирать исходя из пластовых условий и экономической целесообразности.
«Изначально при проведении МГРП на горизонтальных скважинах мы использовали компоновки с муфтами одноразового действия и нерастворимыми композитными шарами в качестве отсекателей (см. схему),— вспоминает Ильдар Файзуллин.— Заколонное пространство перекрывали с помощью разбухающих пакеров — своеобразных пробок, набухающих под действием нефти. Пакера разбивали на секции пространство за эксплуатационной колонной, куда могла попасть жидкость ГРП с проппантом в процессе постадийного проведения гидроразрыва. Сегодня мы уже имеем опыт цементирования заколонного пространства. Это более сложная и дорогая операция, но она обеспечивает надежность проведения гидроразрыва и позволяет лучше контролировать места инициации трещин».
Уже в 2014 году количество многостадийных гидроразрывов на горизонталках в «Газпром нефти» выросло до 168 операций за год. Причем меняется не только количество, но и качество: сегодня обычным делом считается гидроразрыв, а рекордное к настоящему времени количество стадий — 15 — проведено на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в конце уходящего года.
С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами с высокой степенью расчлененности пласта. Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов.
Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты,— ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти. После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной.
Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин. Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов. На текущий момент идет бурение первой в России двуствольной скважины с МГРП на Крайнем месторождении. Кроме того, сейчас активно испытываются технологии проведения повторного МГРП, использование которых станет актуально через несколько лет.
Последнее слово в развитии технологии — компоновки с многоразовыми муфтами и пакером в качестве отсекателя зон с уже проведенным гидроразрывом. В этом случае пакер, активируемый при механическом сдавливании, заменяет традиционные композитные шары, позволяя делать максимальное число стадий разрыва, ограниченное только длиной скважины и экономическими расчетами. Оборудование для открытия муфт с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (койлтюбинге). В «Газпром нефти» подобная технология проведения ГРП впервые была применена на Приобском месторождении. Именно с ее помощью удалось увеличить количество стадий разрыва до 15 с перспективой и дальнейшего роста.
Трудноизвлекаемый опыт
Как это ни парадоксально, нельзя сказать, что с развитием технологии гидроразрыва она комплексно усложняется. Есть отдельные этапы, которые, несомненно, обрастают более сложной техникой, — например, моделирование развития трещин, вторичные методы исследования скважин для получения наиболее достоверной картины и анализа гидроразрыва — сейсмика, геофизические методы исследования. В то же время более мощные насосы дают возможность использовать менее сложные жидкости гидроразрыва — при высоких скоростях закачки вязкость жидкости может быть невысокой, а в некоторых случаях это и вовсе необходимое условие успешного ГРП. К таким случаям относится многостадийный разрыв в слабопроницаемых коллекторах, например, баженовской свите.
Нефтяные залежи, относящиеся к бажену, сегодня надежда отечественной нефтянки. «Газпром нефть» тратит немало средств и сил на то, чтобы найти оптимальный способ разработки таких трудноизвлекаемых запасов. Очевидно, что главным инструментом здесь должен стать многостадийный гидроразрыв пласта — осталось подобрать его оптимальные параметры. Как показал опыт проведения первых МГРП на бажене, стандартные жидкости и компоновки здесь оказываются недостаточно эффективными. В твердых породах баженовской свиты удается создать очень узкие трещины, а гель ГРП с обычной вязкостью в таких трещинах оседает, образуя плохо смываемую полимерную пленку. Выход — использовать в качестве жидкости воду или даже «скользкую воду» — с пониженным трением.
Хотя изначально для гидроразрыва использовали именно воду, от нее скоро отказались. Причина проста: в силу малой вязкости вода не доносит проппант до трещины, он оседает в скважине и не только не способствует образованию трещины, но и мешает проведению операции. Сегодня с этой проблемой можно справиться за счет мощнейших насосов и сверхвысоких скоростей закачки — в этом случае проппант просто не успевает выпасть в скважине. Именно такой вариант решено было применить на бажене. При увеличении скорости течения жидко сти растет и давление на стенки трубы. Чтобы не превышать допустимых параметров давле ния, необходимо использовать трубы большего диаметра. На практике это означает, что от при менения компоновок ГРП с муфтами и насоснокомпрессорными трубами (НКТ) на бажене пришлось отказаться.
«Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Пальяновском месторождении в декабре 2015 года, рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Мы использовали безшаровую технологию ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специальными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфорационные каналы. Эта технология дала возмож ность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и контролировать». На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf. В этом случае пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Жидкость гидроразрыва нагнетается прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композит ными пробками.
Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время. «В России к настоящему моменту по технологии рlug and perf сделано две скважины, обе удачные, — поделился руководитель направления по заканчиванию скважин проекта „Бажен“ „Газпром нефти“ Александр Мильков.— Мы так же надеемся на положительный результат».
Впрочем, поиск новых решений продолжается, благо еще есть куда стремиться. По мнению Александра Милькова, будущее — за мобильным оборудованием, повышением скорости закачки и упрощением химического состава гелей ГРП. А в целом — за недорогими и эффективными решениями.
«Газпром нефть» продолжает рассказывать о технологиях, сыгравших важную роль в становлении компании и претерпевших серьезные изменения за 25 лет ее существования. Очередная технология — гидравлический разрыв пласта
Гидроразрыв пласта (ГРП) — технология, без которой трудно представить современную нефтяную отрасль. Ее развитие сделало возможной сланцевую революцию в США, а российские компании благодаря ГРП получили доступ к разработке месторождений и запасов, которые еще совсем недавно считались нерентабельными. «Газпром нефть» — признанный российский лидер в области применения технологий ГРП. За 25 лет истории компании технология проделала большой путь — от первых опытов до массового применения и сложнейших конфигураций
Первый прорыв
Гидроразрыв пласта изобрели и начали применять еще в конце начале годов прошлого века сначала в США, затем и в СССР. Сам принцип с тех пор остается неизменным: в скважину под большим давлением нагнетается жидкость (в те годы на основе напалма или нефти, сегодня — гуаровой камеди), что приводит к разрыву породы, а в образовавшиеся трещины попадают закачанные вместе с жидкостью гранулы пропанта — специального расклинивающего агента, — которые не дают трещинам снова сомкнуться (раньше для этих целей использовали песок, сейчас — специальные керамические гранулы). Трещины улучшают приток жидкости в скважину, и дебит ее в результате увеличивается.
Впрочем, после открытия крупных месторождений нефти в Западной Сибири в отечественной нефтедобыче ГРП оказался невостребованным и надолго вышел из употребления. Интерес к технологии вернулся лишь в конце годов, когда задачи интенсификации добычи вновь обрели актуальность.
«Ноябрьскнефтегаз», ставший впоследствии одним из основных добывающих активов «Газпром нефти», оказался в числе первых российских предприятий, начавших заново осваивать ГРП в Первые опыты проводились на Вынгапуровском и Карамовском месторождениях. На российский рынок технологию тогда принесли западные сервисные компании. Несмотря на высокую стоимость, она быстро доказала свою полезность и уже в 1995 году применялась в «Ноябрьскнефтегазе» достаточно широко.
Гидроразрывы проводились тогда на вертикальных и наклонно-направленных скважинах, объемы закачки были небольшими — от 5 до 20 тонн пропанта на скважину. Сегодня они кажутся крошечными, ведь рекорд для «Газпром нефти» — закачка в скважину 680 тонн пропанта за одну операцию ГРП. Однако эффективность технологии далеко не всегда определяется объемом закачки, отмечает начальник управления дизайнов ГРП Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Ильдар Файзуллин. В некоторых горно-геологических условиях несколько небольших операций ГРП способны дать лучший результат, чем одна большая.
Новый этап развития технологии в «Ноябрьскнефтегазе» начался в когда ГРП стали проводить на горизонтальных скважинах. Первые такие разрывы были произведены на Романовском и Сугмутском месторождениях. К этому времени инженеры компании уже обладали серьезными компетенциями в области гидроразрыва пласта, что позволяло гораздо эффективнее сотрудничать с сервисными компаниями, выбирать наиболее подходящие решения и снижать затраты. Постепенно опыт распространился и на другие дочерние компании «Газпром нефти».
Рост эффективности технологии в 2000-х годах был связан и с импортозамещением: на рынке появились российские пропанты, а также компоненты для жидкостей ГРП. И это позволило снизить стоимость операций. Однако качественный скачок в развитии технологии был связан с внедрением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).
Гидроразрыв пласта
Новая стадия
МГРП проводится на горизонтальных скважинах. Трещины создают в нескольких точках горизонтальной части ствола, проходящей через продуктивный пласт, что позволяет на порядок увеличить контакт скважины с пластом. Все вместе это значительно повышает приток нефти, позволяя добиться высоких дебитов даже на низкопроницаемых коллекторах.
В «Газпром нефти» первую горизонтальную скважину с многостадийным ГРП, состоявшем из четырех стадий разрывов, построили в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. Инженерная подготовка операции была проведена в Научно-Техническом Центре компании. С тех пор количество операций МГРП на месторождениях «Газпром нефти» росло год от года (см. график). И если еще несколько лет назад горизонтальная скважина с МГРП казалась уникальным высокотехнологичным достижением, сегодня бурение таких скважин поставлено в «Газпром нефти» на поток.
Со временем росло и количество стадий ГРП на одну скважину. Рекорд компании был поставлен в 2016 году, когда на Южно-Приобском месторождении был проведен 30-стадийный гидроразрыв пласта. Однако, как и в случае с объемом пропанта, увеличение количества стадий ГРП — не самоцель. «Оптимальное количество трещин для горизонтального ствола зависит от геологических условий, в первую очередь от проницаемости пласта и условий разработки, — поясняет Ильдар Файзуллин. — Увеличение количества стадий ГРП не всегда оправдано. Например, при относительно более высокой проницаемости слишком частые трещины дадут высокий стартовый дебит, но не будут экономически оптимальным вариантом».
Именно горизонтальные скважины с МГРП стали ключевой технологией для добычи нефти на сланцевых формациях в США. А в «Газпром нефти» с ней связывают перспективы рентабельного освоения трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, в первую очередь ачимовской свиты и бажена. Однако для каждого вида запасов необходимо разработать свой алгоритм применения технологии. Успех здесь зависит от множества нюансов. Так, например, в случае баженовской свиты более эффективно создание не традиционных планарных трещин (то есть плоских единичных трещин, рассекающих породу), а разветвленной сети тонких трещин, что позволяет охватить большее количество запасов нефти и дает им возможность мигрировать к скважине.
Высокотехнологичный рецепт
В совершенствовании технологии ГРП за последние 25 лет большую роль сыграло развитие жидкостей ГРП. Сегодня это сложные многокомпонентные составы, способные предсказуемо менять свои свойства с течением времени. В основе по-прежнему растительное сырье — та самая гуаровая камедь, которую как загуститель используют не только нефтяники, но и производители пищевых продуктов. Однако помимо нее есть множество реагентов. Например, важные функции выполняют сшиватели и брейкеры. Первые увеличивают вязкость геля, объединяя линейные волокна гуаровой камеди дополнительными поперечными связями. Такая вязкая жидкость лучше удерживает и переносит пропант. Современные сшиватели действуют с задержкой, что дополнительно облегчает закачку жидкости в скважину.
Задача брейкеров противоположная: разрушить поперечные связи в геле, чтобы он легче выходил из трещин, уступая место нефти. Они должны начать действовать еще позже, чтобы дать возможность вязкому гелю выполнить свою работу: занести пропант в трещину как можно дальше.
Химическая промышленность проделала большой путь и по модификации основы геля — растительного гуара. Однако сегодня предпринимаются попытки использовать и альтернативные вещества. Так, «Газпром нефть» на некоторых особо сложных объектах ведет опытные работы по применению синтетического полимера на основе полиакриламида, который по многим характеристикам превосходит стандартный гуаровый гель.
Важную роль в успешном применении технологии играют и компьютерные симуляторы ГРП, которые позволяют моделировать процессы образования трещин в породе и подбирать оптимальные параметры для проведения ГРП для каждой скважины. Ранее для моделирования ГРП было доступно лишь зарубежное программное обеспечение. Сегодня на рынке уже присутствуют российские разработки, подтвердившие свою работоспособность. Одна из них — симулятор «Кибер ГРП», разработанный «Газпром нефтью» и МФТИ в консорциуме с рядом российских вузов.