Дорога к трудной нефти

Сегодня перед нефтяной отраслью остро стоит вопрос эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов, которые «не поддаются» традиционным методам добычи. Поиском технологий, цифровых решений этой сложной задачи занимаются в крупнейшем научно-исследовательском проектном институте «Роснефти» — «РН-БашНИПИнефть». За последние два года его специалисты разработали ряд прорывных технологий и IT-решений.

УВЕЛИЧИТЬ ИНТЕНСИВНОСТЬ

Одной из основных проблем нефтедобычи является истощение запасов нефтяных месторождений. Уменьшается доля нефти, извлекаемой традиционными способами, добыча которой не требует дополнительных затрат. Это заставляет нефтедобывающие компании переходить на освоение трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).

По данным, приводимым в годовом отчете за 2020 год, «Роснефть» располагает более 120 участками ТРИЗ с суммарным объемом запасов более 4 млрд т. Доля добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в компании выросла с 9,7% в 2019 году до 10,2% в 2020 году. В прошлом году добывающих скважин на участках с ТРИЗ стало больше на 20%, и суммарное их количество достигло более 4,8 тыс. единиц.

Специалисты «Роснефти» увеличивают интенсивность добычи из низкопроницаемых пластов. Для этого нефтяники усложняют конструкции горизонтальных скважин (ГС), удлиняют их, а также наращивают количество стадий гидроразрыва пласта (ГРП). Все это позволяет вовлечь в экономически эффективную разработку ранее нерентабельные запасы. Научным сопровождением данных процессов занимается один из ведущих научных институтов компании — «РН-БашНИПИнефть». Это основной разработчик корпоративной линейки наукоемкого программного обеспечения, включающей 22 уникальных IT-решения.

ГДЕ БУРИТЬ, ПОДСКАЖЕТ НАУКА

«РН-БашНИПИнефть» сопровождает бурение нетрадиционных пород с ТРИЗ на испытательном полигоне «Роснефти» в Западной Сибири. В частности, специалисты института курируют освоение низкопроницаемых коллекторов Ачимовской свиты — горных пород, образованных 145 млн лет назад и залегающих на глубине от 1,5 до 4 тыс.м.

В «РН-БашНИПИнефть» разработана методика, позволяющая максимально точно определять место бурения новых скважин для добычи нефти из низкопроницаемых пород. Специалисты создали программный модуль, который автоматически анализирует результаты геофизических исследований новых участков и определяет тип породы по проницаемости и неоднородности на нужной глубине. Этот модуль стал частью корпоративного программного обеспечения «РН-КИН» — уникальной цифровой платформы для мониторинга, анализа и проектирования разработки месторождений.

— Инженер-проектировщик в программе выбирает нужный участок на карте. Модуль считывает геофизические данные участка, использует результаты гидродинамических расчетов, а также актуальные макроэкономические параметры, и выдает оптимальную систему разработки запасов, в том числе длины горизонтальных скважин и количество стадий ГРП. С помощью нашей технологии в этом году компания поменяла расположение скважин на 92 кустах (группах скважин) Приобского месторождения. На 16 кустах полностью изменили расположение скважин, чтобы достичь оптимального значения технических и технологических параметров. Это позволит увеличить объемы и рентабельность добычи на 3,9 млрд рублей, – поясняет руководитель направления ТРИЗ «РН-БашНИПИнефть» Алексей Федоров.

НЕФТЬ ВРЕМЕН ДИНОЗАВРОВ

Если разработка Ачимовской свиты — это реалии сегодняшнего дня, то освоение более глубоких пластов, относящихся к Баженовской свите, то есть к эпохе динозавров, — это наше завтра. Пробираясь к ним, нефтяники сталкиваются с еще более низкой проницаемостью и пористостью пород, которые содержат в себе миллиарды тонн углеводородов. Добыча ТРИЗ на таких объектах практически не велась, так как имеющиеся скважины не позволяли это делать экономически эффективно.

Специалисты «РН-БашНИПИнефть» провели масштабные исследования нескольких сотен скважин на лицензионных участках крупнейшего добывающего актива «Роснефти» в Западной Сибири — «РН-Юганскнефтегаз». Изучили показатели давления, температуры нетрадиционных нефтематеринских пород, проанализировали свойства керна (образцов пород). На основе этих данных разработан способ поиска перспективных нефтенасыщенных зон в нетрадиционных горных породах.

Первым масштабным промышленным испытанием инновационных технологий «РН-БашНИПИнефть» стало бурение в 2020 году десяти горизонтальных скважин на двух лицензионных участках «РН-Юганскнефтегаз». Благодаря научным разработкам были минимизированы осложнения бурения в условиях аномально высоких давлений и температур. Все прошло в штатном режиме, средняя длина горизонтального участка составила 970 м, максимальная — почти 1,5 км — это первый такой успешный результат компании на Баженовской свите. Средний приток нефти из скважин Баженовской свиты составил 55 т в сутки. Для сравнения — до 2019 года этот показатель был равен 11,7 т.

В этом году специалисты «РН-БашНИПИнефть» заняты планированием операций ГРП. Институт создает дизайны моделей трещин в симуляторе гидроразрыва пласта «РН-ГРИД» и подсказывает подрядчикам, как сделать оптимальные трещины, чтобы максимизировать добычу.

В будущем в институте продолжат разработку новых эффективных технологий разработки низкопроницаемых коллекторов. Это позволит «Роснефти» не только поддерживать добычу на прежнем уровне, но и увеличивать ее.

КОГДА ДОБЫЧЕ МЕШАЮТ ГАЗ И ВОДА

Трудноизвлекаемые коллекторы — это не только те, что характеризуются низкой проницаемостью. К ним в полной мере относятся также коллекторы-ловушки с контактными запасами. Нефть в таких породах оказывается в заложниках у газа и воды, которые могут находиться выше и ниже нефтяной оторочки соответственно. При разработке подобных залежей высоки риски обводнения и прорыва газа, после которых неминуемо следуют потери в добыче. Чтобы предотвратить прорыв или минимизировать его последствия и обезопасить добывающую скважину, используются новые технологии, среди которых высокую эффективность на сегодняшний день показали устройства контроля притока. Это металлические вставки различной конфигурации, преимущественно в форме диска диаметром 7-8 см. Они устанавливаются в фильтр горизонтальной скважины на месте притока нефти.

— Впервые мы успешно применили данные устройства на пласте с высоковязкой нефтью и газовой шапкой Северо-Комсомольского месторождения в 2018 году, и с тех пор практически все добывающие скважины пласта оснащаются интеллектуальными устройствами, — рассказывает руководитель направления разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей «РН-БашНИПИнефть» Булат Муслимов. — Контроллеры притока не пропускают жидкость с меньшей вязкостью, чем нефть, реагируя на перепады давления, которые усиливаются при прорыве воды или газа. Полученный удачный опыт позволил расширить географию его внедрения на остальные крупные месторождения компании. Использование подобных устройств постоянно совершенствуется в «РН-БашНИПИнефть».

Специалистами компании ведется работа по повышению эффективности разработки нефтегазовых активов за счет применения новых технологий и роста уровня цифровизации.

Например, в 2020 году ученые создали собственный программный модуль RN-ICD, который пополнил корпоративную линейку программного обеспечения «Роснефти». С помощью данного модуля можно выбирать оптимальные параметры и типы устройств контроля притока, а также их расстановку на горизонтальном участке скважины. Это обеспечивает длительную и стабильную работу скважины, способствуя более высокой выработке запасов нефти.

ВЫБИРАЕМ ВАРИАНТ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

Если говорить о еще не введенных в разработку нефтегазовых залежах, то «РН-БашНИПИнефть» разработаны методики и программный модуль «Система ТЭО Нефтегаз» для программного комплекса «РН-КИН». Модуль значительно ускоряет оценку технологических и экономических показателей. Время выбора оптимального варианта разработки сократилось до считанных часов. При этом для расчета показателей используется большое количество исходных данных, многие из которых зачастую отсутствуют для новой залежи. Например, для определения геологических параметров в институте разработали методику поиска залежи-аналога из уже находящихся в эксплуатации либо более изученных залежей.

С помощью программного модуля инженеру не составляет большого труда выбрать варианты разработки, варьируя различные параметры. Если скважина многозабойная, то можно задать разное количество стволов, их длины и угол бурения по пласту. Показатели разработки рассчитываются для каждой скважины помесячно, что позволяет детально спланировать каждый этап и оценить необходимые капитальные вложения.

— Крупнейшие проекты, реализуемые в рамках института, гарантируют компании «Роснефть» технологическое лидерство и безопасность, — подытоживает руководитель специализированного направления «РН-БашНИПИнефть» Игорь Костригин. — Качественное программное обеспечение, создаваемое в «РН-БашНИПИнефть», ориентировано на конкретные производственные задачи. Благодаря собственной линейке ПО, компания минимизирует затраты на закупку и содержание программных продуктов от внешнего разработчика и исключает санкционные риски за счет импортозамещения сторонних аналогов.

Достижения «РН-БашНИПИнефть» — прочный научный фундамент успешного развития нефтегазовой отрасли России. Будущее — за «трудной нефтью», а, значит, ученым предстоит разработать еще огромный пласт прорывных технологий и IT-решений.