Новые технологии для ТРИЗ
Рост доли ТРИЗ в структуре запасов ― один из ключевых вызовов, стоящих перед российской нефтегазовой отраслью. Чтобы поддерживать уровень добычи, нужно создавать и внедрять новые технологии. Насколько готовы к этому отечественные компании? И каких результатов уже удалось добиться за последние годы? Ищите ответы в нашем материале.
Себестоимость добычи растёт с каждым годом
Большинство экспертов сходятся в том, что качество сырьевой базы в РФ ухудшается каждым годом. Всё это ставит перед компаниями новые сложные задачи.
«Уход на более глубокие залежи, истощение коллекторов требуют всё больших затрат и более совершенных технологий. За последние 15–20 лет себестоимость добычи по ряду факторов выросла в два-три раза. Стало гораздо больше горизонтального бурения: на него приходится свыше 50% проходки.
ГРП делается на подавляющем большинстве скважин, тогда как 20 лет назад ― только на 15–20%. Дебиты существенно упали: на 30–40%. Это значит, что бурить надо больше, чтобы добыть тот же самый объём», ― отметил в своём выступлении на форуме «Нефтяная столица» первый заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин.
При этом с годами ситуация станет хуже. По мере истощения сырьевой базы доля ТРИЗ в структуре добычи будет только возрастать.
«По оптимистичным оценкам, наши запасы составляют 31 млрд тонн нефти. Но если углубиться в их структуру, то картина выглядит уже не так радужно. Из них примерно 16 млрд тонн считаются ТРИЗ. Всё это технологически извлекаемые запасы, но есть ещё и соображения рентабельности», ― добавил ещё один участник форума, заместитель руководителя Федерального агентства по недропользованию (Роснедра) Орест Каспаров.
Для каждой категории ― свой подход
При этом нужно понимать, что трудноизвлекаемые запасы ― это обобщение для целой группы различных типов месторождений.
«Бажен, абалак, хадум, доманик ― это высоковязкие нефти, низкопроницаемые коллекторы. Таких запасов в стране 9 млрд тонн. Помимо этого, есть удалённые залежи в ЯНАО и Восточной Сибири. В ХМАО преобладают высоковыработанные и обводнённые месторождения. Здесь нужен свой подход: использование цифровых двойников для оптимизации процессов заводнения, химических реагентов», ― перечислил Орест Каспаров.
«В наших реалиях наиболее актуальны низкопроницаемые коллекторы, тяжёлые нефти, тонкие оторочки — это если мы говорим о месторождениях, введённых в разработку в последние 15–20 лет», ― добавил эксперт Российского газового общества Антон Соколов.
Новые решения для геологоразведки
Добычей ТРИЗ в России занимаются уже не первый год. Но надо признать, что до 2022 года в этом процессе большую роль играли международные сервисные компании и совместные предприятия. Из-за этого часть наработок теперь недоступна для отечественных недропользователей. Впрочем, где‑то уже появились российские альтернативы. Какие же технологии нужны для ТРИЗ и что сделано в этом направлении?
Чтобы начать добычу на месторождении, нужно сначала открыть его, исследовать и поставить запасы на баланс. В случае с ТРИЗ это нелёгкая задача, требующая особых подходов.
Специалисты ООО «Оил Ресурс» отметили, что ключевым фактором успешного поиска новых залежей является современное программное обеспечение для обработки и интерпретации геофизических данных. Такие передовые продукты долгое время поставляли международные сервисные компании. Отсутствие доступа к ним значительно снижает эффективность геологоразведки и приводит к увеличению рисков и затрат.
Ещё один важный вопрос, где искать. Когда говорят о перспективах ближайших лет, часто имеют в виду новые регионы. Подразумевается, что добыча в РФ всё больше будет смещаться в Восточную Сибирь и на арктический шельф. Однако Орест Каспаров полагает, что основной потенциал всё равно связан с существующими нефтегазовыми провинциями.
«90% запасов в ХМАО уже залицензировано. Существует 13 млрд подготовленных к бурению структур, ресурсы по всей РФ оцениваются в 94 млрд тонн. Из-за нестабильной геополитической ситуации часть обязательств была перенесена. Но их нужно изучать уже сейчас, чтобы до 2050 года уже начать на них добычу.
Конечно, геология ТРИЗ в ХМАО также требует специального подхода: сейсморазведки в высоком разрешении, других методик изучения керна, каротажа. Важно, что сейчас недропользователи получили возможность выделить полигон ТРИЗ из месторождения, что позволяет им сосредоточиться на подборе технологий», ― отметил представитель Роснедр.
Обзор технологий для добычи
Путь к освоению трудноизвлекаемых запасов по-прежнему далёк от простоты и дешевизны. Речь ведь идёт о геологических формациях, характеризующихся сложной структурой, низкой проницаемостью пород, высокой вязкостью и/или плотностью нефти. Добыча из таких залежей требует применения совершенно иных технологий, чем традиционная разработка. Каждая из них представляет собой уникальный объект со своими особенностями, требующими индивидуального подхода к разработке.
В качестве примера можно привести Ярегское месторождение компании
ЛУКОЙЛ. Здесь добыча ведётся шахтным способом, что связано с исключительно высокой вязкостью нефти. Для её извлечения приходится использовать технологию парового нагрева пластов, что существенно удорожает процесс.
Ситуация ещё больше обострилась после введения санкций в 2022 году. По оценкам экспертов компании «Оил Ресурс», без преодоления технологической зависимости от зарубежных поставщиков объёмы добычи нефти в России к 2030 году могут сократиться на 50–100 миллионов тонн в год.
Тем не менее за минувшие три года отрасль успела сделать определённые шаги. Как заявил ранее руководитель Минэнерго Сергей Цивилёв, российским производителям удалось заместить порядка 90% технологий в нефтегазе. Разумеется, важно сделать пометку о том, что с оценками министра в отрасли согласны не все. В частности, читатели Telegram-канала «Нефтегазовая промышленность», принявшие участие в опросе, в большинстве придерживаются мнения о том, что собственных технологий нам по-прежнему недостаёт.
По мнению специалистов «Оил Ресурс», в первую очередь нужно заняться импортозамещением высокотехнологичного оборудования и услуг, критически важных для эффективной добычи нефти. Это касается, прежде всего, роторных управляемых систем, обеспечивающих точность и безопасность буровых работ.
Также крайне необходима разработка отечественных аналогов для шельфового бурения — одной из самых сложных и дорогостоящих областей нефтедобычи. Без этого Россия не сможет эффективно осваивать новые месторождения на шельфе, включая арктические регионы, оставаясь зависимой от иностранных технологий.
Системы измерения параметров скважины и каротаж в процессе бурения — ещё один критический сегмент, где доминируют иностранные технологии. Они позволяют получать ценную информацию о геологическом строении пласта в режиме реального времени, что оптимизирует процессы и повышает эффективность добычи. Замена импортного оборудования в этой области требует значительных инвестиций в НИОКР и создание собственной производственной базы.
Ещё одно важное направление ― технологии интенсификации добычи нефти, такие как многостадийный гидравлический разрыв пласта на неводной основе. Эта сложная технология позволяет увеличить дебит скважин, особенно в трудноизвлекаемых пластах, таких как баженовская свита. Замена импортных химических реагентов и оборудования для проведения ГРП — одна из ключевых технических и организационных задач в 2025 году.
Особое внимание следует уделить и освоению морских месторождений. Несмотря на огромный потенциал российских шельфовых бассейнов, включая Сахалин и Каспийское море, их разработка сильно сдерживается нехваткой необходимого оборудования и технологий. В частности, критическим компонентом являются плавучие буровые установки. Их на 90% поставляют из-за рубежа. Аналогичная ситуация наблюдается и в области оборудования для морской добычи и судового обеспечения.
Разрабатываем с нуля
Таким образом, многие технологии придётся создавать с самого начала. Павел Сорокин настроен в этом вопросе оптимистично. По его словам, для этого есть всё необходимое: кадры и ёмкий рынок сбыта.
«На сегодня Россия ― это 9–10% мирового нефтяного рынка. Но вместе с парт-
нёрами из ОПЕК и ЕАЭС ― уже 42–43%. Этого достаточно для разработки любых технологий», ― подчеркнул г-н Сорокин.
В интересах нефтегазового комплекса можно использовать разработки и идеи, созданные для ВПК. Примеры такой диверсификации в стране уже есть, отметили участники форума «Нефтяная столица». Большой потенциал видят и в сотрудничестве с научными институтами. Однако здесь есть свои нюансы.
«Связь фундаментальной науки и производства долгое время у нас не работала. Здорово, что появляются инициативы типа питерского Энерготехнохаба, который связывает академическую и прикладную науку, стартапы, производственные и добывающие компании. Но пока за редким исключением эти субъекты работают независимо друг от друга.
Скажем, у студенческого стартапа практически нет шансов выйти на опытно-промышленные исследования в ВИНК, как и у промышленной компании ― получить доступ к наработкам технологических предпринимателей.
Академическая наука порой глубоко уходит в оценку перспективности нефтегазоносных районов, которые не будут разрабатываться по логистическим или климатическим причинам, а ВИНК, в свою очередь, нуждаются в решениях, которые можно применить если не сегодня, то на горизонте 5–7 лет», ― отметил Антон Соколов.
Но, хотя в сотрудничестве науки и производства ещё есть куда стремиться, это не означает, что новых российских разработок нет совсем.
Например, учёные Сибирского федерального университета (СФУ) в рамках госзадания Минобрнауки РФ усовершенствовали наносуспензии диоксида кремния, которые сегодня активно применяют на низкоминерализованных месторождениях. Обычно на таких участках концентрация соли составляет 5–10 г на литр. Однако при использовании на более сложных месторождениях, характеризующихся высокой минерализацией — до 300 г на литр, данные составы теряют свою эффективность, так как становятся неустойчивыми.
Сибирским учёным удалось стабилизировать наносуспензии при помощи добавления солей лимонной и винной кислот, а также малоновой кислоты в концентрации 1%. В СФУ отметили, что данные стабилизаторы легко достать, а также они достаточно недорогие.
Почему это важно? Потому что порядка 30% месторождений углеводородов в России характеризуются высокой минерализацией.
Пермские учёные (ПНИПУ), в свою очередь, представили новую математическую модель, которая позволяет рассчитать мощность нагревателя, необходимого для снижения вязкости нефти на конкретном участке скважины, до уровня, при котором насосное оборудование не будет выходить из строя.
При извлечении труднодобываемой нефти в призабойной части скважины устанавливаются специальные нагреватели. При этом важно знать, как именно и до какой величины нужно повышать температуру нефти, чтобы она оставалась текучей, без лишних затрат и перегрева насосного оборудования.
Учёные создали трёхмерную компьютерную модель, которая учитывает распределение температуры, скорости и вязкости нефти и параметры устройства электрического нагрева.
С её помощью в ПНИПУ рассчитали, что призабойный нагреватель мощностью 2,25 кВт позволяет поднять температуру нефти до 60 °C и в 14 раз снизить её вязкость. Как показали результаты эксперимента, после того как ртутный столбик поднимается выше 125 °C, оборудование может перегреться и выйти из строя.
Учёные Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского федерального университета (ИГиНГТ КФУ) разработали и испытали инновационный катализатор для облегчения добычи высоковязкой нефти.
В его основе лежат водорастворимые соли слабых кислот. Специалисты лаборатории «Внутрипластовое горение» ИГиНГТ КФУ провели обширные исследования, экспериментируя с различными комбинациями веществ и условий, и выяснили, что совместное воздействие водяного пара и диоксида углерода на высоковязкую нефть в присутствии определённых солей приводит к изменениям её физико-химических свойств.
Среди испытанных солей — ортованадат натрия (Na3VO4), дигидрофосфат натрия (NaH2PO4) и фосфорновольфрамовокислый натрий (Na3PW12O40). Ортованадат натрия продемонстрировал наиболее впечатляющие результаты. Его использование в процессе обработки нефти привело к увеличению объёмов извлекаемой сырья на 35% и снижению вязкости на 72,8%. Кроме того, содержание серы в нефти уменьшилось на 41,2%.
Исследованиями в области ТРИЗ занимаются и ВИНК. Так, «Газпром нефть» открыла в Тюмени научно-исследовательский центр «Геосфера». Это высокотехнологичный роботизированный комплекс, основная задача которого — изучение образцов горных пород, извлекаемых из скважин, с целью обнаружения новых, перспективных месторождений нефти и газа, включая труднодоступные участки, расположенные в зоне вечной мерзлоты.
Сердцем «Геосферы» является роботизированное кернохранилище — автоматизированное пространство, предназначенное для хранения цилиндрических образцов горных пород, извлечённых из скважин. Они содержат информацию о геологическом строении недр и наличии углеводородных ресурсов.
Центр оснащён передовым оборудованием для проведения различных видов анализа. Информация, получаемая в результате исследований, используется для создания трёхмерных геологических моделей, позволяющих с высокой точностью предсказывать местонахождение залежей углеводородов и планировать оптимальную стратегию разработки месторождений.
Кроме этого, в апреле 2025 году «Газпром нефть» сообщила о получении новых лицензий на технологические полигоны для внедрения отечественных решений по добыче трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).
Площадки будут созданы на Верхнесалымском и Холмогорском участках в ХМАО. Компания также займется тестированием решений для разработки ачимовских запасов на Ямбургском технологическом полигоне в ЯНАО, лицензией на который владеет ООО «Газпром добыча Ямбург». На новых полигонах будут испытывать оборудование для геофизических исследований скважин, бурения и гидроразрыва пласта.
Также специалисты «Газпром нефти» будут внедрять отечественные технологии и реагенты для интенсификации добычи, программное обеспечение и математические модели для поиска и разработки трудноизвлекаемых запасов.
Что считать ТРИЗ?
Один из ключевых барьеров при внедрении новых технологий — финансовый. Разработка трудной нефти в РФ при текущих ценах на «чёрное золото» и уровне налоговой нагрузки нерентабельна. Решением могут стать льготы для добывающих организаций. И такие меры бюджетной поддержки для компаний, занимающихся трудноизвлекаемыми запасами, в России есть. Главная проблема: что именно считать ТРИЗ?
Здесь мы приходим к тому, что в России до сих пор нет признанной всеми классификации трудноизвлекаемых запасов. И это отнюдь не праздный вопрос. Без статуса ТРИЗ претендовать на преференции от государства не получится.
«Например, браунфилды ― это, по сути, отдельный вид трудноизвлекаемых запасов, которому также необходима поддержка со стороны бюджета страны. Но такие объекты из общегосударственной системы льготирования, к сожалению, выпали ― остались только точечные меры для отдельных месторождений.
Ещё одна категория, для которой преференции не предусмотрены, ― это мелкие и очень мелкие месторождения. Это важно, особенно для небольших компаний, у которых нет возможности портфельного управления своими активами», ― прокомментировал ситуацию Антон Соколов.
Впрочем, и по тем категориям, которые признают ТРИЗ, тоже остаются вопросы.
«Например, почему граница проницаемости для получения льготы определена на уровне 2 мД (миллидарси)? Неужели нефть из коллекторов проницаемостью 4 или 5 мД отбирать проще? Отнюдь, но никаких преференций для таких объектов нет. В результате они не разрабатываются, а это сотни миллионов тонн запасов.
То же касается и нефтенасыщенной толщины, ограниченной 10 метрами. Но и для более тонких объектов тоже требуется дополнительная поддержка. Прибавьте к этому малую подвижность нефти в пласте при её высокой вязкости и плотности. Ещё до введения льгот эта величина была определена на уровне 200 сантипуаз. Это спорно, авторы первой отечественной классификации ТРИЗ Э. Халимов и Н. Лисовский определяли это граничное значение в 30 сантипуаз», ― рассказал эксперт РГО.
Понятная и прозрачная классификация могла бы стать решением множества проблем. Сейчас этой работой занимаются в Минприроды.
«Возможно, стоит задуматься над введением какого‑то интегрального показателя, например гидропроводности, который учитывает проницаемость и мощность пласта, а также вязкость флюида. В таком случае недропользователь мог бы в более широких границах определять льготируемые объекты.
Хотя в столь масштабный пересмотр налоговой системы я не верю, но надеюсь, что ожидаемый в отрасли классификатор позволит хотя бы отчасти снять сложности льготирования отдельных „трудных” объектов.
Кстати, сейчас все льготы, о которых мы говорим, представлены исключительно для так называемых терригенных пород, то есть песчаников. Специфические проблемы разработки карбонатных коллекторов в действующей системе вообще не отражены. То же относится и к ТРИЗ газа, между тем эти вопросы с каждым годом становятся всё более насущными», ― предложил Антон Соколов.
Подводим итоги: российские компании сделали несколько важных шагов в освоении ТРИЗ, но до конца пути ещё далеко. При этом нужно учитывать влияние таких факторов, как санкции, цена на нефть из РФ, наполненность государственного бюджета и готовность властей расширять перечень льгот для добывающей отрасли. Всё это напрямую сказывается на экономической рентабельности трудных запасов и решимости компаний вкладываться в создание новых технологий.
Антон Соколов, эксперт Российского газового общества
«В России, безусловно, создаются собственные технологии, но их коммерческая зрелость пока не очевидна. Разумеется, это вопрос времени. Сланцевая революция в США произошла не одномоментно: питательный бульон из частной инициативы, инвестиций, нестандартного мышления кипел не один десяток лет, прежде чем дать результат».
Текст: Яна Дрянговская,
Андрей Халбашкеев.
Фото: gazprom.ru.
