Поддержание пластового давления: технологии и оборудование
Ухудшение российской сырьевой базы — один из самых обсуждаемых трендов в отрасли. В этих условиях методы повышения нефтеотдачи приобретают особое значение для добывающих компаний. Один из самых распространённых инструментов — это поддержание пластового давления (ППД). По оценкам специалистов ООО «ЭЛКАМ», его используют на 90% разрабатываемых месторождений. В чём секрет популярности этого метода? И какие новые разработки могут заинтересовать нефтесервисные компании?
Где и когда нужно ППД?
В каких случаях использование ППД наиболее оправдано? По словам руководителя проекта департамента развития ООО «ЭЛКАМ» Сергея Сорокина, речь идёт о крупных нефтяных залежах с высокой проницаемостью и объектах с падающей добычей, где естественная энергия пласта (упругость, газонасыщенность) уже недостаточна для поддержания проектных дебитов. Также закачка воды или газа помогает снизить вязкость нефти и улучшить фильтрацию.
«Если говорить о географии распространения, то в Западной Сибири поддержание пластового давления используется на 95% месторождений, в том числе на Самотлорском, Приобском, Фёдоровском. Ежегодный объём закачки воды достигает здесь 1 млрд м3. В Волго-Уральском регионе эта цифра составляет 145–150 млн м3 в год», — рассказал Сергей Сорокин.
Как мы видим, в основном речь идёт о традиционных районах добычи с падающим дебитом. Однако уже в ближайшем будущем ситуация может сильно измениться.
«Организация системы ППД — естественный этап разработки практически любого месторождения, но если раньше, лет 40–50 назад, заводнение начинали применять на поздних этапах разработки, то сегодня компании нередко сталкиваются с такой необходимостью уже с самого начала эксплуатации объекта.
Поэтому в будущем распространение систем ППД будет только расти, поскольку качество запасов углеводородного сырья снижается (и не только в России, но и по всему миру), соответственно, для его извлечения будут требоваться дополнительные усилия», — отметил эксперт Российского газового общества Антон Соколов.
Согласен с этим и Сергей Сорокин. По его словам, на новых проектах в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (на Ванкорском кластере, в Юрубчено-Тохомской зоне) система ППД интегрирована уже с самого начала разработки.
Оборудование для ППД: какова доля импорта?
Как и любая технологичная операция, поддержание пластового давления требует специальных инструментов.
«В основном это нагнетательное оборудование: высокопроизводительные агрегаты на базе центробежных и плунжерных насосов высокого давления. Кроме этого, используют различного вида системы подготовки воды, включающие в себя фильтры, гидроциклоны, химические модули подачи реагентов (ингибиторы коррозии, ПАВ), установки термохимической обработки воды. Ну и, конечно, важную роль играют контрольно-измерительные системы (расходомеры, датчики давления и т. д.) и трубопроводная инфраструктура», — перечислил Сергей Сорокин.
В свете недавних событий не может не волновать вопрос о стране происхождения этой техники. Зависимость от импорта действительно существует, однако ситуация сильно различается в зависимости от той или иной категории оборудования.
Как отмечают специалисты ООО «ЭЛКАМ», на сегодня нет серьёзных проблем с центробежными и плунжерными насосами, трубопроводной арматурой, системами автоматизации и датчиками давления. Здесь российские производители занимают 60–75 % рынка.
Хуже дела обстоят с многоступенчатыми насосами высокого давления, расходомерами, компрессорным оборудованием. Доля зарубежной техники здесь составляет уже 60–75 %. И речь идёт в первую очередь о недружественных странах: США, Германии, Дании, Швейцарии.
Наконец, критическая зависимость от импорта существует в сегменте высоконапорных насосов (свыше 300 атм.) и датчиков для агрессивных сред, прецизионных расходомеров, программного обеспечения для АСУ ТП.
«Если подытожить, около 65–70 % оборудования для ППД — российского производства, но критически важные высокотехнологичные компоненты (15–20 % номенклатуры) остаются зависимыми от поставок из-за рубежа», — заключил Сергей Сорокин.
Понятно, что в этих условиях санкции не могли не сказаться на отрасли. Произошли разрывы в логистических цепочках, в некоторых случаях — полное прекращение поставок оборудования, запчастей для импортных насосов и КИП. У этой проблемы два пути решения. Более простой — переориентация на продукцию из Китая, Турции и Индии. Но здесь нужно учитывать, что сроки поставок из дружественных стран увеличились в два-три раза, а стоимость оборудования — на 40–60 %, отметил Сергей Сорокин.
Более перспективный путь — это развитие собственного производства. Конечно, и здесь есть свои сложности.
«Санкции создали серьёзные вызовы, но одновременно ускорили процесс технологического развития. Добывающие компании в новых условиях активно вкладываются в локализацию, так что в ближайшем будущем российская нефтесервисная отрасль сможет обеспечивать 85–90 % потребностей в оборудовании для ППД.
При этом в некоторых случаях придётся учитывать снижение качества, меньший ресурс отечественного оборудования и погрешность измерений (если речь идёт о расходомерах) по сравнению с западными производителями. Для полного замещения потребуются три-пять лет и сотни млрд рублей инвестиций», — резюмировал Сергей Сорокин.
Новые технологии для «умного» заводнения
Однако сложности с импортозамещением оборудования не отменяют технического прогресса в области поддержания пластового давления. Вкладываться в новые разработки компании подталкивает сразу несколько факторов.
«Во-первых, неизбежное ухудшение качества запасов (рост доли ТРИЗ до 60–70 %) требует модификации традиционного ППД.
Во-вторых, экологические факторы. Ужесточаются нормативы по утилизации попутных вод, вводятся ограничения в вододефицитных регионах (например, в Астраханской области). Помимо этого, существуют риски загрязнения при авариях на нагнетательных скважинах. Проще говоря, чем жёстче требования, тем больше требуется затрат на их соблюдение.
Не менее важными являются инфраструктурные факторы. Речь идёт об износе оборудования. До 40% насосных станций требуют модернизации, так как большинство вводилось в эксплуатацию в конце прошлого века», — перечислил Сергей Сорокин.
Какие же новые решения предлагают российские учёные и разработчики? Существует сразу несколько вариантов, как повысить эффективность метода, по сравнению с классическим заводнением.
Среди ключевых факторов, влияющих на развитие технологии, специалисты ООО «ЭЛКАМ» называют следующие:
- развитие цифровых технологий (АСУ ТП, использование искусственного интеллекта для оптимизации закачки);
- появление новых рабочих агентов (полимерных составов, наножидкостей);
- совершенствование оборудования (использование более высоконапорных насосов, коррозионно-стойких материалов).
По этим и другим направлениям активно ведут исследования как в самих нефтяных компаниях, так и в научных учреждениях.
«„Роснефть” на Ванкорском месторождении внедряет систему „Умный пласт”. Здесь используются датчики с ИИ-аналитикой, прогнозирующие зоны прорыва воды. „Газпром нефть” работает над мобильным комплексом „ГидроПГ” для закачки попутного газа в пласт без стационарных компрессоров. В „Татнефти” внимание сосредоточено на биополимерном заводнении. Речь идёт об использовании растительных компонентов вместо синтетических полимеров», — перечислил Сергей Сорокин.
Если говорить о научных организациях, то стоит отметить разработку «Умная вода» с ионной модификацией московского Института нефтехимпрома. Её суть заключается в изменении состава закачиваемой жидкости с учётом условий конкретного пласта. В Тюменском индустриальном университете изучают электроимпульсный метод — воздействие на пласт разрядами высокого напряжения. Проект Bio-EOR Сколковского института науки и технологий посвящён генно-модифицированным бактериям для снижения вязкости нефти.
«Все больше развивается концепция „умного заводнения”. Новые технологии позволяют повышать точность закачки и снижать затраты. Примерами является развитие проектов цифровых двойников месторождений ЛУКОЙЛа в Тимано-Печоре. Они используются для прогнозирования влияния давления на добычу, анализа воздействия и рисков до фактического осуществления закачки», — отметил Сергей Сорокин.
Тесно связано с цифровизацией и развитие систем одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Они позволяют использовать для адресного воздействия на несколько пластов одну многоствольную скважину вместо нескольких обычных нагнетательных. В таком случае требуется меньше насосно-компрессорного оборудования, что даёт существенную экономию энергопотребления.
«Системы ОРЗ, очевидно, будут развиваться в сторону всё большей интеллектуализации, что в конечном итоге позволит в режиме реального времени осуществлять мониторинг и контроль работы компоновки, режима закачки, а также автоматически перераспределять объёмы закачиваемой жидкости между пластами.
Снижение энергопотребления также напрямую связано с внедрением интеллектуальных систем предиктивной аналитики, позволяющих оптимизировать процессы эксплуатации и обслуживания насосов и продлить срок их службы. Следующим логичным шагом станет объединение таких „умных” насосов в промышленную сеть, в которой можно будет плавно перераспределять нагрузку между отдельными агрегатами», — рассказал Антон Соколов.
Подбираем правильную комбинацию методов
Ещё одно перспективное направление — комбинирование ППД с другими подходами.
«Ключевым фактором поддержания добычи является применение методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП): различных видов заводнения, тепловых методов для высоковязкой нефти. Вместе с тем значительный объём остаточных запасов относится к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ), что определяет необходимость применения специализированных технологий.
Для разработки ТРИЗ используются, например, гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин, а также применение химических реагентов. Поэтому эффективная разработка месторождений в Республике Татарстан связана с комплексным подходом, включающим современные методы ПНП, разработку ТРИЗ и цифровые технологии.
Активное внедрение последних и автоматизации процессов позволяют оптимизировать режимы работы скважин, повысить эффективность ПНП и снизить затраты», — отметил заместитель директора по инновационной деятельности Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ Владислав Судаков.
«Без закачки добыча трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), включая низкопроницаемые коллекторы, сильно осложнена. В этом случае ППД комбинируется с ГРП или другими МУН», — добавил Сергей Сорокин.
Антон Соколов также считает наиболее перспективным направлением развития ППД сочетание с другими МУН. В частности, речь идёт об использовании полимеров.
«Это позволит предотвратить появление проблем, обычно связанных с традиционным заводнением. В первую очередь речь идёт о неравномерном охвате пласта, что особенно ярко проявляется, когда он не выдержан по мощности и простиранию.
В этом случае одни зоны могут оставаться непромытыми, а другие, наоборот, показывать прорывы воды от нагнетательных скважин к добывающим. Всё это приводит к тому, что определённая доля запасов не вырабатывается: нефть остаётся в линзах, низкопроницаемых зонах, на участках, где присутствуют какие‑либо непроницаемые экраны.
Закачка вместе с водой полимерных оторочек позволяет частично решить эти проблемы: фронт вытеснения выравнивается, а „языки” и неравномерное воздействие на пласт сходят на нет. Добавка ПАВ или щелочной оторочки позволяет дополнительно „отмывать” нефть, оставшуюся на зернах породы в виде плёнки.
Естественной преградой служит достаточно высокая стоимость реагентов, но по мере увеличения числа отечественных производителей (а прогресс в этом направлении за последние 10 лет виден невооруженным глазом) можно ожидать, что цены начнут стабилизироваться», — рассказал эксперт РГО.
Закачиваем попутный газ: плюсы и минусы
Один из серьёзных минусов ППД заключается в том, что в качестве расходного материала здесь используют воду. Очевидно, что ценность этого ресурса с каждым годом будет расти. Также нужно учитывать различные экологические ограничения. Наиболее интересной альтернативой воде является попутный нефтяной газ. ПНГ всегда в наличии на месторождении, более того, перед добывающими компаниями сегодня стоит проблема его утилизации. Каковы же плюсы и минусы закачки попутного газа и есть ли у этой технологии перспективы в России?
Использование ПНГ определённо имеет свои преимущества, считает Сергей Сорокин.
«Повышается нефтеотдача, т. к. газонапорный режим может увеличить КИН на 5–15 % по сравнению с обычным заводнением. В то же время можно сэкономить на транспортировке и очистке воды. Наконец, при использовании этой технологии снижаются затраты на утилизацию попутного газа», — перечислил представитель ООО «ЭЛКАМ».
Впрочем, у метода есть и свои ограничения. В первую очередь это большие капитальные затраты на строительство системы закачки газа. Она обойдётся в 1,5–2 раза дороже, чем в случае использования воды.
«Таким образом, окупаемость технологии закачки ПНГ можно ожидать на месторождениях с высоким газовым фактором (более 100 м³/т), где отсутствует инфраструктура для водоподготовки и имеются жёсткие экологические ограничения. Если говорить о примерах внедрения в России, то это Ванкорское месторождение „Роснефти”. Здесь закачивают 1,2 млрд м3 ПНГ в год при давлении 280 атмосфер. На Новопортовском месторождении „Газпром нефти” применяется гибридная система (вода + газ)», — объяснил Сергей Сорокин.
Обсуждая перспективы использования ПНГ для нужд ППД, мы вновь возвращаемся к теме оборудования и зависимости от импорта. Примечательно, что в перечисленных выше примерах используются импортные компрессоры. У «Роснефти» это MAN Energy Solutions, у «Газпром нефти» — китайские SPEE.
В целом в состав оборудования для закачки ПНГ в пласт входят следующие основные компоненты:
- компрессорные станции на базе поршневых агрегатов и турбокомпрессоров для крупных месторождений;
- системы подготовки газа, включающие в себя сепараторы для удаления жидкости и твёрдых частиц, установки осушки для снижения точки росы;
- контрольно-распределительное оборудование — «умные» задвижки с датчиками и системы мониторинга утечек.
«На текущий момент мы обеспечиваем 60–70 % собственных потребностей для газового ППД. Это турбокомпрессоры, поршневые компрессоры, сепараторы, криогенные установки и контрольное оборудование. Но существуют и проблемные зоны, например, на отечественном рынке отсутствуют производители подшипников для высокооборотных компрессоров, мембран тонкой очистки газа и других наукоёмких вещей, которые мы привыкли импортировать из Швеции, Германии или США», — констатировал Сергей Сорокин.
Таким образом, пока перспективы ПНГ в этой части стоит оценивать с осторожностью. Впрочем, при наличии конкуренции между российскими производителями можно будет рассчитывать и на снижение капитальных затрат при строительстве системы закачки газа.
Но если говорить о методе поддержания пластового давления в целом, то его будущее как будто не вызывает серьёзных опасений. Впрочем, и здесь есть свои нюансы.
«По моему мнению, ППД останется ключевым методом повышения нефтеотдачи, но его эффективность будет зависеть от внедрения технологических инноваций, экономических факторов и адаптации к экологическим требованиям. Нужно понимать, что поддержание пластового давления — это достаточно наукоёмкое направление, хоть на первый взгляд это и неочевидно.
И, как большинство технологий, оно зависит от экономики и геополитики и т. д. При благоприятном развитии событий, которое включает в себя в том числе стабильные цены на нефть, применение ПДД вырастет. А в кризисном сценарии (падение стоимости углеводородов) возможно и сокращение новых проектов по ППД из-за низкого приоритета по сравнению с поддержанием функционирования добычи», — резюмировал Сергей Сорокин.
Сергей Сорокин, руководитель проекта департамента развития ООО «ЭЛКАМ»
«Развитие добычи постепенно приведёт к необходимости разработки трудноизвлекаемых запасов. Считаю, что для баженовской свиты, доманиковых отложений и низкопроницаемых коллекторов ППД станет обязательным элементом вместе с ГРП и термохимическими методами. Такие примеры есть уже сегодня. Речь идёт о проектах „Роснефти” в ХМАО с закачкой модифицированных водных составов».
Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото предоставлено ООО «ЭЛКАМ».
