Работа на зрелых месторождениях: обзор технологий
Зрелыми считаются месторождения, находящиеся на третьей или четвёртой стадии разработки, когда добыча нефти снижается. Таких объектов в России сейчас много, а будет ещё больше. А это значит, что нужны новые технологии. Какие подходы реализуются сейчас? Каковы их преимущества и ограничения? Поищем ответы на эти вопросы вместе с экспертами отрасли.
Зрелых месторождений будет всё больше
Высокая обводнённость, падающие дебиты, сложности с извлечением сырья — всё это проблемы, присущие таким участкам недр.
«На выработанных месторождениях остаточная нефть может присутствовать в нескольких формах. Это может быть нефть, так или иначе удерживаемая в породе — в поровых каналах капиллярного размера или в виде плёнки на поверхности зёрен породы.
Кроме того, это может быть нефть в тех участках пласта, что были плохо промыты при заводнении в силу низкой проницаемости или гидрофобности коллектора», — рассказал в интервью порталу nprom.online эксперт Российского газового общества Антон Соколов.
Тем не менее сбрасывать их со счетов ни в коем случае нельзя. Именно давно действующие объекты обеспечивают большую долю добычи «чёрного золота» в России. Точные цифры разнятся: так, аналитики агентства «Яков и партнёры» писали о 95% в 2023 году.
«В России наблюдается тенденция к увеличению доли зрелых месторождений, что связано с истощением традиционных запасов углеводородов. К 2040 году эта доля может достичь 80%, задачи по освоению таких месторождений станут ключевыми для нефтегазовой отрасли.
В 2023 году было зарегистрировано лишь одно крупное открытие месторождения, в то время как остальные считаются средними или мелкими», — прокомментировал ситуацию младший научный сотрудник НИЛ методов увеличения нефтеотдачи Научного центра мирового уровня в КФУ Айдар Мустафин.
О том, что запасы нефти подходят к концу, в своём выступлении на Технологическом саммите TNF говорил и директор по разработке месторождений ХМАО ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Марат Галиуллин.
«2022 год — последний, когда Росстат публиковал официальные данные. Тогда вице-премьер Александр Новак говорил, что при добыче порядка 535 млн тонн мы обеспечили прирост порядка 600 млн тонн. При этом не раскрывалось, за счёт чего он складывался: открытия новых месторождений или переоценки старых.
При этом в основных нефтегазовых провинциях прирост запасов составил менее единицы. Сейчас у нас идёт одностороннее движение, мы разбуриваем всё больше скважин. Рано или поздно придём к тому, что у нас не будет новых месторождений, будут только зрелые. И тот, кто уделяет этим вопросам больше внимания, подойдёт к этому моменту более вооружённым и в перспективе и будет добывать нефть», — отметил г-н Галиуллин.
Однако пока нельзя говорить о том, что выработанные месторождения оказались в центре внимания добывающих организаций.
«Внимание и усилия сосредоточены на поиске ключей к экономически рентабельной разработке новых месторождений, провинций. Технологии здесь становятся всё сложнее, скважины всё длиннее. Но мы отчасти забываем о полноте извлечения запасов нефти, которые сосредоточены в высокообводнённых, зрелых месторождениях», — сказал Марат Галиуллин.
Продлеваем жизнь месторождения с помощью химических методов
Какие же технологии сейчас используют для работы на зрелых месторождениях?
«Самыми распространёнными методами являются третичные методы увеличения нефтеотдачи. Они включают использование различных химических реагентов: ПАВ (поверхностно активных веществ), полимеров и т. д. Эти методы могут значительно повысить извлечение нефти из истощённых запасов», — рассказал Айдар Мустафин.
Опытом проведения полимерного заводнения для добычи нефти в рыхлых коллекторах с участниками Технологического саммита TNF поделился и. о. начальника управления инжиниринга добычи, руководитель СИ по третичным МУН отдела разработки и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Константин Тагиров.
«Задачей ОПР было доказать, что полимеры позволят прийти воде намного позже. На одном участке закачали воду, на другом полимер. В результате фронт (обводнённость 20%) при закачке полимера пришёл на 5 месяцев позже. Текущая обводнённость на элементе с полимером была в 2 раза ниже. Более медленный приход фронта воды потребовал увеличения сроков ОПР», — рассказал г-н Тагиров.
В целом результаты ОПР оказались позитивными. Ожидаемый прирост добычи нефти от внедрения полимерного заводнения составил 10%. Было подтверждено, что закачка полимера позволяет замедлить развитие обводнённости. Изначально не была достигнута плановая приёмистость в 100 кубометров в сутки, для этого пришлось увеличивать объём закачки.
«Если качаем полимер, надо делать это постоянно. Остановки надо заранее прогнозировать и минимизировать, так как они приводят к последующему снижению приёмистости», — подчеркнул Константин Тагиров.
О том, что ХМУН (химические методы увеличения нефтеотдачи) позволяют эффективно бороться с обводнённостью месторождений, говорит и Айдар Мустафин. Конечно, есть свои сложности, однако современные технологии позволяют с ними справляться.
«Со временем система ППД (поддержания пластового давления) исчерпывает себя и становится неэффективной. Тогда возникает вопрос об использовании третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако их применение осложняют неоднородность по проницаемости, высокая минерализация и пластовая температура.
Основной целью МУН в таком случае является снижение коэффициента подвижности вытесняющей жидкости (воды) к вытесняемой жидкости (нефти). В основном для этого используют полимеры либо сшитые полимерные системы.
Однако растворимость и стабильность полимеров сильно ухудшена в условиях высокой минерализации. Данная технология будет иметь малую эффективность в трещиноватых коллекторах либо при высоких минерализациях пластовой воды. В связи с этим возможно применение предварительно сшитых гелевых частиц», — рассказал учёный КФУ.
Ещё одна сложность в том, что полимеры склеивают механические примеси и породу. В результате появляются комки, которые могут забивать фильтры в скважине. Впрочем, по словам Константина Тагирова, эта проблема решается за счёт установки дополнительных фильтров и их более частой очистки.
К тому же технологии ХМУН не стоят на месте, сейчас появилось сразу несколько новых модификаций.
«В последнее время наблюдается рост интереса к инновационным технологиям. В первую очередь это применение наночастиц для улучшения традиционных ХМУН. Во-вторых, технология Huff and Puff с применением ПАВ. Она заключается в комбинировании гидродинамических и химических методов для вовлечения в разработку субкапиллярных пор.
В-третьих, комбинированные подходы, такие как технология LTG. Речь идёт о комбинации применения высокоэффективного нефтеотмывающего и пенообразующего ПАВ, а также в адаптации технологии закачки данных реагентов.
Выбор подхода зависит от конкретных условий месторождения, экономической целесообразности и доступности технологий. Каждый метод имеет свои преимущества и ограничения, важно находить оптимальное решение для каждой конкретной ситуации», — рассказал Айдар Мустафин.
Итак, полимерное заводнение подтвердило свою эффективность не только в лабораторных условиях, но и на реальных месторождениях. Что же сдерживает более активное внедрение технологии?
«Химические МУН применяются уже во всём мире. И у нас количество таких проектов увеличивается. Главный вызов — это рентабельные кейсы. Много говорится о льготировании этих технологий. Но пока реалии таковы, что из большого пула проектов до реализации доходит небольшое количество», — объяснил Константин Тагиров.
Нефтегазовые компании хорошо понимают перспективы полимерного заводнения, однако в текущих условиях считают эту технологию экономически нерентабельной.
«Все ВИНК в России в части применения ХМУН находятся примерно на одной стадии технологического развития. Большинство недропользователей уже осуществили масштабные НИОКР по подбору специализированной химии, протестировали химические дизайны закачки, провели полевые испытания; по ряду проектов завершены ОПР.
Однако данные проекты массово не стартуют по причине нерентабельности таких технологий в текущей налоговой системе», — отметила в своём выступлении в Совете Федерации в начале прошлого года директор по развитию ХМУН «Газпромнефть — Технологические партнёрства» Ольга Чебышева.
Чтобы расширить применение химических методов, в «Газпром нефти» предложили ввести налоговые льготы для дополнительных объёмов добытой с помощью ХМУН нефти. Расходы на опытные закачки рекомендуется возложить на недропользователей, а вычет применять только на этапе полномасштабного использования ПАВ-полимерного заводнения. Но пока в трёхлетнем бюджете на 2025–2027 гг. эта мера поддержки отсутствует.
Механические методы: многозабойные скважины и сложные системы заканчивания
ХМУН — не единственный способ продлить жизнь зрелого месторождения. На Технологическом саммите TNF — 2024 представители ООО «Технологии ОФС» рассказали об опыте строительства многозабойных скважин. Месторождение, о котором идёт речь, ранее разрабатывалось с использованием коротких горизонтальных стволов (до 300 метров). Скважины заканчивались фильтрами без разделения на сегменты и использования пакеров. Главной проблемой было быстрое обводнение скважин из-за высокой вязкости нефти.
«Мы предложили многозабойные скважины с использованием устройств контроля притока (УКП) для того, чтобы увеличить депрессию и добычу. Результаты показали их преимущество по сравнению с соседними стволами», — рассказала специалист по моделированию технологий разработки ООО «Технологии ОФС» Ирина Проничева.
Первая многозабойная скважина была построена в 2019 году, ещё три — в 2023 году. Исходя из опыта эксплуатации, «Технологии ОФС» выработали свои рекомендации по повышению КИН:
- увеличивать площадь охвата дренированием скважины, строить многозабойные скважины и скважины с удлинённой горизонтальной секцией;
- использовать картографы границ при бурении горизонтальных секций скважин для расположения стволов максимально близко вдоль кровли пласта;
- при возможности для раскрытия всего потенциала картографа границ использовать РУС (роторно-управляемые системы);
- для выравнивания профиля притока жидкости вдоль ствола и ограничения прорывов воды использовать в компоновках заканчивания скважин устройства контроля притока с сегментированием ствола скважины заколонными пакерами.
У участников саммита нашлось немало вопросов к докладчику. Больше всего их интересовала экономическая целесообразность подобного подхода. Ведь строительство многозабойной скважины обойдётся дороже, чем обычной. К тому же надо учитывать сложную систему заканчивания, разницу в стоимости капитального ремонта и текущего обслуживания. Не получится ли, что сделать две простых скважины экономически выгоднее, чем одну многозабойную с УКП?
Представитель «Технологий ОФС» подчеркнул, что предварительные расчёты производятся обязательно. Как правило, речь идёт о выгоде в 20–25 %. И эта цифра тем больше, чем ниже залегает целевой пласт.
Прозвучали сомнения и относительно того, как долго получится удерживать высокие дебиты. Всё дело в эрозионном износе и коррозии внутрискважинного оборудования. Тем не менее Ирина Проничева считает, что «игра всё равно стоит свеч».
«Понимаем, что есть износ в зависимости от режима эксплуатации, выноса песка. Но и тот эффект, который скважина имеет в первые годы своей работы, стоит немало», — отметила специалист «Технологий ОФС».
Нейросети в помощь
Есть и менее очевидные резервы для повышения эффективности работы на зрелых месторождениях. В частности, речь идёт о применении нейросетей.
«Если говорить о ручном управлении разработкой, то мы задействуем очень мало информации. По статистике, только около 15%. Чтобы задействовать остальные 85% информации, надо привлекать новые инструменты. Частый вариант — применение нейронных сетей.
В соответствии с теоремой Колмогорова — Арнольда, они могут воспроизвести монотонную функцию любой сложности. Чтобы получить качественный результат, нужно, чтобы наша обучающая выборка была достоверной и разнообразной. Это особо актуально для зрелых месторождений, потому что здесь много данных, велика доля ручного труда при их анализе и разработке», — отметил заместитель начальника управления по разработке месторождений ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Рамиль Зиазев.
Метод локализации запасов нефти на основе нейросетевых алгоритмов разработали и в Казанском федеральном университете.
«Эта технология имеет потенциал увеличить коэффициент извлечения нефти на 20%. Проект основан на использовании всей истории разработки месторождения и искусственного интеллекта для прогнозирования расположения участков с остаточной нефтью, где возможно получение высоких рентабельных дебитов», — рассказал Айдар Мустафин.
В России есть успешные кейсы по «продлению жизни» зрелых месторождений. В первую очередь речь идёт о Ромашкинском месторождении в Республике Татарстан. Оно запущено в работу ещё в 1948 году, по последним данным, его планируют разрабатывать до 2130 года.
Новые участки, которые компания вовлекает в разработку, имеют скромные запасы. Поэтому ПАО «Татнефть» активно сотрудничает с научными организациями и внедряет перспективные технологии повышения дебита скважин.
Эффективно — не всегда дорого
Впрочем, не все технологии для зрелых месторождений такие дорогие. Иногда хороших результатов можно добиться и без больших затрат. Такой кейс удалось реализовать на Самотлорском месторождении. Речь идёт об измерении уровня обводнённости.
Традиционный подход заключается в измерении с помощью бутылок. Нефть образует тонкую плёнку, которую лаборант измеряет линейкой. Точность методики составляет 1%.
«Если скважина с низким дебитом, то такая погрешность не так страшна. Но при высоком дебите разница между показателем обводнённости в 98,5% и 99,5% в нашем случае составляла уже 10 тонн в сутки! Понятно, что и расчёт рентабельности также будет совершенно разным. Вместо бутылок решили использовать двухлитровые колбы.
Точность здесь составила уже 0,1%. Есть минус: диапазон измерений от 97% и выше, но это подходит для условий Самотлора», — рассказал участникам Технологического саммита TNF начальник отдела управления по разработке месторождений ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Алексей Бочкарев.
В 2022 году прошли опытно-промышленные испытания, по их итогам методика была аттестована. Замеры были проведены на 2 тысячах скважин, 765 из них были в результате выведены из эксплуатации.
«Главный итог — дополнительные объёмы добычи нефти. Казалось бы, всё должно быть наоборот, ведь скважины выбывают. Но часть из них уже ждали своего часа, чтобы перейти на ЗБС (зарезку боковых стволов). И, как только мы подтвердили отрицательную рентабельность, там сразу начались работы.
Во-вторых, инфраструктура была загружена, после вывода скважин появилась возможность эффективнее работать с действующим базовым фондом. Обычно говорят о каких‑то сложных технологиях. Здесь же достаточно простая методика, но она приводит к серьёзным изменениям, качественному скачку в контроле за промысловыми данными», — резюмировал Андрей Бочкарев.
Итак, технологии для работы на зрелых месторождениях в России есть. Но большинство из них требуют серьёзных инвестиций и в текущих экономических реалиях их применение нерентабельно. Тем не менее эксперты сходятся во мнении, что доля новых запасов будет только сокращаться. Рано или поздно государство и добывающие компании будут вынуждены сделать ставку на развитие браунфилдов. И тогда имеющийся технологический задел может сыграть свою роль.
Айдар Мустафин, младший научный сотрудник НИЛ методов увеличения нефтеотдачи Научного центра мирового уровня в КФУ
«Перспективной технологией для выравнивания профиля приёмистости является использование предварительно сшитых гелевых частиц. Лабораторные и промышленные опыты показывают эффективность их применения на месторождениях с высокой минерализацией (более 230 г/л). По результатам исследований, данные агенты способны увеличиваться по массе более чем в 7 раз, сохраняя свои тампонирующие свойства в течение 180 дней. Гелевые частицы продемонстрировали эффективность в блокировании промытых/высокопроницаемых каналов».
В последнее время наблюдается рост интереса к инновационным технологиям, считает младший научный сотрудник Казанского федерального университета Айдар Мустафин.
Текст: Андрей Халбашкеев
