Нефть тестирует отечественные инновации

Почему в России растет значимость трудноизвлекаемых запасов нефти

Коллаж Ддмитрий Макурин

Нефтедобыча Западной Сибири и всей страны находится в интенсивном поиске технологий для повышения эффективности производства и транспортировки углеводородов

Компания «Газпром нефть» совместно с партнерами провела испытания первого отечественного оборудования для повторного многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе.

Трудный пласт

Гидроразрыв пласта — одна из ключевых технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗ). Именно с этим типом месторождений компаниям придется работать в ближайшее время: ресурсная база нефтедобывающего сектора истощается.

«Около 40% российских месторождений нефти и газа перешли в стадию падающей добычи, поэтому растет значимость трудноизвлекаемых запасов», — отмечает генеральный директор группы компаний 1Oil Ирек Хуснутдинов.

По оценке эксперта Российского газового общества Антона Соколова, доля ТрИЗ в структуре отечественной минерально-сырьевой базы (МСБ) составляет от 50% до 65%.

Но при их разработке компании, по словам Ирека Хуснутдинова, сталкиваются с технологическими барьерами: «До 2022 года 60–70% технологий для бурения горизонтальных скважин ГРП зависели от импорта. Успешные примеры есть, но их масштабирование отстает».

«Газпром нефти» совместно с научными организациями и нефтесервисными компаниями удалось решить часть задач. Но их спектр достаточно широк.

«Разработка выработанных месторождений требует применения более сложных по своему составу заводнений, необходимых как для поддержания нужного давления в продуктивном пласте, так и для более полного извлечения нефти из недр», — объясняет Антон Соколов.

Сейчас российские компании достаточно активно работают над собственными реагентами, и уже есть отдельные успешные примеры достижений российской промысловой химии, так что можно надеяться, что на среднесрочном горизонте острота этого вопроса в значительной степени снизится.

Но при этом, по словам Антона Соколова, есть проблемы на уровне механики. Для применения ГРП необходимо большое количество специализированных агрегатов, их называют флотом ГРП: «До 2022 года флоты ГРП были исключительно иностранного производства. Работа над отечественными решениями началась только после того, как западные нефтесервисные компании заявили о намерении покинуть российский рынок. К 2025 году в России наконец появился первый полностью отечественный флот ГРП, а также были озвучены планы по налаживанию серийного производства. Полагаю, что к серийному выпуску флотов ГРП мы сможем подойти на горизонте трех-пяти лет».

Параллельно с технологией ГРП необходимо развивать методы горизонтального бурения. А для этого требуются так называемые РУС (роторные управляемые системы). «Эти системы дороги, требуют специально подготовленных для работы с ними операторов, а в нашей стране они в течение долгого времени были представлены исключительно зарубежными образцами», — формулирует проблематику Соколов.

Работа над отечественными РУСами началась задолго до 2022 года, но среди почти десятка компаний, которые взялись за это, до этапа реализации в металле и последующих испытаний добрались только две, а успешно пройти испытания смогла только одна. Тем не менее, по мнению Антона Соколова, их перспективы выглядят достаточно многообещающими на среднесрочном горизонте.

Стимулы для нефти

Инвестиции в такие технологии оправданы: потенциал ТрИЗ в России оценивается в 4,2 млрд тонн. «Однако их освоение сдерживается высокой себестоимостью добычи, что делает проекты малорентабельными при текущих рыночных условиях», — считает Ирек Хуснутдинов.

Для снятия ограничений нужны не только технологические решения, но и налоговые стимулы. Минфин разрабатывает льготы для проектов с инвестициями свыше 50 млрд рублей, но отрасль требует немедленных мер: снижения НДПИ для старых месторождений и налоговых каникул для арктических проектов.

По мнению Ирека Хуснутдинова, параллельно нужно принимать меры по расширению ресурсной базы: «Истощение доступной ресурсной базы — стратегическая угроза для российской нефтегазовой отрасли. Без активного освоения новых нефтегазоносных провинций страна рискует столкнуться с масштабным спадом добычи — до 25% к 2030 году. По нашему мнению, необходим запуск федеральной программы по поиску новых месторождений, в первую очередь в перспективных регионах Восточной Сибири».

Требуют обсуждения и вопросы, связанные с развитием трубопроводного транспорта (см. «Транспортировка инноваций»).

Цифра в скважине

На уровне отдельных компаний работа идет. Так, в апреле этого года «Славнефть-Мегионнефтегаз» (совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти») открыло новые запасы нефти на Луговом месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе. Геологические запасы обнаруженных пластов оцениваются более чем в 3 млн тонн нефти. Для проведения геологического анализа пород и подбора оптимальной системы разработки были использованы российские цифровые инструменты.

Недропользователи все чаще обращаются к цифровым технологиям. В отрасли набирает популярность использование Big Data, искусственного интеллекта, машинного обучения, цифровых двойников. К примеру, недавно специалисты уфимского научного института «Роснефти» разработали и запатентовали цифровой помощник DataTools.

«Функционал сервиса позволяет определять причины изменения добычи. Это может быть снижение пластового давления или ухудшение гидродинамической связи между скважиной и пластом. ПО показывает, как изменился дебит в результате того или иного фактора, и формирует рейтинг газовых скважин, требующих проведения геолого-технических мероприятий», — рассказали в пресс-службе предприятия.

Специалисты ЛУКОЙЛа разработали корпоративную ИT-систему, управляющую разработкой зрелых месторождений с применением нейронных сетей. Программный продукт позволяет определять степень взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин и обеспечивать расчет оптимальных режимов их эксплуатации.

Эффективность применения таких решений участники рынка проанализируют на традиционном Промышленно-энергетическом форуме TNF в Тюмени в середине сентября. Центральная тема этого года — «Технологическое лидерство: объединяя усилия». Ожидается участие 12 тысяч человек, в том числе представителей более 900 компаний из 50 регионов России, бизнес-миссий из Китая, Казахстана, Беларуси и других стран.

Транспортировка инноваций

Для стабильности работы трубопроводного транспорта необходимы качественные решения в области диагностики его состояния и корректировка нормативной базы, считает эксперт в области трубопроводного транспорта к.т.н., доцент Омского государственного технического университета Андрей Секачёв

— Как вы оцениваете состояние сектора транспорта углеводородов?

— Я занимаюсь проблемами транспорта углеводородов с 2015 года, и мой опыт изучения отрасли показывает, что проблемы этого сектора связаны не со сложившейся сегодня ситуацией, а с естественными причинами цикличности этапов реновации.

Да, действительно, установка более современного оборудования повышает эффективность технологических процессов. Но для их оценки нужны обоснования. К примеру, компания «Транснефть» в основном фонде имеет 67 тыс. км магистральных трубопроводов, 68% из которых эксплуатируется более 30 лет. И этот срок — 30 лет — считается критическим. Как ни странно, этот параметр не имеет точного обоснования, но он используется в оценке со времен СССР. А это между тем некий весьма условный срок работы труб. В те времена предполагалось, что в дальнейшем трубы будут регулярно меняться ввиду развития тяжелой промышленности.

Сейчас же мы сталкиваемся с ситуацией, когда очевидно, что трубы эксплуатируются очень продолжительное время, но остаточный их ресурс до конца неизвестен.

— Как его определить?

— Дело в том, что крайне сложно дать гарантированный прогноз остаточного ресурса работы всех участков трассы ввиду большого количества разнообразных факторов, влияющих на прочность труб.

Это напряженно-деформированное состояние (НДС) в каждом сечении трубы и неоднородность НДС в местах зарождения дефектов. Сказывается и действие случайных нагрузок, например, землетрясений. Среди факторов влияния также коррозионная активность агрессивных сред и ухудшение условий работы изоляционных материалов. Все эти факторы влияют на развитие внутритрубных дефектов и, как следствие, могут привести к внезапному разрушению трубопровода, чего нельзя допускать по очевидным причинам.

По нашему мнению, нужен другой подход. Мы сопоставили требования методики расчета на основе нормативно-технической документации на момент проектирования трубопровода с актуальными на сегодняшний день данными. Оказалось, что коэффициент запаса прочности старых трубопроводов несколько завышен. Таким образом, замену всех труб разом невозможно реализовать. Более того, это нецелесообразно. Фактический ресурс, особенно труб в «бережливом» режиме эксплуатации, может значительно превышать нормативный.

— Какие вызовы в этом случае стоят в области трубопроводного транспорта нефти и газа?

— Во-первых, это тщательная диагностика всех параметров эксплуатируемых труб, во-вторых, разработка многофакторных методов оценки остаточного ресурса нефтепроводов, и как следствие — корректировка нормативной технической документации на основании этих методов.

Надо сказать, что отечественная технологическая промышленность не игнорирует эти вызовы, а планомерно разрабатывает решения. В частности, для определения фактического положения трубопроводов сейчас предложены беспилотные системы. Интеграция беспилотных систем в нефтяной промышленности в ближайшем будущем будет только увеличиваться.

Для анализа внутритрубных дефектов используются, без преувеличения, лучшие в мире дефектоскопы, например, комбинированный магнитно-ультразвуковой 20-ДМУ. Это высокотехнологичная российская разработка.

Россия является безусловным лидером в области технологий диагностирования труб большого диаметра (порядка 1000 мм), но есть проблема диагностирования труб меньшего диаметра (порядка 150 мм) ввиду сложности размещения устройств внутри диагностических снарядов малого диаметра. Это можно отнести к еще одному технологическому вызову, хотя и не столь критичному. Тут необходима лишь доработка метода.

Объем и качество результатов диагностики дефектоскопом позволяет использовать обработку этих данных с применением искусственного интеллекта. Буквально в последние годы развитие ИИ достигло такого уровня, что из этого гигантского массива данных дефектоскопов можно получить дополнительные различные корреляции ресурса труб с особенностями их эксплуатации. Это стало возможно лишь сегодня. Получение этих знаний — действительно технологический вызов отрасли, и ожидается, что положительный эффект от этих разработок позволит определить остаточный ресурс, что сэкономит финансы и силы.

Появляется и новая задача. Переориентация направления экспорта с европейского рынка в страны Юго-Восточной Азии потребует новых геологических изысканий в местах прокладки трубопроводов. И у российский науки есть инновационные решения и в этом направлении.