Александр Дюков: «Изменения уже начались»
Интервью с председателем правления «Газпром нефти»
Применение технологий, позволяющих повысить нефтеотдачу и интенсифицировать приток, — необходимое условие продления жизни зрелым активам и рентабельного вовлечения в разработку новых низкопродуктивных коллекторов. Для поиска и создания таких технологий «Газпром нефть» сегодня прилагает значительные усилия
Общая стратегия технологического развития «Газпром нефти» в разведке и добыче углеводородов содержит девять блоков, охватывающих самые разные направления, — от технологий геологоразведки до разработки нетрадиционных запасов и подгазовых залежей. Работа по каждому из направлений уже ведется, но некоторые из них приобретают первостепенное значение на том или ином этапе существования компании. Сегодня пришло время задуматься о будущем зрелых активов «Газпром нефти» и экономически выгодном вовлечении в добычу коллекторов, ранее считавшихся неинтересными для промышленной разработки. Чтобы добиться положительных результатов на этом поприще, необходимо ответить на целый ряд вызовов, связанных с повышением нефтеотдачи и интенсификацией притока.
В 2015 году в рамках технологической стратегии блока разведки и добычи мы утвердили долгосрочную программу, направленную на повышение нефтеотдачи и интенсификацию притока. Ее реализация позволит «Газпром нефти» дополнительно добыть 62 млн т нефти к 2025 году. Основные задачи, которые нам предстоит решить, — это управление снижением темпов падения базовой добычи, сокращение объема попутно добываемой воды за счет повышения эффективности систем поддержания пластового давления (ППД) и усовершенствования систем разработки. Также задача стоит в повышении инвестиционной эффективности, в том числе через освоение технологии бурения высокотехнологичных скважин и тиражирования технологий с снижением затрат, чтобы в перспективе вплотную подойти к реализации следующих этапов технологической стратегии — разработке подгазовых залежей и карбонатных и трещиноватых коллекторов трудноизвлекаемых запасов.
Задача извлечения как можно большего количества нефти традиционно решается с помощью разнообразных способов дополнительного воздействия на пласт, — будь то обычное заводнение, гидроразрыв пласта или третичные методы вытеснения флюида. Все эти способы в том или ином виде применяются в «Газпром нефти». Вопрос лишь в том, что их использование нельзя считать абсолютно эффективным: как показывает опыт, возможности повышения нефтеотдачи исчерпаны далеко не полностью. И важный шаг к их реализации — освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта, позволяющих как локализовать остаточные неизвлеченные запасы, так и разобраться с устройством неразработанных низкопродуктивных коллекторов.
В первую очередь работа по уточнению геологии пласта позволяет избежать ошибок при дальнейшем его вскрытии. Понятно, что построение геологической модели коллектора до начала его разработки — не ноу-хау. Такая работа ведется с начала ХХ века, а в цифровом виде — с момента появления ЭВМ. Но возможности современных компьютеров позволяют гораздо эффективнее использовать имеющуюся геологическую информацию и строить намного более точные модели, объединяя и анализируя самые разрозненные данные. Конечным итогом технологического поиска в этом направлении должен стать программный программный продукт, позволяющий строить максимально точные геологические модели многопластовых месторождений и вычислять различные характеристики пластов, влияющие на их последующую разработку. «Когда мы говорим о геологическом моделировании, нужно понимать, что сегодня мы имеем дело с совершенно другими коллекторами, — объясняет начальник департамента новых технологий в геологии и разработке „Газпромнефть НТЦ“ Андрей Яковлев. — На практике это означает, что ПО (как правило, иностранное), которое мы применяем для моделирования простых традиционных коллекторов, часто нерелевантно для сложнопостроенных низкопродуктивных коллекторов. А значит, нужно разрабатывать отечественные программные продукты с учетом наших сегодняшних задач, с полным пониманием того, какие методологические ограничения в это ПО заложены».
Задача определения геологического строения пласта тесно связана со смежными проблемами: воспроизведением геологического строения с учетом данных разработки и локализацией остаточных запасов. Последнее как нельзя более актуально для зрелых месторождений с многопластовыми залежами. В силу сложности строения таких месторождений их выработанность, как правило, составляет около 60% при сверхвысокой обводненности, достигающей порой 96%. Задача геологов и разработчиков здесь — определить зоны необводненных запасов и эффективно управлять системой их разработки. При этом в результате реализации технологической стратегии предполагается создание комплексного подхода к локализации остаточных запасов, включающего в себя оптимальную программу исследований для оценки распределения добычи/закачки по пластам, пластовой энергии и технического состояния имеющихся скважин, использование опыта разработки многопластовых залежей на месторождениях-аналогах.
Важный шаг к реализации возможностей повышения нефтеотдачи — освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта
Обширная геологическая составляющая должна стать основой для создания технологий, непосредственно способствующих увеличению коэффициента нефтеотдачи на месторождениях «Газпром нефти».
Главная задача любой нефтяной компании, как коммерческой структуры, — добыть как можно больше нефти с наименьшими затратами. Тем не менее работа в рамках этой формулы не так проста, как кажется: сегодняшняя спешка завтра может обернуться резким падением дебитов, обводнением скважин и, как результат, дополнительными капитальными затратами на увеличение их продуктивности. Собственно, такая картина типична для зрелых месторождений — отчасти из-за несовершенства технологий, применявшихся для их разработки на начальной стадии, отчасти из-за особенностей советского хозяйствования. Поэтому одна из целей программы технологического развития — повысить эффективность разработки низкопродуктивных коллекторов, одновременно продлевая жизнь заслуженным месторождениям, осваивая остаточные и новые трудноизвлекаемые запасы и снижая удельную стоимость извлечения нефти.
Существует множество факторов, влияющих на дебит скважины. Сюда можно отнести и пластовые условия, и состояние призабойной зоны, и наличие или отсутствие дополнительных стимулирующих мер. Только достаточно достоверно представляя себе картину того, что происходит в пласте на всех этапах добычи, можно рассчитывать на контролируемое и бережливое увеличение дебитов. А потому одна из важнейших задач техстратегии — внедрение исследований скважин как постоянного инструмента эксплуатации.
«Газпром нефть» — компания, где высокотехнологичное бурение стало нормой. У нас есть сотни сложных скважин, но нет полной уверенности в реализации их технологического потенциала, — констатирует Андрей Яковлев. — Сегодня нам недостает промысловой информации о тех технологиях, которые мы применяем«. Ярчайший пример — гидроразрыв пласта. Сама технология успешно используется как на наклонно-направленных, так и на горизонтальных скважинах — в многостадийном варианте. Но время экспериментальных гидроразрывов проходит — по мере того как ГРП становится технологией массового применения на низкопродуктивных коллекторах, появляется насущная необходимость четко представлять себе границы, условия и предпосылки для ее оптимизации. Сейчас при планировании гидроразрыва и дальнейшей системы разработки учитывается гидродинамическая модель пласта до и после проведения ГРП: пластовое давление, обводненность, показатели добычи, коэффициент охвата и т. п. Но есть еще и геомеханическая составляющая, которая также меняется при проведении гидроразрыва и которую нужно принимать во внимание.
Как будут ориентированы трещины в пласте после разрыва? Какой будет геометрия и проводимость трещин и какова их динамика во времени? Ответить на эти вопросы невозможно без соответствующих исследований скважин. Их проведение и обработка полученной информации позволит специалистам «Газпром нефти» работать над определением условий инициации и направления развития трещин ГРП, повышением эффективности операции с оценкой экономики и учетом меняющихся свойств жидкости ГРП, проппанта и геомеханики пласта. При этом одной из важнейших задач остается создание отечественного симулятора ГРП в рамках программы импортозамещения. Специалисты компании модерируют процесс написания такого ПО на уровне государственных институтов.
Говоря о повышении нефтеотдачи, нельзя отдельно не остановиться на таком традиционном способе интенсификации добычи, как заводнение. Отлично работающий на начальной стадии освоения залежи, этот метод зачастую оказывается неэффективен для выработки остаточных запасов. В то же время он остается недорогим и доступным, поэтому одна из задач технологической стратегии — научиться управлять заводнением, превратив его в совершенную технологию интенсификации на любом этапе жизни месторождения.
Основные причины, почему с определенного момента применение заводнения не обеспечивает рентабельную разработку месторождения, — изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта, пластовой энергии, технического состояния скважин по мере эксплуатации залежи. Словом, всего того, что учитывается при построении системы разработки месторождения, при этом состояние пласта меняется, а система остается прежней. Ситуация еще больше усложняется, когда речь заходит о многопластовых месторождениях, где неосторожное заводнение на одном пласте может привести к обводнению другого или вовсе заблокировать его.
«Чтобы эффективно управлять заводнением, необходимо постоянно работать с фондом скважин, — поясняет Андрей Яковлев. — Такая работа должна идти по трем направлениям: исследования скважин, поиск оптимальных режимов работы для добывающего и нагнетательного фонда и, наконец, изучение связи „пласт — скважина — поверхность“, то есть определение того, соответствует ли погружное оборудование и поверхностная инфраструктура на месторождениях текущим возможностям и потребностям разработки».
В результате реализации техстратегии в части увеличения выработки остаточных запасов с помощью заводнения должна появиться система автоматизированного формирования рекомендаций по управлению разработкой месторождений, находящихся на грани рентабельности. Такая система позволит снизить затраты на непроизводительную закачку/добычу, исключить потери от опережающего обводнения, эффективно задействовать наземную инфраструктуру и своевременно манипулировать фондом добывающих и нагнетательных скважин.
«Газпромнефть-Хантос» активно участвует в реализации технологической стратегии компании. Соответствующие мероприятия позволят увеличить накопленную добычу на предприятии на 55 млн т. Наши технологические задачи на ближайшее будущее: эффективное управление потенциалом добывающих скважин сложного заканчивания и выбор оптимального агента вытеснения для системы ППД как основного инструмента интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Для решения первой задачи уже разрабатывается оптимальный комплекс исследований на горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта. Такие исследования позволят обнаруживать причины недостижения запланированной продуктивности скважин, а их устранение, по нашим оценкам, приведет к увеличению эффективности высокотехнологичных скважин на 50%.
Если заводнение как метод интенсификации притока применяется давно и повсеместно, то по части использования более сложных технологий увеличения нефтеотдачи отечественная нефтяная отрасль пока отстает от ведущих иностранных компаний. Существует немало так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУНов), активно разрабатываемых и с успехом применяющихся в США, Китае, на Ближнем Востоке. Все эти технологии позволяют увеличивать охват дренируемой области залежи и способствуют более качественному вытеснению нефти из пласта. Их применение обходится довольно дорого и имеет свои сложности и ограничения, но позволяет увеличить КИН на
Сегодня в «Газпром нефти» поиск и разработка третичных МУНов включены в технологическую стратегию и стали одним из вызовов программы по повышению нефтеотдачи и интенсификации притока. Из всего разнообразия существующих технологий ставка в компании в первую очередь делается на газовые и химические МУНы. В случае с газом речь идет о смешивающемся вытеснении: газ закачивается в пласт, растворяется в нефти, снижая ее вязкость и увеличивая объем, и тем самым выталкивает нефть из порового пространства. В качестве агента может использоваться как углекислый газ, СО2, так и углеводородные газы. Такая технология может приносить двойную пользу: увеличивать КИН и способствовать утилизации попутного нефтяного газа. В настоящее время в «Газпром нефти» оценивается мировой опыт применения газовых МУНов, просчитывается экономическая составляющая для активов компании.
Проект внедрения щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на СПД стал пилотным в области применения химических МУНов «Газпром нефтью»
Другой вариант третичных методов — химическое заводнение — уже хорошо знаком специалистам «Газпром нефти». Проект по внедрению щелочно-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез) на совместном предприятии компании «Салым Петролеум Девелопмент» стал пилотным в области применения химических МУНов. Несколько лет на Салыме шла работа по обкатке технологии и строительству необходимой инфраструктуры. В марте этого года технология была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию. Между тем в рамках технологической стратегии продолжается поиск новой «химии». Задача — удешевить и упростить технологию химического заводнения, сделав ее более универсальной и доступной. Реализация программы по повышению нефтеотдачи предусматривает создание новых формул для ПАВ-заводнения и ПАВ-полимерного заводнения совместно с российскими научно-техническими компаниями и иностранными партнерами.
Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт щелочи, поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80‑х годах прошлого века. Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского Alkaline-Surfactant-Polymer — «щелочь-ПАВ-полимер». Действие химического «коктейля» направлено на решение сразу нескольких задач: щелочь помогает снизить абсорбцию идущих следом дорогих составляющих, ПАВы действуют наподобие мыла, уменьшая поверхностное натяжение нефти и отмывая ее от породы, полимеры непосредственно вытесняют нефть из порового пространства.
В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90 % остаточной нефти. В марте этого года на территории Салымской группы месторождений были запущены полноценные опытно-промышленные испытания технологии. По их результатам будет принято решение о дальнейшем тиражировании ASP-заводнения на другие активы компании.
В материале упомянуты:
Интервью с председателем правления «Газпром нефти»
«Газпром нефть» создает инфраструктуру для быстрого запуска цифровых проектов
Цифровые инновации в промышленных компаниях: хайп или долгосрочный тренд?
