Зрелая нефть: как технологии помогают поддерживать добычу на выработанных месторождениях

Молодой мужчина в спецовке «Роснефти» налил только что добытую из скважины на Тананыкском месторождении нефть в специальную литровую бутылку. Бутылка для пробы сразу стала теплой, как будто в нее налили теплый чай, хотя по цвету скорее напоминала чифирь. Часть нефти пролилась на землю, но увидеть это было непросто – местный чернозем, который был распахан вокруг скважины в радиусе 10 м и щедро полит оренбургским дождем, скрыл все следы. Эта скважина – одна из многих, принадлежащих «Оренбургнефти» (дочернее предприятие «Роснефти». – «Ведомости»). Предприятие ведет добычу в регионе уже 60 лет, поэтому запасы достаточно сильно выработаны. Но производство здесь не снижается и даже растет благодаря новым технологиям, разработанным корпоративными институтами «Роснефти» и её российскими партнерами.

Цифровая карта

Новые технологии помогают компании на всех этапах работы на месторождениях. Например, при строительстве скважин нефтяным компаниям не обойтись без карт. Но мало у кого есть собственный сервис для их хранения в одном месте и удобного использования «в поле». Поэтому специалисты «ТомскНИПИнефти» и компания «Сибинтек» (входят в «Роснефть») разработали специальное ПО с использованием искусственного интеллекта, сообщил начальник отдела геоинформационного обеспечения «Оренбургнефти» Алексей Стрельников, показав интерфейс сервиса на экране. В такой сервис сотрудники компании могут загружать схемы местности, топографические планы и другие картографические материалы, необходимые им в работе. С помощью сервиса компании удалось в 4 раза сократить сроки сбора и обработки информации для проведения инженерных изысканий, а процесс определения предварительного устья скважины сократился с четырех недель до одной. По словам Стрельникова, скоро количество активных пользователей сервиса вырастет с 200 до 4000, а также появится его мобильная версия для работы «в полях».

С помощью российских инженеров «Оренбургнефть» импортозаместила одну из критически важных технологий – долото для бурения скважины. По словам начальника отдела инжиниринга «Оренбургнефти» Артема Федянина, в новом исполнении оборудование произведено из специальной стали вместо карбида вольфрама, а резцы – из искусственного алмаза, который выдерживает высокие температуры в скважине. Он продемонстрировал три образца долот разного диаметра из багажника своего пикапа: самое «легкое» из них – для бурения нагнетательных скважин – весит 75 кг, а самое большое – для бурения технических колонн – 130 кг. Для защиты от ржавчины долото покрыли золотистой краской, которая тускло сияла в свете молний начинающейся над месторождением грозы.

«Новое долото позволило увеличить максимальную скорость проходки на 16% до 24,2 м/ч, что сокращает время строительства одной скважины более чем на сутки», – отметил он. Экономический эффект применения этой разработки составляет более 1,3 млн руб. на скважину, уточнил Федянин. Оборудование уже испытали «в полях»: его использовали для бурения скважин на Воробьевском и Новосибирском месторождениях компании в Оренбургской области и собираются применить на Сорочинско-Никольском.

Повысить добычу

Западная Сибирь и Волго-Уральский регион, несмотря на ухудшение условий добычи и падающие дебиты на зрелых месторождениях, сохранят условия для рентабельной добычи в ближайшие 10 лет, считает партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин. Рентабельность в традиционных регионах добычи можно повысить благодаря уже существующим технико-технологическим наработкам и действующей инфраструктуре, что дает таким проектам преимущество по сравнению с проектами на шельфе и в новых нефтяных регионах, отмечает он.

С ним соглашается эксперт аналитического центра «ИнфоТЭК» Валерий Андрианов: с экономической точки зрения выгоднее повышать коэффициент извлечения нефти (КИН) на действующих традиционных месторождениях, чем начинать разрабатывать трудноизвлекаемые запасы со сложной геологией, требующие принципиально новых технологий.

Для разработки зрелых месторождений существует множество технологий, отмечает Андрианов. Наиболее эффективная – бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), говорит он. Добыча из таких скважин может более чем вдвое превышать добычу из обычной наклонно-направленной скважины. Эта технология также позволяет разрабатывать наиболее сложные пласты зрелых месторождений, что продлевает жизнь промысловых объектов. «Выигрывают те компании, которые наиболее широко применяют данный метод», – считает Андрианов. «Роснефть» по итогам 2022 г. ввела в эксплуатацию более 1300 новых горизонтальных скважин с МГРП – 43% от общего числа введенных в прошлом году скважин, уточняет эксперт.

У «Оренбургнефти» большинство скважин зрелые, поэтому компания является одним из лидеров среди дочерних компаний «Роснефти» по применению инноваций, помогающих повысить добычу. Тананыкское месторождение в Оренбургской области относится к этой группе.

Одна из таких технологий, рассказывает менеджер отдела интенсификации добычи «Оренбургнефти» Иван Маркин, показывая графики на демонстрационном экране, – это микросейсмический мониторинг распространения трещин при гидроразрыве пласта (ГРП) с помощью наземных и скважинных приборов. ГРП проводят на месторождениях, где порода слишком твердая и не пропускает нефть в скважину. После гидроразрыва в породе появляются трещины, через которые сырье может свободно перетекать в колонну скважины. Микросейсмический мониторинг помогает сотрудникам компании определить траекторию, по которой следует бурить горизонтальную скважину, чтобы попасть точно в нефтеносный слой.

Также, объясняет Маркин, после проведения ГРП специалисты изучают данные мониторинга и анализируют их для повышения эффективности операций. Микросейсмический мониторинг позволяет исключить геологические осложнения, которые могут появиться при проведении ГРП «вслепую» и увеличить начальный дебит скважин на 5 т в сутки, добавляет Маркин.

Если же на месторождении нельзя провести ГРП из-за близкого расположения пластовых вод, «Оренбургнефть» использует технологию радиального вскрытия пласта, отмечает начальник отдела геолого-технических мероприятий компании Николай Тюгаев. «Фактический эффект от одной операции составляет более 1,5 млн руб.» – отмечает он. Радиальное вскрытие пласта уже начали применять на трех скважинах компании, а за пять лет технология позволит дополнительно получить более 5000 т нефти с каждой скважины. Также на таких скважинах компания использует расширяющийся тампонажный материал (это может быть цемент, жидкая пластмасса или глинистый раствор), который изолирует нефтяные пласты от водоносных, чтобы вода не попадала в скважину, а газ из скважины не уходил в заколонное пространство.

Воды на Тананыкском месторождении оказалось действительно много: ливни превратили чернозем в жидкую грязь вперемешку с камнями. На этот случай у сотрудников компании есть вездеход на гусеницах: в него может поместиться всего четыре человека, но зато они с легкостью могут добраться до любого месторождения. А для того, чтобы таких поездок было меньше, «Оренбургнефть», в частности, использует на нагнетательных скважинах солнечные батареи. Эти скважины нужны для того, чтобы нагнетать давление в добывающих скважинах и облегчать добычу нефти.

«Из-за того что они не подключены к электричеству, раньше специалистам приходилось три раза в день выезжать на каждую скважину, чтобы снять показания приборов», – поясняет замначальника управления метрологии, автоматизации, связи и IT «Оренбургнефти» Сергей Петров. Теперь контроллеры на 141 нагнетательной скважине подключили к солнечным батареям, и данные автоматически передаются на компьютеры. А вездеход может стоять на своем месте у электроподстанции в ожидании более важных выездов.

Безопасная нефтянка

При подъезде к подстанции погода совсем испортилась: небо затягивает сплошная туча, которая метает молнии. Но сотрудников «Оренбургнефти» такая погода не пугает. По их мнению, она вовсе не плоха: неделю назад здесь стояла жара, температура достигала плюс 39 градусов, а из спецовок в конце дня можно было выбираться, как из бани.

Молнии же для электроподстанции на месторождении не опасны, заверили сотрудники «Оренбургнефти»: на ней есть несколько молниеприемников. Энергетики «Оренбургнефти» даже расстроились, что молниеприемники в этот раз не понадобились – все молнии прошли в стороне от месторождения. Самый же безопасный способ побывать на электроподстанции компании – VR-модель подстанции «Герасимовская», которую разрабатывает «СамараНИПИнефь». С сентября этого года новые сотрудники «Оренбургнефти» смогут пользоваться тренажером, созданным на базе модели, пояснил заместитель главного энергетика компании Дмитрий Малышев во время демонстрации работы прибора. Для тренировки человеку дадут очки виртуальной реальности и два контроллера, с помощью которых можно пройтись по виртуальной подстанции, открыть все двери и выучить, какие рычаги и кнопки за что отвечают.

На реальной подстанции на самых важных тумблерах стоят специальные замки, чтобы никто не смог случайно выключить станцию и остановить добычу нефти, добавил заместитель начальника цеха по эксплуатации электрооборудования (ЦЭЭО-3) Леонид Горбунов во время экскурсии. По его словам, компания также закупила для энергетиков 700 новых специальных касок, которые подают звуковой сигнал, когда сотрудник приближается к проводам под напряжением. Даже если поднести такую каску к обычной розетке с напряжением 220 В, она начинает громко пищать. Этот писк слышен даже в гуле электроподстанции.

Напротив подстанции на Тананыкском месторождении стоит электропоезд. Сотрудники «Оренбургнефти» сразу же уточнили: рельсы электропоезду не нужны – он едет на колесах с помощью тягача по обычной дороге. Электропоезд приезжает на объекты компании, где пока нет линий электропередачи, например на новое месторождение, а также на места обрыва проводов.

Привести в товарный вид

У химико-аналитической лаборатории Тананыкского месторождения сотрудники компании в очередной раз напомнили о правилах безопасности. Видишь перила – держись за них. Приехал на объект – застегни куртку до конца. Об этом напомнит и желтый ярлычок, вшитый в молнию рядом с горловиной: «Застегните куртку».

После того как все ярлыки были надежно спрятаны, работники «Оренбургнефти» отнесли в лабораторию уже остывшую пробу нефти, взятую на скважине. Такие пробы здесь исследуют около 230 раз в день, или 7000 раз в месяц, отметила заместитель заведующей лабораторией Елена Палагина. Раньше некоторые исследования можно было сделать только в центральной лаборатории в г. Бузулуке, где находится офис компании. Но после расширения лаборатории и обновления ее оборудования все необходимые исследования для сдачи нефти в общую систему можно провести на месте. Сотрудники лаборатории определяют плотность нефти, содержание в ней воды, хлористых солей, механических примесей, хлорорганических соединений.

Перед проведением исследований нефть должна два часа отстаиваться. Но для журналистов бутылку с нефтью поставили в специальную «баню», чтобы ускорить процесс. Затем лаборант показал, как происходит исследование на содержание в нефти воды. На соседней полке – колбы с образцами нефти, которую добывает «Роснефть» на своих месторождениях: от чугунно-черной Urals до янтарно-желтой низкосернистой Sokol.

Результаты и планы на будущее

Благодаря инновациям «Оренбургнефть» увеличила КИН на ряде месторождений в среднем до 56%, сообщил представитель «Роснефти». При этом средний показатель по России составляет 35%.

«В результате внедрения новых технических решений за последнюю пятилетку дополнительный прирост добычи углеводородов составил 9 млн т, а экономический эффект – 8,25 млрд руб.», – сообщил «Ведомостям» заместитель начальника управления по геологоразведочным работам управления геологоразведочных работ, ресурсной базы и лицензирования «Оренбургнефти» Сергей Новиков.

При этом с 2018 по 2022 г. компания восполнила запасы нефти на 204%, а их суммарный прирост составил 44 млн т нефтяного эквивалента. За это время «Оренбургнефть» открыла 56 новых месторождений углеводородов.

По мнению Андрианова, для разработки зрелых месторождений необходима поддержка государства, как минимум сохранение уже созданной системы поддержки в рамках налога на дополнительный доход (НДД). «При отсутствии соответствующих стимулов часть нефти вовсе не будет извлечена из недр, а значит, не будет ни сырья, ни платежей в бюджет», – подчеркивает он.

Андрианов напоминает, что министр энергетики Николай Шульгинов в марте этого года сообщил о планах Минэнерго проработать стимулирование добычи трудноизвлекаемой и нерентабельной нефти за счет расширения режима НДД. «Действительно, НДД – это достаточно эффективный механизм решения данной задачи, поскольку он позволяет учесть при определении налоговой базы реальные расходы на применение дорогостоящих методов повышения нефтеотдачи», – отметил Андрианов.

Но Министерство финансов выступило против этой инициативы, поясняя, что доля льготируемой нефти в России уже достаточно высокая. Минфин готов рассмотреть налоговое стимулирование добычи нефти и газа не раньше 2027 г., заявлял замминистра финансов Алексей Сазанов в июне.

Налоговая нагрузка на нефтяной сектор была повышена в 2022–2023 гг. из-за падения доходов бюджета. Главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин в ходе ПМЭФ-2023 заявил о нецелесообразности увеличения налоговой нагрузки на нефтяников в текущей ситуации. По его словам, выпадение нефтегазовых доходов бюджета пришлось в основном на добычу и экспорт газа. «К этому (снижению доходов «Газпрома» и его платежей в бюджет. – «Ведомости») надо относиться с пониманием, но это не повод перебрасывать налоговую нагрузку на нефтянку», – подчеркивал он.