Как вернуть молодость месторождениям

Половину добычи нефти и газа в России по-прежнему дает углеводородная житница — Западная Сибирь. Но поскольку разработка ее залежей ведется еще с 70-х годов прошлого века, компании, работающие там, неизбежно сталкиваются со старением месторождений и снижением добычи. Приостановить темпы падения позволит внедрение современных технологий, в том числе цифровых. Так, ЛУКОЙЛ с их помощью уже к 2020 году планирует стабилизировать производство углеводородов в регионе.

Копай глубже!

Все знают, что для добычи нефти нужно пробурить скважину. Крупнейшее дочернее общество ПАО ЛУКОЙЛ — ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», естественно, лидер и по этой части. Например, на общество приходится 62% от общего по компании разведочного бурения, 68% — эксплуатационного и 82% — зарезки боковых стволов, когда обводнившаяся скважина перебуривается в зону концентрации остаточных запасов нефти. Последняя цифра, собственно, не должна удивлять. Технология ЗБС применяется для повышения нефтеотдачи на старых месторождениях, скважины которых и составляют большую часть фонда. Благодаря ей до сих пор функционирует старейшая в Когалыме скважина — легендарная Р7, начавшая работу еще в 1978 году.

Постепенное ухудшение структуры разбуриваемых запасов приводит к тому, что на смену стандартным наклонно-направленным скважинам приходят более сложные и эффективные — с горизонтальным окончанием ствола и разветвленным горизонтальным окончанием.

Скважины на самом деле вовсе не горизонтальны. Их стволы при забурке следуют всем изгибам коллектора (нефтеносного горизонта) в недрах Земли. И если традиционная скважина вскрывает лишь несколько метров коллектора, то горизонтальная — кратно больше.

Технологии постоянно усложняются и совершенствуются. Если 10 лет назад более 95% в общем объеме составляли «обычные» наклонно-направленные скважины, то к 2018 году их доля сократилась до 50%. Остальные 50% — это горизонтальные, многозабойные горизонтальные скважины и скважины с многостадийным гидроразрывом пласта.

Многозабойная горизонтальная скважина чем-то напоминает кровеносную систему, когда ответвления от основного ствола образуют единую сеть, позволяющую охватить большую площадь продуктивного пласта. Ее преимущество перед обычными «горизонтальными» — в увеличении дебита нефти и площади дренирования коллектора (нефтеносного слоя), с которого собирается «урожай». ГС с МГРП — одно из эффективнейших технологических решений. Оно предполагает, что при прокладке ствола скважины в толще коллектора применяется технология многократного гидроразрыва. В результате при одной и той же длине ствола нефтеотдача повышается, порой в десятки раз. Именно ЛУКОЙЛ впервые в России применил эту технологию в 2011 году на Красноленинском месторождении в ХМАО-Югре.

Горизонтальное бурение с многостадийным ГРП, между прочим, пока что считается и самой перспективной технологией разработки залежей, составленных нестандартными коллекторами — низкопроницаемыми породами. К таким, например, относится Баженовская свита, которую принято считать будущим отечественной нефтедобычи.

Каждая из скважин в реальном масштабе времени отслеживается по целому набору геологических, геофизических и технологических параметров. На основе этой информации специалисты проектного института ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» актуализируют геологическую модель участка бурения, а Центр сопровождения бурения принимает решение о ее дальнейшей судьбе.

С 2008 года, когда в ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» заработал ЦСБ, уже пробурено свыше 1300 горизонтальных скважин различной конфигурации.

Технология, сделавшая возможной прокладку «умных» скважин,— LWD (logging while drilling, каротаж во время бурения). Скважинные приборы LDW передают на поверхность актуальную информацию о геофизических характеристиках пласта. До недавнего времени монополию на производство такого оборудования держали ведущие международные нефтесервисные компании. В последние годы были опасения, что очередные санкции со стороны зарубежных партнеров запретят поставки этого оборудования в Россию, что, безусловно, привело бы к ухудшению качества проводки горизонтальных скважин. Сейчас ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь активно внедряет у себя аналогичное оборудование отечественных компаний. Пока процент российских приборов в парке компании невелик. Но ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь готово перейти на российские разработки, уверяют специалисты.

Нервная система месторождений

Территорию, на которой работает ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», можно по размеру сравнить с небольшой европейской страной. В состав общества входят шесть территориально-производственных предприятий: «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», «Повхнефтегаз», «Покачёвнефтегаз», «Ямалнефтегаз». Фонд эксплуатационных скважин составляет 17,5 тыс., расположенных на 3 тыс. кустовых площадок. Добавим сюда насосные дожимные станции, пункты сбора нефти, сеть трубопроводов, два небольших нефтеперерабатывающих завода, управление по переработке попутного нефтяного газа, газотурбинные электростанции и многое другое — и можно представить сложность управления таким хозяйством.

В ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» создана система учета и контроля производственных объектов. Вся информация об их деятельности поступает в Центральное диспетчерское управление в Когалыме. На огромный, во всю стену, экран можно вывести данные о работе фактически любого технологического узла. «Потребность в точности, достоверности, а, главное, оперативности поступающей информации только возрастает. Поэтому, приходя на новые территории, мы делаем все возможное, чтобы информация с них сразу приходила сюда»,— говорят на предприятии.

Современные производственные процессы в отрасли протекают все быстрее. И уровень ответственности при принятии решения, необходимая скорость реагирования, похоже, входят в неразрешимое противоречие с интеллектуальными возможностями отдельно взятого человека. Даже имея весь спектр оперативной производственной информации, в случае нештатной ситуации ни один, даже самый лучший специалист не способен действовать в одиночку. Поэтому в случае возникновения нештатной ситуации на месте и в ЦДУ будет развернут ситуационный центр принятия решений. Тем более что большая часть объектов оборудована видеонаблюдением, а там, где его нет, разворачивается мобильный пункт видеосвязи.

Одна из нестандартных задач, которые пришлось решать ЦДУ,— выбор скважин, которые будут выведены из эксплуатации для сокращения добычи в рамках соглашения с ОПЕК. Для этого создана модель скважинного фонда с учетом геологических данных, себестоимости добычи и т. д. В первую очередь останавливали старые, малорентабельные, с высокой обводненностью скважины. Учитывалась и возможность их быстрого ввода в условиях сурового сибирского климата. Преимущество этой модели в том, что теперь мобильным фондом скважин можно пользоваться снова и снова, повышая или понижая добычу в оперативном режиме. На перезапуск выведенных из эксплуатации скважин потребуется всего несколько часов.

От качалок к цифровым технологиям

Примечательно, что в окрестностях Когалыма почти не осталось так называемого символа нефтедобычи — штанговых глубинных насосов (ШГН), станков-качалок. Например, на одном из старейших месторождений ТПП «Повхнефтегаз» — Ватьёганском из 1703 скважин лишь на 132 остались ШГН. Остальные оснащены электрическими центробежными насосами (ЭЦН). «Качалки, конечно, красивые, но тратят намного больше энергии»,— разводят руками нефтяники. Кроме того, центробежный насос в среднем работает 650 суток до остановки скважины на ремонт, ШГН — 490 дней. Вентильные электродвигатели для ЭЦН ЛУКОЙЛ, кстати, производит сам — на заводе ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис». В день приезда журналистов из Москвы на заводе сделали 6000-й агрегат.

Еще одно преимущество ЭЦН — возможность более гибко регулировать работу. Так, на площадке №234 Ватьеганского месторождения, чтобы показать одни из последних качалок: центробежные насосы отрегулированы на режим кратковременной периодической работы. Для каждого насоса подбирается собственная оптимальная программа, в соответствии с которой чередуется время работы и простоя. Это позволяет избежать чрезмерного понижения уровня жидкости в скважине и, как следствие, перегрева оборудования.

А вот на площадке №47 Южно-Кустовой, входящей в состав Южно-Ягунской группы месторождений и сданной в эксплуатацию в 2015 году, насосы уже сами регулируют свой режим работы. Каждая из 18 добывающих скважин оснащена станцией управления трансформатором, которая позволяет регулировать работу вентильных двигателей и установок ЭЦН. Экспериментальным путем определяется оптимальный режим работы, который затем поддерживается автоматически. В потенциально аварийных ситуациях, например, при скачке напряжения или падении уровня жидкости скважина сама прекратит работу, и сама же запустится с восстановлением параметров.

Это уже элемент «Интеллектуального месторождения» — программы, о которой «Наука» ранее писала и которая начала реализовываться в ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» в 2018 году. Пилотным проектом стал как раз Южный Ягун — один из крупнейших активов ТПП «Когалымнефтегаз». Основной инструмент — программный комплекс, позволяющий моделировать полную схему добычи от пласта до сети сбора. В результате интеграции получается цифровой двойник месторождения. Как рассказывает Алексей Елизаров, руководитель группы внедрения и сопровождения интегрированной модели, несмотря на то что «двойник» Южного Ягуна еще не закончен (из 1,5 тыс. запланированных скважин «оцифровано» 700), группа может похвастаться первыми практическими результатами его применения. Так, построенная ею математическая модель позволила предсказать критический момент в работе одной из дожимных насосных станций, после которого требовался разворот потоков. Также применение цифровых технологий позволяет более глубоко и подробно изучить уже, казалось бы, изученные вдоль и поперек «зрелые» месторождения на предмет оптимизации режимов их работы. На 2019 год в планы компании входит построение ИМ Пякяхинского месторождения - крупнейшего из запущенных ЛУКОЙЛом в Западной Сибири в последние годы.