Инновационные разработки специалистов «Роснефти» помогают изучать месторождения и наращивать добычу
На этой неделе сибирские ученые отчитались о новейших разработках в области геологии и геологоразведки. Специалисты Тюменского нефтяного научного центра, который является частью научно-проектного блока «Роснефти», запустили в промышленную эксплуатацию проект «Цифровой керн».
Это программный продукт, позволяющий проводить исследования цифровой копии керна — образца породы из нефтяной скважины. Кроме этого, в «Роснефти» разработали уникальную 4D-модель трех газовых пластов Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения. Стоит отметить, что все работы были проведены на отечественном программном обеспечении.
Разработка любого месторождения начинается с оценки его нефтегазоносности и перспектив. Небольшой образец горной породы — керн, извлеченный из скважины, — дает полное представление не только о запасах нефти и газа, но и о способах их добычи. В Тюменском нефтяном научном центре «Роснефти» расположено одно из немногих в стране кернохранилищ, а также работает Центр изучения керна. За 15 лет здесь собрано 175 погонных километров керна со всей страны, от Волги до Сахалина. Это своеобразная библиотека горной породы. Ежегодно здесь исследуют больше 60 тысяч образцов. Всего за время работы Центра специалисты изучили более 1 млн образцов керна.
Кернохранилище похоже на гигантскую библиотеку. На высоких полках, как книги, разложены коробки с образцами горных пород. Каждая пронумерована, сфотографирована, занесена в базу данных, имеет специальный QR-код.
На сегодняшний день Центр изучения керна — это один из самых высокотехнологичных научных центров в мире. Он сопровождает работу 35 нефтегазодобывающих предприятий — на основании результатов его исследований принимаются решения о том, какую технологию разработки выбрать для месторождения с учетом всех его особенностей.
Задача сотрудников Центра — изучить каждый сантиметр керна. Сначала — первичные исследования керна для оценки запасов. Далее — подробное изучение керна для получения данных, необходимых при обосновании подходов к разработке месторождения. Специалисты определяют емкостные, фильтрационные свойства, прочность, структуру и минеральный состав породы. На некоторые исследования уходят месяцы.
Чтобы ускорить процесс изучения земных пород и повысить эффективность процесса, специалисты Тюменского нефтяного научного центра «Роснефти» совместно с негосударственным институтом развития «Иннопрактика» создали уникальный программный комплекс «РН-Цифровой керн». Он позволяет исследовать образцы горной породы с помощью цифровых технологий. Как же работает уникальный программный комплекс? С его помощью создается математическая модель реально существующего образца породы, другими словами — его цифровой двойник. Создается такая модель на основе томографических данных, и далее на ней математически моделируются различные физические процессы.
Как отмечают специалисты, цифровое исследование керна при изучении физических свойств породы нередко может быть точнее традиционных методов.
Кроме того, зачастую цифровое исследование является единственно возможным методом оценки свойств керна — например, в случаях с хрупкими породами, с изучением которых в лабораторных условиях могут быть проблемы, связанные как с их длительным хранением, так и с тем, что некоторые эксперименты с одним и тем же образцом можно провести лишь один раз.
Цифровые же технологии позволяют проводить исследования многократно, что облегчает задачу, если нужно оценить свойства кернов, количество которых ограничено. Также перевод керна в цифровую форму дает возможность работать с ним ученым сразу в нескольких лабораториях в разных уголках страны.
Научный руководитель группы разработчиков, старший эксперт Тюменского нефтяного научного центра, доктор технических наук Сергей Степанов объясняет, что математическое моделирование процессов в пустотном пространстве керна — это очень сложная работа, которая требует значительных вычислительных ресурсов. Так, моделирование вытеснения нефти водой для фрагмента керна — миллиметрового кубика — даже с использованием суперкомпьютера может занять несколько дней. Тем не менее это быстрее, чем физический эксперимент.
Можно сказать, что технология цифровых исследований керна позволит более полно изучать горную породу, а значит, даст возможность более точно оценивать запасы нефти и газа и способы их добычи.
Генеральный директор Тюменского нефтяного научного центра «Роснефти» Андрей Аржиловский называет цифровой керн ключом «к некоторым видам трудноизвлекаемых запасов».
«В перспективе самый чистый эксперимент для меня как для ученого заключается в том, чтобы извлечь часть остаточной нефти из образца породы с помощью углеродного газа. Если нам удастся снизить остаточную нефть хотя бы на 5%, мы фактически прирастим все наши запасы на эти же 5%. А это сотни миллионов тонн нефти. У этих технологий и исследований есть будущее», — считает руководитель Центра.
В компании отмечают, что «РН-Цифровой керн» не отменяет лабораторных исследований — он используется как дополнительный инструмент и сейчас позволяет работать с традиционными высокопроницаемыми горными породами. В дальнейшем предусмотрено расширить его функциональность для работы с трудноизвлекаемыми запасами.
Начальник отдела минералогических и петрографических исследований нефтяного научного центра Наталья Аржиловская отметила, что лабораторные центры «Роснефти» стали площадками для развития технологий отечественных производителей.
«Мы являемся драйверами для российских производителей инновационного оборудования и обеспечиваем их актуальными задачами. Лабораторные центры компании «Роснефть» стали площадками для развития отечественных производителей. Более половины экспериментальных установок, работающих в нашем Центре, произведены в России. Для изучения горных пород мы применяем оборудование и современные методы исследований, от самых простых — измерения электрического сопротивления, акустического прозвучивания — до сложнейших методов ядерно-магнитного резонанса, рентгеновской томографии и дифрактометрии», — сказала Наталья Аржиловская.
Еще одной прорывной разработкой тюменских ученых стала 4D-модель газовых пластов Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения. Модель учитывает геомеханические свойства горных пород (реакцию пород на процессы добычи). Работа такого масштаба проведена в нашей стране впервые.
«Уникальность разработки в том, что в мире еще никто не делал 4D-модель трех разных по свойствам пластов с учетом результатов уникальных геомеханических тестов, проведенных Центром исследований керна, демонстрирующим, как прочность породы изменяется от насыщения того флюида, который содержится внутри пласта», — рассказал начальник отдела разработки проектов геомеханики Тюменского центра Валерий Павлов.
Благодаря разработанной 4D-модели специалисты Тюменского центра составили детальную программу мониторинга и изучения газовых пластов. Цифровая модель также позволит увеличить экономическую эффективность добычи за счет исключения негативных сценариев бурения и своевременной корректировки операций.
Валерий Павлов также добавил, что Тюменский нефтяной научный центр сопровождает 90% газовых активов «Роснефти». «Мы сосредоточены на сейсмическом, петрофизическом, интегрированном геолого-гидродинамическом моделировании, концептуальном проектировании и сопровождении бурения газовых месторождений. Они охватывают научным сопровождением 37 месторождений с общим объемом запасов газа в несколько триллионов кубических метров. Сочетание высокого технологического потенциала, обширной исследовательской базы и опыта решения сложных задач разработки позволяет специалистам Центра создавать уникальные интегрированные модели для прогнозирования разработки газовых залежей», — отметил Павлов.
Одно из самых известных месторождений Западной Сибири — Самотлорское. На профессиональном языке специалисты его называют «зрелым». На таких месторождениях средняя обводненность скважин составляет более 95%. При подобных значениях перед геологами и разработчиками стоит вопрос, как сократить добычу воды и увеличить добычу нефти.
Решение разработали специалисты Тюменского нефтяного научного центра и «Самотлорнефтегаз». Метод по повышению нефтеотдачи пласта включает в себя, в частности, использование специальных составов, позволяющих увеличить объемы извлекаемой нефти, а также циклическое нагнетание пара в коллекторе. При этом общая стоимость работ на 82% ниже, чем более сложных стандартных геолого-технических мероприятий. Экономический эффект от внедрения комплекса мер по повышению нефтеотдачи пласта компанией «Самотлорнефтегаз» по итогам 2021 года составил 1,9 млрд рублей.
«Нам передаются результаты из Центра исследования керна. На их основании мы определяем тип составов, которые мы можем внедрить на различных пластах месторождений. Это позволяет продлить жизнь «зрелым» месторождениям», — рассказывает начальник управления инжиниринга добычи Татьяна Синицына.
Весь спектр работ — от подбора технологии до производства расчетов — проводится на специальных мощных компьютерах с собственным программным корпоративным обеспечением.
«Сейчас мы активно тестируем систему управления заводнением, поддержания давления на выработанных месторождениях. Мы написали свое программное обеспечение, подключили его к базам данных и обучаем сформированные алгоритмы. Результаты есть. Мы можем говорить, что на несколько процентов стали лучше управлять базовой добычей», — комментирует Андрей Аржиловский.
Применение данного метода продлевает срок рентабельной разработки зрелых месторождений, а также позволяет добывать нефть на тех участках, где классические способы поддержания пластового давления являются малоэффективными.
Специалисты Тюменского нефтяного научного центра разработали уникальную цифровую экосреду «РН-Лаб». Информационная система состоит из нескольких функциональных блоков, с помощью которых ведется управление бизнес-процессами лабораторного центра — от создания планов по исследованиям керна и пластовых флюидов до анализа данных и выгрузки отчетов по результатам работ. При разработке этого отечественного программного продукта реализованы инновационные идеи команды разработчиков Тюменского центра — искусственный интеллект, 3D-модель кернохранилища, голосовой помощник при голосовом наборе текстов.
Новая система «РН-Лаб» повышает производительность лабораторных центров и качество результатов, сокращает число и продолжительность рутинных операций лаборанта, позволяя сфокусировать усилия на аналитической работе с результатами исследований.
Цифровая среда «РН-Лаб» установлена в восьми лабораторных центрах «Роснефти». Благодаря использованию программной разработки производительность лабораторных исследований на некоторых наукоемких участках увеличилась на 15-20%. Компания готова делиться своими идеями и передавать наработки, например, для создания Единой системы хранения первичной геологической информации в России.