Технические требования к разработке АСУ бурения горизон. направленных скважин на базе виртуальных месторождений

ВВЕДЕНИЕ
Внутри страны российский нефтегаз столкнулся с сокращением запасов. По подсчетам Минэнерго, нефти в России хватит как минимум на 30 лет, а газа – на 50 лет. Но при этом сырьевая база, главным образом по нефти, ухудшается. В ключевом для отечественной «нефтянки» регионе – Западной Сибири – в 2008–2018 гг. добыча упала на 10%, хотя объемы бурения росли. За последние десять лет дебит новых скважин в регионе снизился в среднем на 34%, а обводненность выросла с 33 до 50% (данные Минэнерго). За новыми запасами нефтяникам приходится двигаться в необжитые регионы с крайне суровым климатом на севере и востоке страны.
До 2014 г. большие надежды возлагались на шельфовую добычу, в том числе в Арктике, однако падение нефтяных цен и санкции вынудили отложить ряд намеченных проектов «в долгий ящик». Добыча в Арктике ведется только на Приразломном месторождении «Газпром нефти». Впрочем, продолжается добыча на трех шельфовых проектах у берегов о. Сахалин. Есть новые крупные открытия: месторождения «Нептун» и «Тритон» «Газпром нефти» в Охотском море, «Победа» «Роснефти» – в Карском. «ЛУКОЙЛ» работает на Балтике и Каспии. Определенный «запас прочности» сохраняют и традиционные районы нефтедобычи. Нефтяники пытаются поддерживать добычу повышением нефтеотдачи на браунфилдах, вводом оставшихся залежей, а также вовлечением в разработку нетрадиционных запасов: баженовской и тюменской свиты, ачимовской толщи, битумной нефти. Это дает определенный результат. в последние два года добычу сумели стабилизировать на уровне 235–236 млн тонн.
О трудноизвлекаемых запасах (ТрИЗ) следует сказать отдельно. Согласно оценкам Минэнерго, доля таковых в общей структуре нефтяных запасов достигает 65%. При этом во всем мире добыча из нетрадиционных залежей растет – еще один важный отраслевой тренд. В России на ТрИЗ приходится около 7% добычи, но крупнейшие компании работают над технологиями, которые позволят увеличить производство. В особом фокусе находится поиск рентабельных способов разработки баженовской свиты, добыча этой нефти могла бы дать «второе дыхание» Западной Сибири.
Прогнозные оценки геологических запасов бажена огромны – 18–60 млрд тонн. «Газпром нефть» обещает достигнуть уровня рентабельной добычи уже в следующем году. К настоящему моменту стоимость добычи тонны баженовской нефти снижена до 16 тыс. руб. за тонну по сравнению с 30 тыс. руб. за тонну в 2017 г.
В этой связи новые технологии добычи являются крайне интересными и перспективными.
 
1. Новые технологии добычи
Реализовывать многие сложные upstream-проекты стало возможным за счет внедрения передовых технологий. Особую роль в последнее десятилетие в добыче играют горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта (ГРП). Обе технологии заимствованы на Западе, хотя подобные операции проводили еще в СССР. По данным прошлогоднего исследования Deloitte, в 2013–2018 гг. доля горизонтального бурения в российской «нефтянке» выросла с 21 до 48%. На будущее прогнозируется дальнейший рост. Сегодня нефтяники строят технологически сложные скважины с двумя и более окончаниями, в том числе скважины типа fishbone. Для шельфа бурят скважины со сверхдлинным отходом от вертикали, позволяющие вести подводную добычу с берега. Ведутся операции высокоскоростных и большеобъемных ГРП, многостадийных (до 30 стадий), отрабатывается технология повторного МГРП. ГРП (обычно в сочетании с горизонтальным бурением) активно применяется для увеличения нефтеотдачи, а также разработки нетрадиционных отложений ачимовской толщи, тюменской и баженовской свит. При этом нефтегазовые и сервисные компании формируют собственные подходы.
Ведется подбор наиболее эффективных составов жидкостей, реагентов, цементов, разрабатываются новые образцы отечественного бурового оборудования и др. Интеллектуализация и цифровизация Последнее десятилетие в отечественной нефтегазовой отрасли отмечено активным внедрением «умных» технологий. Бурение и эксплуатация тех же многоствольных или сверхдлинных горизонтальных скважин были бы невозможны без высокотехнологичного оборудования, многочисленных датчиков и специализированного ПО, непрерывно собирающего и интерпретирующие данные.
Первые интеллектуальные скважины в России были построены во второй половине «нулевых». На шельфах и в труднодоступных районах запущены несколько «умных» месторождений, оснащенные малоили безлюдными технологиями. Внедрение цифровых технологий происходит во всем нефтегазе – от разведки до сбыта. Высокую эффективность «цифра» показывает в геологоразведке (например, «Газпром нефть» по итогам цифровой обработки геоданных нашла новые пласты углеводородов на Вынгапуре). Активно внедрение автоматизации, а теперь и цифровых технологий, идет в переработке. Передовым технологиям «поручается» контроль над безопасностью, подбор оптимального режима работы оборудования и т.д. Охрану трубопроводов и других объектов все чаще доверяют дронам и специальным системам. В сфере сбыта развиваются электронные сервисы для клиентов компаний.
Следующий шаг – переход от отдельных «умных» технологий к полномасштабной цифровизации компаний «от скважины до заправочного пистолета», а затем и отрасли в целом. Считается, что цифровизация увеличит эффективность производственных процессов, позволит гибче и быстрее реагировать на требования рынка и в конечном итоге снизит издержки компаний. Кроме того, цифровизация повысит прозрачность и управляемость отрасли. Однако это потребует от компаний трансформации всего бизнеса. Рост СПГ Главный перекраивающий газовый рынок фактор – мировой рост производства и торговли СПГ. По данным BP, в 2018 г. на сжижение было направлено уже 11 % мировой газодобычи. В российском Минэнерго ожидают, что к 2025 г. доля СПГ в общей торговле «голубым топливом» ФАКТЫ ГРП применяется для увеличения нефтеотдачи, разработки нетрадиционных отложений ачимовской толщи, тюменской и баженовской свит.
Цифровизация увеличит эффективность производственных процессов, позволит гибче и быстрее реагировать на требования рынка и снизит издержки компаний до 51%, а к 2040 году – до 70%, в результате чего мировой газовый рынок станет глобализированным.  
2. Горизонтальные скважины (ГС)
Горизонтальная скважина (рис. 1) — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Одним из наиболее эффективных методов повышения КИН является бурение горизонтальных скважин. При использовании технологий бурения горизонтальных скважин стало возможным разрабатывать новые, считавшиеся ранее неэффективными, месторождения и извлекать углеводороды, считавшиеся ранее неизвлекаемыми вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта.

Рисунок 1 Горизонтальная скважина

В практике эксплуатации горизонтальных скважин существует ряд выражений для подсчета дебита жидкости. Наиболее применяемая – формула Джоши:


Rk - радиус кругового контура питания, м;
rс - радиус скважины, м;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
k - коэффициент проницаемости пласта, м2 ;
ΔP - депрессия, Па;
μ - вязкость пластового флюида, [Па с];
Q - дебит жидкости, м3 /сут.
Преимущества и недостатки ГС
Основные объекты применения горизонтальных скважин:
1) Маломощные пласты (5 – 10 метров) с низкой и неравномерной проницаемостью;
2) Объекты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения конусообразования;
3) Коллектора с вертикальной трещинноватостью;
4) Шельфовых и труднодоступных продуктивных зон.
Преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными: