Добыча нефти – сложный процесс. Она проходит множество шагов, прежде чем стать знакомым «черным золотом». Но откуда нефтяники знают, на какой глубине бурить скважину, где добывать и как извлечь нефть с максимальной отдачей? Для этого месторождения изучаются десятками способов. Чтобы подобрать параметры для добычи, нефтяники анализируют сотни взятых со скважин образцов горных пород – керна.
Зачем горные породы сканируют на томографе? Как выглядят богатые нефтью пробы под ультрафиолетом? И для чего оцифровывают каждый образец? Чтобы узнать ответы на эти вопросы, я отправился в Тюменский нефтяной научный центр. Его сотрудники подробно рассказали о том, как изучаются пробы с помощью отечественных инноваций. Обо всём этом – в материале!
Миссия ТННЦ
Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ) – одна из ведущих организаций России по изучению геологии и нефтехимии. Институт сопровождает все ключевые активы «Роснефти», его разработки применяются на 87 месторождениях компании.
За 15 лет существования ТННЦ сосредоточил у себя большую базу данных по разработке нефтяных месторождений и создаёт собственные IT-продукты. Здесь исследуют пробы нефти, газа, газоконденсата, изучают горные породы нефтегазоносных коллекторов – отобранный из скважин керн.
Без их изучения невозможно понять ни глубину и мощность залегания пластов, ни свойства нефти. Так, здесь хранится уже 170 км керна – и исследован миллион образцов!
Большинство месторождений в нашей стране – зрелые, находятся в финальных стадиях разработки. Фонтаном нефть там не бьёт, а под землёй не сосредоточена в виде озёр. Она залегает в горных породах, а точнее, в микропустотах между ними. Примерно как вода в губке. Причём глубина запасов составляет в среднем от 2 до 4 км.
Чтобы эффективно качать нефть, обычно бурят несколько скважин. В одни закачивают воду, минеральный раствор, газ или другое вещество – их называют «нагнетательные». Эти агенты вытесняет нефть из пустот породы, замещая её. А «чёрное золото» движется в породе к другим скважинам – «добывающим».
Но как узнать, как бурить и под каким углом, на какой глубине есть нефть, сколько воды нужно закачать в пласт и как не допустить обрушения? Ответы на эти и другие вопросы дают многочисленные исследования образцов со скважин.
Что узнают сотрудники ТННЦ о керне?
Процесс изучения нефтесодержащих образцов состоит из множества этапов. После отбора из скважины керн везут в центр. Сначала пробы описывают инженеры-литологи. Так подбираются места и параметры под исследования.
Затем образцы оценивают под ультрафиолетом. Нефть способна светиться (люминесцировать) при УФ-излучении, причём её цвет зависит от ее состава. Например, ярче всех светятся лёгкие фракции, тяжелее - битумные составляющие.
Для полной картины месторождения проводят специальные исследования – изучают состав образцов, электрическое сопротивление, прочность и другие. Перед их проведением идёт пробоподготовка. Керн очищают от всего, что может быть в порах породы – нефть, газовые конденсаты, соли и вода.
Растворитель (спиртобензол, хлороформ или другие) нагревают и испаряют, при конденсации он «вытягивает» и растворяет все загрязнения в керне. Всё стекает в нижнюю часть стеклянного прибора, остаётся чистый, пригодный для исследования образец керна. По словам Директора Центра исследования керна ТННЦ Серкина М.Ф., процесс этот длительный и занимает до 4 недель.
Чтобы узнать, какой вытесняющий агент (вода, минеральный раствор или что-то другое) применим для закачки в скважину, недостаточно знать основные характеристики пород. Физическая и химическая устойчивость во многом зависит от её состава. Для этого пробу разрушают и изучают методом рентгеновской дифракции.
После анализа дифрактометр даёт определённый набор пиков – уникальную рентгенограмму для каждого химического соединения. У сотрудников ТННЦ есть эти картины-эталоны, и они сравнивают неизвестный набор с известными. Тем самым определяется химический состав породы.
Главные свойства нефтегазоносной породы – пористость и проницаемость. Через них инженеры узнают, сколько нефти может содердаться в породе и сколько порода сможет её отдать. Как жидкости будут проходит через поры, какое требуется давление, первоначальное распределение воды и нефти в породе и прочее.
Множество параметров – коллекторские свойства породы, – изучают на нескольких приборах. Например, на индивидуальном капилляриметре. Он позволяет ставить эксперименты при высоких температурах и давлениях, тем самым воссоздаются реальные условия залегания пласта под землёй и его разработки.
А как понять, как жидкость течёт по горному пласту, где именно располагаются пустоты? Для этого моделируется процесс извлечения нефти – на фильтрационной установке тюменской фирмы «АМКОР», сделанной индивидуально для лабораторного центра.
Сам процесс вытеснения нефти агентами специалисты ЦИК могут отслеживать на томографе: с помощью рентгеновской компьютерной томографии мы можем видеть керн не только снаружи, но и внутри, причём не нужно распиливать образец и разрушать его, в дальнейшем он пригоден для других исследований!
Все собранные данные отображаются на компьютере и собираются в ПО «РН-Лаб» – информационную систему, созданную в ТННЦ, в которой хранятся данные со всех изученных образцов горных пород. Это информационная, цифровая экосреда, связывающая несколько лабораторных центров компании Роснефть.
С помощью нее планируются и контролируются выполнения лабораторных анализов, автоматизирован процесс сбора данных. РН-Лаб использует в своей работе искусственный интеллект и умеет помогать описывать породу литологам, из этой ИС можно получить всю информацию о керне по ранее проведенным исследованиям.
Высокие технологии
Столь большая база данных открыла дорогу «РН-Цифровому керну» – уникальному программному комплексу и гордости ТННЦ. Здесь собраны математические модели керна, оцифрованные с помощью томографии. Компьютерная среда позволяет проводить неограниченное количество экспериментов при различных условиях, причём без разрушения самого образца.
По словам старшего эксперта ТННЦ Степанова С.В., «РН-Цифровой керн» – полностью отечественная разработка, в её создании принимают участие МГУ, Институт физики Земли и Институт математики. По сути, это одна из главных инноваций отечественной нефтеотрасли: изучение образцов с моделированием сотен вариантов условий, благодаря чему можно найти наиболее эффективные и оптимальные условия добычи углеводородов.
4D - модель газовых пластов – ещё одна инновационная гордость научного центра, подобная работа создана в России впервые. Специалисты ТННЦ создали модель сразу трёх газовых пластов Харампурского месторождения. Она учитывает разные свойства пород и показывает, что с ними будет при том или ином воздействии и как это отразится как каждом пласте.
На газовых месторождениях добыча ресурса на одном пласте неизбежно затронет другие, и без поддержания давления может произойти обвал месторождения. 4D-модель показывает, как избежать этого и подобрать нужные условия для бурения.
В целом, ТННЦ внедряет как собственные продукты, так и программное обеспечение «Роснефти» в целом. По словам гендиректора центра Аржиловского А.В., организация стремится покрыть все нужды отечественным ПО и успешно к этому идёт: сейчас 80% оборудования работает на корпоративных программах, через несколько лет этот показатель дойдёт до 100%.
Из-за того, что месторождения нефти постепенно истощаются, а себестоимость добычи растёт, внедрять инновации для увеличения выработки и эффективности просто необходимо. Это приносит свои плоды: так, благодаря дополнительному изучению пластов только в 2021 году удалось сэкономить 1.9 млрд рублей. По словам Серкина М.Ф., если сейчас коэффициент нефтеотдачи близок к 50%, то без предварительных исследований он был бы в разы ниже, на уровне 20%.
Специалисты ТННЦ стремятся укрепить свои лидерские позиции в технологиях разведки и добычи и продолжить создавать собственные наработки. Можно им только пожелать успеха.
Не забудьте поставить 👍 и подписаться на канал!