Главная

Инновационное проектирование объектов нефтегазового сектора в России утопия или реальность?

(Опубликовано в №3/2012 журнала «Нефть. Газ. Новации»)

На момент подготовки данного материала редакция журнала «Нефть. Газ. Новации» получила от руководства Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (ЦКР Роснедр по УВС) согласие на публикацию статьи, которая будет подготовлена на основании ответов руководителей ЦКР Роснедр по УВС на вопросы наших читателей. Ждем ваших писем по адресу: Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript

В № 2 журнала "Нефть. Газ. Новации" была опубликована статья "Развитие инновационных технологий разработки нефтяных месторождений в современных условиях". Автор статьи - Р.Х. Муслимов, д.т.н., проф., академик АН РТ, консультант президента РТ по вопросам разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. В статье обозначены не только наиболее актуальные проблемы, существующие на данный момент в нефтедобывающей отрасли России, но и пути их решения. Одну из наиболее важных проблем Р.Х. Муслимов видит в несовершенстве процесса проектирования. По мнению автора, "процесс выполнения проектов разработки имеет массу недостатков. Несмотря на обновление стандартов, проектирование, по существу, ведется на уровне 70-х годов прошлого столетия. Метод аналогии, используемый авторами проектов, несовершенство методов моделирования и гидродинамических методов, игнорирование общепризнанных классических методов решения задач разработки, отсутствие глубокого профессионального анализа уровня выработки запасов, контроля и регулирования процессов разработки - это путь в неизвестность… недостатки процесса проектирования приводят не только к непродолжительной "жизни" проектов, но и к разубоживанию запасов нефти. Кардинальное решение этой проблемы мы связываем с инновационным проектированием разработки нефтяных месторождений". Что думают на данный счет представители разных структур нефтегазовой отрасли, мы и попытались выяснить.


«Считаю ли я создание качественного проекта утопией?»

Ю.А. Волков
/директор ООО «ЦСМРнефть» при Академии наук Республики Татарстан, г. Казань/



Р.Х. Муслимов дал наиболее полное определение инновационного проектирования как одного из основных этапов организации рациональной разработки нефтяных месторождений в своей статье «Актуальные задачи регламентации инновационного проектирования разработки нефтяных месторождений на современном этапе», которая была опубликована в первом номере вашего журнала за 2010 г. Там это определение было представлено на схеме. Считаю ли я создание качественного проекта утопией? Нет, конечно, не считаю, качественный проект сделать можно. Разрабатываемые в Татарстане подходы к организации инновационного проектирования это подтверждают. Но сейчас становится ясно, что основная проблема заключается не в создании «качественного проекта», а в его реализации (см. на схеме этапы 3-6). А реализация любого «качественного проекта» в полном объеме возможна лишь в том случае, если решен вопрос гармонизации экономических интересов государства и нефтяного бизнеса (этап 1). Если же этот вопрос не только не решен, но даже и не поднимается, если государству нужен, главным образом, «план по добыче», а недропользователям необходимо любой ценой исполнить его и при этом также не остаться в накладе, то о каких «качественных проектах» может идти речь? Проекты быстро "рисуются", быстро "нарушаются", снова "рисуются" и т.д. Кому нужны "качественные проекты" в такой ситуации? Критерием гармонизации экономических интересов государства и нефтяного бизнеса является степень и качество использования в построении их взаимоотношений фундаментальноприкладной "нефтяной науки", которая когдато была представлена множеством научных школ. Если бы государство и нефтяной бизнес опирались именно на такую науку, а она не только принимала бы активное участие в создании качественного проекта, но вместе с недропользователями – и его реализации (этапы 3-6 схемы), то вышеуказанных проблем просто бы не существовало. А поскольку фундаментальная наука не нужна ни государству, ни недропользователям (последние обходятся «корпоративной наукой»), то вот мы и имеем те самые «проекты», о которых пишет Р.Х. Муслимов. Поэтому, наверное, сегодня вопрос инновационного проектирования и приобрел такую актуальность.


Рациональная разработка нефтяных месторождений при инновационном проектировании



«Как ни странно, наиболее заинтересованные лица – недропользователи не способствуют созданию полноценного проектногодокумента»

Г.А. Ковалева, к.т.н. /зав. отделом разработки нефтяных месторождений института по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности ОАО «Гипровостонефть»/


Вопрос о качестве проектирования очень важен и поставлен своевременно. В создании качественного проекта заинтересованы в первую очередь недропользователи, а также государство и сами проектные организации, которые неравнодушно подходят к своему труду. Но, как ни странно, наиболее заинтересованные лица недропользователи – не способствуют созданию полноценного проектного документа. Как правило, нефтяными компаниями планы составления проектной документации окончательно формируются в первом квартале года, затем осуществляется процедура проведения тендера и подписания договора, и только в середине года начинается собственно работа проектантов, а в сентябре уже требуется сдать документ, чтобы защитить его в текущем году. Таким образом, на проектирование выделяется настолько малое время, что говорить о тщательном анализе разработки, создании полноценных геолого-гидродинамических моделей, разработке инновационных методов нефтеизвлечения не приходится. Основным требованием становится быстрота создания проекта и защита его в Минэнерго и Роснедра, а задачей тендерных комитетов зачастую является снижение стоимости проектов. Исходя из этого и выбор подрядной проектной организации осуществляется по принципу: кто выполнит заказ быстрее, дешевле и пообещает защиту в государственных органах (что не гарантирует качества работы). В такой ситуации жалобы недропользователей на плохое качество проектов выглядят, по меньшей мере, нелепо. С другой стороны, основной целью нефтяных компаний как отдельных обществ является получение прибыли, что записано в их уставах. И здесь необходимо регулирование со стороны государства: создание адекватных руководящих документов, методических указаний, технических стандартов и т.п., организация компетентной экспертизы проектов и контроль за их реализацией. Кроме того, есть ряд общих проблем разработки нефтяных месторождений, которые необходимо решать в рамках специальных научных работ. Эти важные направления касаются инновационных методов разработки и повышения нефтеотдачи и должны быть определены государством; оно же должно делать соответствующие заказы научным институтам и университетам, занимающимся данными проблемами. Для финансирования этих исследований возможно создание специализированного фонда за счет нефтяных компаний. Результаты исследований позволят компаниям с учетом отечественного и зарубежного опыта внедрять передовые методы повышения эффективности разработки месторождений.

 

 

«Утвержденные запасы нефти и газа являются «священной коровой» для специалистов в области создания гидродинамических моделей продуктивных пластов»:

С.Н. Закиров, д.т.н., проф. /гл. научн. сотр. ИПНГ РАН/

 

Сегодня в нефтегазовой науке, ответственной за отечественное нефтегазовое недропользование, сложилась ситуация, неудовлетворительная по двум причинам.

1. В иерархически выстроенной системе нефтегазовых дисциплин искусственно и естественно нарушены взаимосвязь между ними и их единство, причем как по вертикали, так и по горизонтали. Это связано, с одной стороны, с углубляющейся специализацией в

отдельных дисциплинах. В результате, например, утвержденные запасы нефти и газа являются «священной коровой» для специалистов в области создания геологических и гидродинамических 3D- моделей продуктивных пластов и так далее. С другой стороны, нарушения междисциплинарных связей обусловлены теми табу, которые накладываются теми или иными органами. Так, в приведенном примере нарушение статуса «священной коровы» предопределяется соответствующим требованиям ЦКР Недра.

2. Вторая причина заключается в том, что классические дифференциальные уравнения многомерной многофазной фильтрации Маскета – Мереса (1936 г.) продиктовали методологии исследований во многих сопредельных научных нефтегазовых дисциплинах (физике и петрофизике пласта, интерпретации результатов ГИС и ГДИС, подсчете запасов нефти и газа, построении геологических и гидродинамических 3D-моделей пластов,подземной газогидродинамики и т.д.). В нефтегазовой науке все было благополучно до начала компьютерной эры. Официально в России с 2000 г. все (практически все) проектные документы стали создаваться на основе методологии компьютерного 3D-моделирования. Анализ-синтез проектных документов выявил множество несуразностей, которые не могли проявляться до 2000 г. вследствие упрощенных расчетных моделей пластов и методов прогнозирования показателей разработки. Указанный анализ-синтез привел к следующим суровым выводам. Сегодня в России (и в мире) отсутствуют месторождения нефти и газа с достоверным подсчетом геологических запасов. По этой причине отсутствуют месторождения, имеющие достоверные геологические 3D-модели. Соответственно, недостоверными являются гидродинамические 3D-модели залежей нефти и газа. Вследствие этого реализуемые системы разработки неадекватны реальной геологии продуктивных пластов. Отсутствуют требуемые для компьютерного 3D-моделирования методы исследования скважин и пластов. Сделаем некоторые пояснения, например, касательно подсчета запасов нефти и газа. Считается, что на госбалансе страны стоят геологические запасы. Это ошибочное мнение. На госбалансе числятся балансовые запасы. Это те запасы, которые находятся в так называемых коллекторах. Они определяются с использованием граничных значений открытой пористости, абсолютной проницаемости по газу, нефтенасыщенности и данных опробований скважин и отдельных интервалов продуктивного пласта. «Забраковываемые» некондиционные прослои в разрезе или площадные зоны относят к так называемым «неколлекторам». В «неколлекторах» всегда имеются какие-то трудноизвлекаемые запасы нефти и газа. Их ранее по праву относили к забалансовым. Таким образом, геологические запасы – это сумма балансовых и за балансовых запасов. Поэтому понятно, почему на госбалансе вместо геологических числятся балансовые запасы. Тогда также ясна причина того, что в докомпьютерную эру проектные документы составлялись на базе балансовых запасов. В ту эпоху геологи справедливо критиковали проектантов-разработчиков за то, что они не учитывают реалии геологического строения продуктивных пластов. Но упрощенные алгоритмы расчетов не позволяли учитывать претензии со стороны геологов. Ситуация коренным образом изменилась после 2000 г., когда стали создаваться подробные геологические и гидродинамические 3D-модели пластов. Однако продолжающееся следование концепции абсолютного порового пространства (АПП) приводило к подсчету только балансовых запасов, неучету забалансовых запасов в компьютерных 3D-моделях, а, следовательно – к нереалистичным прогнозным расчетам и системам разработки, неадекватным реальной геологии.

То есть эра компьютерного моделирования не могла не привести к рождению новой концепции эффективного порового пространства (ЭПП). Эта концепция позволила разрешить проблемные вопросы в сопредельных научных дисциплинах. Она настаивает на учете забалансовых запасов нефти и газа в 3D-моделях пластов, что позволяет избежать искажения геологического строения продуктивных пластов. Появилась возможность обосновывать адекватные системы разработки, а главное – создавать новые технологии, которые не могли быть созданы в рамках традиционной концепции абсолютного порового пространства (АПП). Следует отметить, что концепция ЭПП заставила нас создавать новые технологии исследования скважин и пластов. Одна из них –3D-методология гидропрослушивания пласта. В протоколе ЦКР от 13 октября 2005 г. нефтегазовым компаниям было рекомендовано при проектировании систем разработки основываться на концепции ЭПП (см. «Нефтяное хозяйство», №1,2006). За прошедшие годы идеи концепции ЭПП и следствия ее применения в теории и практике разработки месторождений нефти и газа мы докладывали на различных конференциях, публиковали в статьях и книгах. Наиболее полное изложение концепции ЭПП и ее следствий дается в книге: С.Н. Закиров и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. II. Москва - Ижевск, 2009, 483 с.

За рубежом имеется лишь одна публикация: Ringrose P.S. Totalproperty modeling: Dispelling the Netto-Gross Myth, SPE Res Evil & Eng. Oct. 2008, vol. 11, №5. Автор солидарен с идеей учета неколлекторов в геологических 3D-моделях. Однако он еще «не дорос» до включения их в гидродинамические 3D-модели. А ведь это – момент принципиальной важности. Несмотря на сказанное, концепция ЭПП со своими следствиями в теории и практике разработки месторождений нефти и газа медленно входит в жизнь отечественного нефтегазового недропользования. Без инновационной концепции ЭПП, на устаревших представлениях, ни о каких инновационных проектных документах и технологиях разработки сегодня речь идти не может.

 

«Должна быть заинтересованность обеих сторон – как заказчиков, так и исполнителей…

реальная цена, адекватные сроки»

В.В. Баушин /ООО «Дельта Ойл Проект»/

 

Проекты приобрели некий штамп, который к тому же устарел, но для развития направления нужны инновации, которые не развиваются без финансирования.

На стадии нормального развития нового проектирования, которое будет отражать реальную действительность сложного геологического строения и фильтрационных процессов в продуктивных коллекторах, потребность таких проектов очевидна. Такие проекты позволят

решать на кратно превосходящем уровне сложные и на текущий момент слаборешаемые задачи, такие, например, как проектирование циклического заводнения с использованием полимерных загустителей. Наиболее актуальными в проектировании, на мой взгляд, являются проблемы моделирования трещиноватости в карбонатных коллекторах и циклического заводнения залежи. В России имеется множество сильных институтов и организаций данного направления, которые могут при определенных условиях развивать проектирование. Но слабая заинтересованность

со стороны заказчика, низкая стоимость проекта и сжатые сроки приводят к тому, что проектирование осуществляется для галочки. Должна быть заинтересованность обеих сторон – как заказчиков, так и исполнителей, которая выражалась бы в реальной цене, адекватных сроках исполнения и мониторинге со стороны исполнителя с актуализацией БД и геолого-фильтрационной модели. И, безусловно, за исполнением проекта нужен контроль, который должны осуществлять, я считаю, только госорганы.

 

«Необходимо достижение консенсуса между недропользователем и проектирующей

организацией в понимании термина «качественный проектный документ»

В.Ф. Атапин, с.н.с. /департамент «Геология и разработка» ООО «СамараНИПИнефть»/

 

Цена и качество проекта взаимосвязаны, но цена не гарантирует качества. Скорее, цена проекта является отражением времени, выделяемого на создание проекта, и зависит от квалификации авторов проекта и используемых при проектировании программных продуктов. Качество проекта определяется, во-первых, объемом и достоверностью всей совокупности исходной геолого-промысловой информации, используемой при составлении проекта; во-вторых, квалификацией авторов проекта; в-третьих, качеством и возможностями используемых при проектировании программных продуктов и компьютеров. Качество проекта должна оценивать независимая государственная экспертиза, состоящая из высококвалифицированных специалистов и оценивающая качество ПР, а именно обеспечение максимальной нефтеотдачи пластов, с точки зрения интересов хозяина недр – государства. Основная проблема проектирования – это недостаточность и недостоверность используемой при проектировании исходной геологопромысловой информации. Создание качественного проекта возможно, но это очень трудная задача. Недостаточность и недостоверность используемой при проектировании исходной геолого-промысловой информации и противоречия интересов недропользователя (нефтяной компании) и владельца недр (государства), ограниченность возможностей применяемых при проектировании программных продуктов и компьютеров – все это не способствует качественному и тем более инновационному проектированию. На мой взгляд, инновационный проект – это проект, содержащий в рекомендуемом к внедрению варианте разработки новые технологические и технические решения, обеспечивающие значительное увеличение нефтеотдачи по сравнению с вариантами без данных технологий. К инновационным методам проектирования можно отнести: максимальный учет на базе качественно построенных трехмерных цифровых геологических и адаптированных гидродинамических моделей геологического строения продуктивных пластов, свойств насыщающих их флюидов и текущего распределения нефтенасыщенности по объему пласта при выборе системы разработки, размещении проектного фонда скважин и рекомендуемого комплекса геолого-технических мероприятий. Решения должны носить строго индивидуальный и адресный характер и обеспечивать максимальную нефтеотдачу по месторождению в целом. Заинтересованы ли недропользователи России в инновационных проектах? Да, в случае ограниченности имеющейся в их распоряжении ресурсной базы и невозможности (или ограниченности возможности) ее расширения. Пока есть месторождения и пласты с хорошими коллекторскими свойствами и маловязкими нефтями, внедрение инновационных технологий, требующих значительных дополнительных капитальных затрат, будет носить случайный (опытно-промышленный) характер. Это хорошо видно на примере Республики Татарстан, где имеется ограниченность ресурсной базы и поэтому столь широко, и активно внедряются инновационные технологии. Чтобы изменить сложившуюся на сегодняшний день ситуацию в области проектирования объектов нефтегазового комплекса, на мой взгляд, необходимо, во-первых, выполнение недропользователем и проектирующей организацией условий, обеспечивающих качество проекта (достаточный объем и достоверность всей совокупности исходной геолого-промысловой информации, высокая квалификация авторов проекта, использование качественных программных продуктов), во-вторых, достижение консенсуса между недропользователем и проектирующей организацией в понимании термина «качественный проектный документ».

 

«То, что проектирование ведется на уровне 70-х годов прошлого столетия, – это еще не недостаток»

А.В. Гришагин /гл. технолог ООО “СамараНИПИнефть”/

 

Следует согласиться, что потребность инновационного проектирования назрела уже давно, но здесь важно уйти от абсолютизации понятия «инновационное» и не забывать о фундаментальных знаниях прошлых лет, пока еще не опровергнутых практикой. То, что проектирование ведется на уровне 70-х годов как утверждает Р.Х. Муслимов, – еще не недостаток, тем более что далее у него следует противоречие своему же высказыванию (игнорирование общепризнанных классических методов решения задач разработки предлагается не допускать, и это уже справедливо). Ведь именно в 60-х и 70-ых годах как раз и закладывались общепризнанные классические методы решения задач разработки. Так, применяемое в настоящее время и развивающееся инновационное интегрированное проектирование появилось в 60-е годы двадцатого столетия и относится к задачам параллельной комплексной оптимизации процессов эксплуатации скважин и работы наземных установок, трубопроводов насосного оборудования и других объектов при моделировании разработки нефтяных месторождений [1].При рассмотрении новых стандартов разработки нефтяных месторождений, если иметь, например, в виду стандарт «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (М., 2007 – приказ № 61 от 21.03.2007 г.) [2], данный стандарт оставляет желать много лучшего.

Одна из проблем стандарта «Методические рекомендации…» – это нормативная оценка допускаемых погрешностей на прогнозируемый уровень запасов и добычи углеводородов на этапах выполнения проектов разработки, что существенно волнует недропользователей.

В таблице пункта 3.12 методических рекомендаций указаны допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации в зависимости от суммарного дебита нефтяных скважин рассматриваемых объектов (отклонения допускаются как в сторону увеличения, так и в сторону понижения). Дополнительно к этому следует учитывать, что отклонения могут явиться следствием недостаточной степени изученности месторождения, как в геологическом плане, так и по свойствам извлекаемых продуктов. Кстати, последнее подтверждается практикой, когда проектировщики наземного обустройства, используя данные из проектов разработки о физико-химических свойствах флюидов (часто взятые разработчиками по аналогии с ближайших месторождений) в гидравлических расчетах,получают неоптимальные диаметры трубопроводов. При наложении процента отклонения по изученности на процент отклонения по дебиту погрешность прогноза может достичь катастрофических показателей. То, что допускается на этапе выпуска проектно-технической документации (ПТД) разработки нефтяного месторождения (отклонение от факта до 50 %), не может быть принято на стадии проектирования наземного обустройства (ПД и РД), реализующегося в металле. Поэтому в соответствии с пунктами 1.7 и 2.132 ВНТП 3_85 [3] при проектировании объектов наземного обустройства применяют коэффициент запаса на отклонения в сторону увеличения в 20 %.

При выполнении этапов наземного обустройства, следующих за этапами проектов разработки и базирующихся на данных из предшествующих проектных документов, также возможно наложение отклонений. При выполнении проектов обустройства конкретного месторождения (объекты сбора, первичной подготовки нефти) необходимо учитывать данные о развитии региона.

Допущения, принимаемые в ПТД, в ПД и РД, в ряде случаев могут привести к необоснованному завышению проектных показателей по сравнению с фактическими показателями (недозагрузка оборудования) или к недоучету мощностей (перегрузка оборудования). Все перечисленное предопределяет необходимость, с одной стороны, повышения степени изучения объектов*, принимаемых к проектированию, с другой стороны, проведения специальных работ по пересмотру как самих нормативных допусков к рассматриваемому отклонению, так и методологических подходов к возможным вариантам отклонений.

Следует также рассмотреть проблемы с недоработкой стандарта в части полноты предложенных к учету факторов в процессе проектирования, а также игнорирования даже принятых к рассмотрению характеристик.

Несмотря на указанный перечень рассматриваемых свойств качественных и количественных параметров в соответствии с методическими рекомендациями по проектированию разработки, следует отметить, что проектно-технические документы (ПТД) на этапе проектов разработки в последнее время характеризуются неполнотой исходных данных, требующихся для проектирования разработки и наземного обустройства, особенно аномальных запасов с высоковязкой нефтью. Шаблоны таблиц проектов разработки по свойствам добываемых флюидов остаются иногда не заполненными полностью (на 100 %). Например, часто не приводятся данные по вязкости нефти при температуре 50 °С, а также могут отсутствовать данные о температуре застывания нефти. Если и приводятся данные по температуре плавления парафина, то нет данных по температуре его выпадения. Последний параметр, кстати, вообще не включен в табл.

4 «Физико-химическая характеристика дегазированной нефти» [2].

Нефтяникам следует понять, что на сегодняшний день для ряда месторождений как с активными запасами нефти (АЗН), так и трудноизвлекаемыми (ТЗН) требуется уже расширенный перечень информации о свойствах нефти, газа и воды. Например, без данных о содержании сероводорода или ионного железа в пластовых водах (требуется включить в табл. 8 «Свойства и состав пластовых вод» «Методических рекомендаций…») совершенно невозможно выстраивать долгосрочную стратегию разработки месторождения (в т.ч. сбора, транспорта, подготовки нефти и закачки воды в пласты на месторождениях). Однако указанные параметры не предусмотрены нормативными документами для обязательного определения при проведении проектных работ.

В дополнение к этому нефти с меньшей вязкостью могут быть смолистыми, а образуемые эмульсии – смешанными. Для обеспечения извлечения и подготовки таких эмульсий требуется внимательное изучение и мониторинг физико-химических свойств добываемой продукции, т.е. специальные исследования. Все вышесказанное указывает на необходимость пересмотра новых методик в рамках инновационного проектирования и требований к исследованиям физико-химических свойств нефти, а также, учитывая системный подход, к исследованиям свойств коллекторов. О важности такого пересмотра и проведения исследований на этапах выполнения ПТД говорит то, что проекты разработки являются фундаментом для последующих проектов наземного обустройства. С целью повышения степени прогноза и получения необходимых и достоверных данных на этапах проектирования разработки и наземного обустройства нефтяного месторождения предлагается дополнить и расширить таблицы с физико-химическими свойствами добываемых флюидов (табл. 4 «Физико-химическая характеристика дегазированной нефти» и 8 «Свойства и состав пластовых вод» («Методические рекомендации…»): 1) обязательно определять и указывать значение вязкости при температуре 50 °С; 2) к заполнению табл. 4 значениями вязкости подходить дифференцированно; например, для случаев нефти с низкими температурами застывания рекомендуется приводить данные для температур 5-10, 20 и 50 °С, и, наоборот, не приводить значения вязкости при температуре 20 °С, если нефть застывает, например, при плюс 30 °С, а определять значения вязкости для температур соответственно 40, 5 и 60 °С; 3) при весовом содержании парафинов в нефти более 6 %, как минимум, определять группы фракций углеводородов С10-С20 и С21-С30; 4) кроме температуры плавления парафина дополнительно определять температуру насыщения нефти парафином (для определения условий его выпадения в стволе скважин и в трубопроводных системах сбора); 5) рассмотреть возможность приведения в табл. 4 кроме диапазона и средних значений характеристик дополнительного столбца с данными об индивидуальных свойствах флюидов с сохранением баланса состава; 6) дополнить табл. 4 данными о технологической классификации нефтей в соответствии с ГОСТ 91266 или ОСТ 38.01197.80; 7) табл. 8 дополнить четвертым столбцом с наиболее представительным (при сравнении суммы анионов с катионами) анализом пластовой воды, чтобы в расчетах, например, по совместимости вод использовать истинные (а не средние, с неправильным балансом химического состава вод) значения компонентов;

8) в связи с тем, что часто воды девонских пластов аномально содержат сероводород, а воды карбона, наоборот, ионное железо, и с учетом встречающейся совместной добычи разносортных пластов дополнить табл. 8 значениями содержания сероводорода и железа в пластовых водах.

Уже только эти мероприятия позволят специалистам более качественно ориентироваться в решении ставящихся задач разработки и обустройства нефтяных месторождений. Если сюда добавить использование новых подходов к гидродинамическому моделированию пласта с учетом исторического образования нефтегазоносных формаций и фаций, то степень аппроксимации расчетов и соответствия проектных и фактических показателей повысится. Литература:

1. Гришагин А.В., Кологреева Т.И., Трошков Ю.М., Шашель В.А. О проблемах интеграции системы

«пласт – скважина – обустройство – экономика» на примере Западно-Коммунарского нефтяного

месторождения // НТ Вестник Роснефть – 2009. – №1. – С. 30-35.

2. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М., 2007. – Приказ № 61 от 21.03.2007 г.

3. ВНТП-3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки

нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

 

«Каждое месторождение требует особого подхода»

Р.Д. Каневская, д.т.н., проф. /ООО «НТЦ РуссНефть», заместитель генерального директора по научной работе/

 

Инновационный проект – это научно-исследовательская работа по конкретному месторождению, выполняемая по мере необходимости в рамках постоянного мониторинга разработки с привлечением всего комплекса современных методов и средств проектирования и моделирования. Эта работа должна включать в себя наиболее полный анализ всей имеющейся информации об изучаемом объекте, его геологическом строении и геолого-физической характеристике пластов и насыщающих их флюидов, истории разработки, всевозможных исследованиях и опыте применения различных технологий; компьютерную геологотехнологическую модель месторождения, обобщающую все имеющиеся данные; прогнозные варианты и рекомендации по дальнейшей разработке, сформированные с учетом фактического состояния, опыта разработки подобных объектов, рациональных принципов разработки месторождений и предусматривающие применение современных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, обоснованных для конкретного объекта. Каждое месторождение уникально, поэтому требует особого подхода. При постановке выполнения проектных документов "на поток" и в сжатые сроки зачастую теряется качество работы. Поэтому (особенно если речь идет о значимых для недропользователя активах) целесообразно вести непрерывный мониторинг разработки на основе постоянно действующей геолого-технологической модели. Такой подход может стать гарантией того, что в модели будет аккумулирована вся информация, поступающая в ходе бурения, разработки и изучения объекта. Только современные компьютерные технологии, используемые высококвалифицированными специалистами, позволяют собрать воедино и обобщить все разнородные данные. В ходе мониторинга модель постоянно совершенствуется и обновляется, поэтому при возникновении необходимости в выполнении нового проектного документа проблема создания наиболее сложной и трудоемкой части проекта – геолого-гидродинамической модели месторождения – оказывается практически решенной. В результате мониторинг разработки на основе постоянно действующей модели, которая по мере необходимости используется  для проектирования, может оказаться менее затратным, чем выполнение некачественных проектов.

К экспертизе проектных документов целесообразно привлекать признанных авторитетных ученых и специалистов, которые сами имеют достаточный опыт проектирования. Использование формальных приемов для проверки качества проектов и моделей зачастую может завести в тупик или стать причиной неправильного решения. Здесь определяющими факторами должны быть опыт и знания эксперта. При оценке коэффициента нефтеизвлечения и проектировании необходимо иметь в виду, что достоверность прогноза напрямую зависит от объема исходных данных и продолжительности периода истории разработки. Степень подробности модели должна соответствовать объему имеющейся информации. Обычно считается, что расчетный период, в течение которого прогноз можно считать достоверным, сопоставим с продолжительностью периода истории. Поэтому иногда стремление получить при помощи модели тот же коэффициент нефтеизвлечения, который был рассчитан ранее на другом объеме исходных данных, может привести к некорректным результатам.

 

«Согласен с тезисом о роли государства, которое должно

создать комфортные условия для инновационных проектов и поддержать их инициаторов»

А.В. Петухов, д.г.-м.н., проф. /Санкт-Петербургский государственный горный университет, кафедра РНГМ, г. Санкт-Петербург/

 

В точке зрения Р.Х. Муслимова отражены многие недостатки процесса выполнения проектов разработки. К его мнению можно добавить, что в настоящее время очень часто геологическая модель месторождения не стыкуется с гидродинамической моделью. При моделировании процесса разработки проектировщики обычно вручную подгоняют геолого-геофизические параметры пластов, чтобы полученные данные совпали с историей разработки, с показателями добычи по отдельным скважинам и участкам залежей. Недавно я присутствовал на научной конференции, где рассматривались вопросы моделирования, и с удивлением узнал, что геологи составляют свои литофациальные геологические модели, например, в программе Petrel, а разработчики составляют свои гидродинамические модели, например, в программе Tempest MORE или Eclipse, и они не соответствуют геологическим моделям. Абсолютно согласен с тезисом о роли государства, которое должно создать комфортные условия для инновационных проектов и поддержать их инициаторов. Качество проекта, на мой взгляд, во многом определяется достоверностью геолого-физических параметров, которые мы используем для проектирования. При подсчете запасов и моделировании процесса разработки мы оперируем средними или средневзвешенными значениями параметров, которые имеют в природе очень большой разброс, поэтому использование средних значений, не отражающих весь спектр их фактических вариаций в природных объектах, приводит к неправильным результатам. Качество проекта обычно оценивает комиссия по разработке – территориальная (ТКР) или центральная (ЦКР), в состав которой должны входить грамотные, квалифицированные специалисты, владеющие всеми вопросами проектирования разработки. Я думаю, что в составе ЦКР таких специалистов достаточно, а вот в некоторых ТКР очень часто встречаются непрофильные специалисты, из-за чего страдает качество оценки проектов. Инновационными можно считать проекты по добыче сланцевого газа или сланцевой нефти, а также угольного метана, реализованные в США. Хотя эти проекты в последнее время вызвали много различных дискуссий и различных мнений, в том числе негативного характера, несомненно одно: это очень смелые, рискованные и технологичные инновационные проекты, которые без поддержки со стороны государства вряд ли можно было осуществить.

Заинтересованы ли российские недропользователи в инновационных проектах?

Приведу простой пример. Как только государство объявило о введении льготного налогообложения предприятий, занимающихся добычей тяжелых высоковязких нефтей, недропользователи сразу же начали проявлять интерес к инновационным технологиям в

области тепловых и других методов разработки залежей ВВН.

 

Russian (CIS)English (United Kingdom)


 

Новости отрасли

Нефтяники выбрали лучшую нефтегазовую выставку – «НЕФТЬ И ГАЗ» / MIOGE

16-21 октября 2017 года в Сочи состоится 5-я международная научно-практическая конференция “Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы”. Это не просто рядовое мероприятие, конференция должна принести серьезную пользу для отрасли.

В книжном магазине издательского дома “Нефть. Газ. Новации” появилась новая книга “Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях” авт. И.А. Дьячук., Ю.В. Зейгман.

Международный газовый союз/ IGU поддержал выставку «НЕФТЬ И ГАЗ» / MIOGE 2017 и Российский нефтегазовый конгресс/ RPGC 2017

ПАО «Газпром» вновь подтвердил участие со стендом в Международной выставке «НЕФТЬ И ГАЗ» / MIOGE

Компания TACTISE представила новый программный продукт – систему ИНДОРА

Новое - хорошо забытое старое

(Опубликовано в №06/2011 журнала «Нефть. Газ. Новации»)