CC BY
53
УДК: 622.276 DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-255-270
ЦИФРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ
Н.А. Еремин
Одним из вызовов нефтяной промышленности являются создание, внедрение и масштабирование инновационных и цифровых технологий по разработке нетрадиционных ресурсов углеводородов, включая высоковязкую нефти и битумы. Рассмотрена текущая ситуация с действующими технологиями разработки месторождений с нетрадиционными ресурсов нефти, а также передовые технологии строительства суперскважин на сланцевых месторождениях углеводородов и бионических скважин для извлечения высоковязкой нефти и битумов за рубежом. Рассмотрена технология «холодной добычи» с применением бионических скважин на месторождениях Венесуэлы со сверхвязкой нефтью и битумами.
Ключевые слова: традиционные запасы углеводородов, нетрадиционные запасы углеводородов, трудноизвлекаемые запасы, нефть, битумы, горизонтальная скважина, разветвленная скважина, бионическая скважина, суперскважина.
Введение
Нефтегазовая отрасль является ключевым звеном российской экономики. Доля нефтегазовых доходов в бюджете страны с 2006 по 2021 гг. возросла с 35 до 51 %. В нефтегазовые доходы Минфин России включает поступления от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ, с 2008 г.), экспортные таможенные пошлины, платежи по новому налогу на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД, с 2019 г.) и акциз на нефтяное сырье, направленное на переработку. В настоящее время в нефтегазовых доходах страны не учитываются налоги от компаний нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей. Вышеприведенные оценки не включают в себя поступления общего характера от нефтегазовой отрасли (налог на прибыль, налог на добавленную стоимость, дивиденды и страховые взносы нефтегазовых компаний). Налог на добавленную стоимость поступает в федеральный бюджет, большая часть налога на прибыль - в бюджеты регионов, а страховые взносы - во внебюджетные фонды. Две трети дивидендов в федеральный бюджет поступает от крупнейших нефтегазовых компаний. Минфин России не включает поступления общего характера от нефтегазовой отрасли в свою оценку нефтегазовых доходов в рамках бюджетного правила, в силу сложности их объективной и оперативной оценки в ежегодной налоговой отчетности компаний. По оценке экспертов РБК сумма поступлений общего характера от сектора апстрим превысила 10,5 трлн руб. по итогам 2018 г., то есть оказалась практически на 17 % больше оценки Минфина России
нефтегазовых доходов для федерального бюджета. В целом, нефтегазовые доходы в широком понимании (нефтегазовые доходы по ежегодной отчетности Минфина России и поступления общего характера от сектора апстрим) составляют больше трети всех доходов российской бюджетной системы (федерального бюджета, бюджетов регионов и социальных фондов).
К основным текущим вызовам нефтегазовой отрасли, как в мире, так и в России относятся следующие: рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти, снижение объёмов прироста запасов углеводородов; ухудшение качества остаточных запасов нефти и газа; вступление в позднюю стадию разработки большинства уникальных и гигантских месторождений нефти и снижение добычи нефти на 4 % ежегодно или 2,5 млн барр. в день на старых традиционных месторождениях.
Разработка залежей с нетрадиционными запасами и трудноизвлекае-мой нефтью методом - заводнением зачастую малоэффективна. Единственная альтернатива - применение активных методов воздействия, иными словами методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и/или методов повышения нефтеотдачи (МПН). В настоящее время разработаны и применяются свыше двух десятков методов воздействия, а на их основе - десятки технологий нагнетания в пласт различных рабочих агентов. Извлекаемые запасы природных углеводородов значительно возрастают при использовании наиболее пригодных и эффективных методов воздействия для каждой конкретной залежи. МУН/МПН - это высоко технологические методы по сравнению с разработкой залежей на естественных режимах и методом заводнения. Применение МУН/МПН сопровождается ростом науко-, энерго- и трудоемкости проводимых работ. Выбор соответствующего МУН/МПН для залежи природных углеводородов приводит к росту извлекаемых запасов (и, соответственно, приросту нефтеотдачи) и к снижению технологического и финансового риска при разработке.
На рис. 1 показана классификация жидких углеводородов.
Доказанные запасы нефти среди основных нефтедобывающих по данным компании ВР распределены следующим образом, в %: Венесуэла - 23, Саудовская Аравия - 18, Канада - 13, Иран - 10, Ирак - 10, Россия - 7, Кувейт - 7, ОАЭ - 6, Габон - 3 и США - 3. Основной прирост запасов углеводородов обеспечивается за счет новых открытий - 60 % и внедрения инновационных и цифровых технологий нефтегазодобычи - 40 %.
На рис. 2 показана историческая и прогнозная добыча по основным типам нефти (традиционной, глубоководной, тяжелой и сланцевой).
Рис. 1. Классификация жидких углеводородов. Источник: МЭА
Распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по основным странам представлено на рис. 3.
Рис. 2. Историческая и прогнозная мировая добыча по основным типам нефти (традиционной, глубоководной, тяжелой и сланцевой)
Рис. 3. Распределение запасов тяжелой нефти по основным нефтедобывающим странам, млрд барр. Источник: иЗСЗ
Государственным балансом запасов на 1 января 2019 г. в Российской Федерации учтено 3372 месторождения, в которых расположены 14 315 нефтенасыщенных пластов, из них 11 648 представлены терригенным и 2667 карбонатным коллекторами. Суммарные текущие технологически извлекаемые запасы нефти составляют 30 млрд т, из которых 23 млрд т приходятся на 2164 месторождения, находящихся на этапе промышленной разработки с запасами и 7 млрд т приходятся на 1208 месторождений, находящихся на этапе разведки и пробной эксплуатации.
Запасы
Южный и Северо-Кавказский 1%
Рис. 4. Распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по Федеральным округам РФ в % от общероссийских запасов
Распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по федеральным округам РФ в % от общероссийских запасов показано на рис. 4.
Интенсификация освоения ресурсов углеводородов и производство продуктов с высокой добавленной стоимостью на их основе в арктических и удаленных регионах страны возможна на пути выявления наилучших практик в России и за рубежом с использованием методов искусственного интеллекта. В 2021 году ИПНГ РАН подготовил и направил в Минэнерго стратегию цифровой модернизации нефтегазовой отрасли, включая масштабирование инновационных и цифровых технологий для нетрадиционных углеводородов и трудноизвлекаемой нефти. Стратегия цифровой модернизации нефтегазовой отрасли предусматривает внедрение цифровых нефтегазовых технологий, экосистемных и платформенных решений на основе интеллектуальных программно-аппаратных комплексов; нормативное регулирование цифровой нефтегазовой среды; информационно-коммуникационную безопасность; сбор, передачу и обработку наборов открытых больших геоданных, содержащимся в государственных и коммерческих информационных системах; создание опто-волоконных и квантовых информационнно-коммуникационных систем, внедрение инновационных решений в виде цифровых двойников; опережающую подготовку (переподготовку) кадры для цифровой нефтегазовой экономики; переход на безлюдное цифровое управление нефтегазового производства.
На рис. 5 показано содержание основных фракций в сланцевой, тради-
ционной и тяжелой нефти. Тяжелые Средние Легкие остатки дистилляты фракции Усредненный ■
Eagle Ford 1 Bakken |
WTI |
Brent |
Arabian Light |
WCS |
(Канада) 1 Merey I
(Венесуэла) 1 0% 20 40 60 80 100
Рис. 5. Содержание основных фракций в сланцевой, традиционной
и тяжелой нефти. Источник: ИНЭИ
В связи с высокой актуальностью разработки месторождений с осложненными условиями и трудноизвлекаемыми запасами, подготовки товарной продукции нефтегазохимии и переработки с высокой добавленной стоимостью из «сырых» нефти и газа важной задачей становится создание благоприятного инвестиционного климата для нефтегазового комплекса страны.
Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) нефти и газа (Hard-to-recover reserves) - это запасы месторождений с осложненными условиями разработки как природного (аномальная по характеристикам нефть, низкопроницаемые коллекторы, низкопродуктивные пласты и т.д.) так и техногенного характера (нефть выработанных месторождений, обводненные залежи и т.д.). Из общих запасов нефти России категории А+В+Ci, 18 млрд т, к категории трудноиз-влекаемых можно отнести около 12 млрд т или 66 %. В зависимости от стоимости нефти на мировых рынках трудноизвлекаемые запасы углеводородов варьируются: с ростом стоимости нефти и газа они уменьшаются, а с падением стоимости нефти и газа - возрастают. Внедрение цифровых технологий в нефтегазовое дело приводит к падению эксплуатационных затрат и, соответственно, уменьшению доли трудноизвлекаемых запасов.
К трудноизвлекаемым запасам углеводородов принято относить:
• заключенные в сложных коллекторах с низким коэффициентом извлечения (менее 0,05 мкм2), в том числе нефти и газа в доломитах, плотных песчаниках, глинистых сланцах, меловых породах, промежуточном комплексе отложений, баженитах;
• в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах) или нефтегазовых залежах в зоне контакта нефть-газ (газонефтяных зонах);
• содержащие высоковязкую нефть, которая характерна низкой подвижностью в пласте, сложностью подъема на поверхность и дальнейшей транспортировки. Для добычи используются технологии: закачка в пласт горячей воды (пара), применения специальных обогревателей и винтовых насосов;
• характеризующиеся высокой газонасыщенностью и извлечение которых ограничено предельно допустимой величиной депрессии, не вызывающей необратимую деформацию горной породы;
• в составе которых в растворенном и / или свободном газе присутствуют агрессивные компоненты (сероводород, углекислота) в количествах, требующих применения специального оборудования и технологии работ при бурении скважин и добыче нефти;
• залегающие на больших глубинах (более 4000 м);
• с пластовой температурой 1000 °С и выше;
• с низкой разницей между пластовой температурой и температурой
застывания парафина и смол,
• извлекаемые с применением термических методов или закачки реагентов,
• запасы подгазовых частей тонких (до 3 метров) нефтяных оторочек и запасы периферийных частей залежей, которые имеют насыщенные нефтью толщины меньше предельных для рентабельной разработки сетью эксплуатационных скважин, характеризуемые низким коэффициентом извлечения нефти (КИН). Проблемой могут быть неконтролируемые прорывы газа к нефтяным скважинам. Для добычи используют специальные технологии изоляции нефтяных и газовых пластов,
• нетрадиционные запасы: сверхтяжелая нефть, битуминозные пески, керогеновая нефть, нефть горючих сланцев.
К истощенным (остаточным) рекомендовано относить запасы залежей (объектов разработки):
• после извлечения 80 % начальных апробированных государственной экспертизой извлекаемых запасов нефти промышленных категорий;
• с текущей обводненностью добываемой продукции более 90 %;
• с текущим газовым фактором, превышающим 10 начальных (нефтегазовые залежи).
По оценке Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции около 10...11 млрд т нефти являются нетрадиционными запасами, из них на объекты со сложным геологическим строением приходится 2,3; низкопроницаемые пласты - 2,0; остаточная нефть выработанных и высоко обводненных месторождений - более 2,0; запасы месторождений, которые расположены далеко от существующей инфраструктуры - 3 - 4.
Крупнейший в мире Западно-Сибирский центр нефтегазодобычи характеризуется вступлением уникальных нефтяных и газовых месторождений в зрелую и позднюю стадии разработки; резким сокращением «активных» запасов легкой маловязкой нефти и сухого газа; обводненностью продукции до 80.99 %; исчерпанием высокопродуктивных запасов углеводородов на глубинах до 3,0 км, низким коэффициентом фондоотдачи и производительности труда. Сырьевая база углеводородов России находится в периоде стагнации; а потенциал наращивания сырьевой базы ограничен из-за недостаточной геологической изученности недр.
Распределение запасов традиционной и трудноизвлекаемой нефти в мире и России представлено на рис. 6, а и 6, б.
а
б
Рис. 6. Распределение запасов и нетрадиционных углеводородов:
а - в мире; б - в России
Цифровая модернизация нефтегазовой отрасли способствует укреплению позиций России на мировом нефтегазовом рынке в условиях ужесточения санкционной политики некоторых зарубежных стран. Очевидно, что развитие геологической отрасли должно идти по пути цифровизации и открытости геологической информации. Разведанных запасов на разрабатываемых месторождениях нефти хватит на 35 лет добычи, природного газа -более чем на 50 лет. Доля трудноизвлекаемой нефти выросла до 65 % от всех запасов нефти.
Третичные методы или методы повышения/увеличения нефтеотдачи (МПН/МУН) подразделяются на тепловые (нагнетание пара и горячей воды, внутрипластовое горение, термогаз); физико-химические (нагнетание водных растворов ПАВ, полимеров (см. рис. 7, пен, щелочей и кислот); газовые (нагнетание водных растворов углеводородного газа, СО2 и азота); микробиологические (нагнетание водных растворов биоПАВ, биополимеров и меласс-ное заводнение) и волновые или акустические). Третичные методы или методы увеличения и повышения нефтеотдачи пластов МУН/МПН (ЮЯ/БОК) основаны на более сложных механизмах и процессах нефтевытеснения из пористых сред по сравнению с традиционным заводнением, требуют специального научного обеспечения на стадиях опытно-промышленных работ и адаптации технологии к конкретным геологическим условиям месторождения; проектирования применения технологий извлечения нефти с учетом характеристик пласта и пластовых жидкостей. Средний коэффициент извлечения нефти (КИН) в мире - 30 %; США - 39 %; в России: средний проектный КИН по данным ГКЗ - 38 % и средний текущий КИН - 29 %.
Рис. 7. Третичные методы: а - ПАВ - полимерное заводнение и б - нагнетание ASP - alkaline - surfactant - polymer flooding, щелочь - ПАВ - полимерное заводнение.
Источник: ПАО «Газпромнефть»
Паротепловое воздействие в России реализуется на месторождениях Усинское, Охтинское, Катангли, Гремихинское, Ярегское и Ашальчинское. Внутрипластовое горение - Арланское и Гнединцевское. Нагнетание горячей воды - Харьягинское и Вала Гамбурцева. Нагнетание углеводородного газа: Самотлорское, Гой-Корт, Озен-Суат, Ромашкинское, Восточно-Перевальное, Средне-Хулымское, Котовское месторождение и Антиповско-Балыклейское. Термогазовый метод воздействия: Гнединцевское и Средненазымское. Научные проблемы применения МПН и МУН связаны с регулированием продвижения оторочек растворов химреагентов; снижением адсорбции химреагентов на скелет горной породы; созданием композиций химреагентов для конкретных геологических пластовых условий; снижением вязкости нефти химреагентами в пластовых условиях; 3D моделированием процессов фильтрации различных агентов нефтеизвлечения, регулированием процесса внут-рипластового окисления нефти и другими внутрипластовыми процессами. Дополнительная добыча нефти за счёт третичных методов увеличения нефтеотдачи зависит от стоимости нефти на рынке, в млн т/год: мир в целом -100... 130; США - 30.40 и Россия - 1.1,5.
Коэффициент извлечения нефти (КИН) в России варьирует в широком диапазоне, но в среднем равен общемировому уровню. Подавляющее большинство крупнейших месторождений как в России, так и в мире выходят на поздние стадии разработки, в силу чего, актуальным вопросом становится применение МУН (IOR) и МПН (EOR) для трудноизвлекаемых запасов.
Всего в России по состоянию на 2018 г. насчитывается 27 проектов с МУН. Наибольшие объемы добычи нефти за счет МУН достигнуты в Урало-Поволжье - 54 %. Наиболее распространенным третичным МУН в России являются термические методы увеличения нефтеотдачи. На их долю приходится до 70 % от всей добычи за счет МУН. Химические МУН обеспечивают до 30 % от общей добычи нефти за счет МУН в России.
До сих пор не разработаны эффективные технологии по рентабельному извлечению запасов из глубокозалегающих горизонтов разрабатываемых месторождений и нетрадиционных коллекторов баженовской свиты и дома-никовых отложений.
Мировые запасы сверхвязкой нефти и битумов превышают 640 млрд тонн, при этом на долю России приходится более 75 млрд тонн. Основными технологиями разработки залежей со сверхвязкой нефтью и битумами являются: CP (Cold Production, horizontal wells - Холодная добыча, бионические и горизонтальные скважины); CHOPS (Cold Heavy Oil Prod. with Sand - Холодный метод добычи тяжелой нефти с песком); VAPEX (Vapor-Assisted Petr. Extraction - Углеводородная добыча при закачке пара); SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage Гравитационное дренирование при закачке пара); HCS (Horizontal Cyclic Steam)- Горизонтальное циклическое нагнетание пара); THAI™(Toe-to-Heel Air Injection, см. рис.8) нагнетание воздуха«с носка на пятку») и PPT (Pressure Pulsing Technology -Технология пульсовых колебаний давления).
Метод THAI является безопасным, предсказуемым и надежным методом внутрипластового горения. Он имеет более низкие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и выбросы парниковых газов, чем SAGD. Битум превращается в тяжелую нефть в скважине, что повышает стоимость активов и снижает затраты на разбавитель на 33 %. Применимость THAI исключительна: большая часть запасов битума в провинции Альберта, Канада, может быть извлечена с использованием метода THAI.
При разработке месторождений с высоковязкой нефтью и битумами методом «холодной добычи» применяется строительство систем размещения бионических скважин. Автоматизация, интеллектуализация и роботизация буровых работ способствует нивелированию влияния человеческого фактора, повышению продуктивного времени строительства и эффективности бурения скважин [3 - 7].
Рис. 8. THAI™ (Toe-to-Heel Air Injection) нагнетание воздуха «с носка на пятку» и PPT (Pressure Pulsing Technolog — Технология пульсовых
колебаний давления)
Рис. 9. Суперскважина на участке сланцевого месторождения
площадью 2,6 км2
ИПНГ РАН в 2021 г. завершил многолетнюю работу в рамках гранта Минобрнауки России по созданию прорывной интеллектуальной системы предупреждения осложнений при строительстве скважин (ИС ПОАС) с ис-
пользованием 3D-геологических моделей, гибридных высокопроизводительных систем, облачных технологий, интернета вещей и блокчейна. По результатам работ было зарегистрировано шесть свидетельств регистрации программ для ЭВM и получены первые в России и мире патенты в области интеллектуальных систем выявления и прогнозирования осложнений в процессе строительства нефтяных и газовых скважин. Автором опубликованы многочисленные статьи по применению MУH/MПH на месторождениях с традиционными и нетрадиционными запасами нефти [8-20].
Заключение
Существует реальная возможность увеличения KHH на реализуемых в настоящее время проектах в РФ с применением MYH и MQH (термохимических, водогазовым, газовым, биометодам и др.). ^обходимо приступить к разработке федеральной целевой программы оценки запасов, содержащихся в месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. В общероссийской добыче нефти доля TРИЗ пока относительно невелика - 7,2 %, но она постоянно растет. А потенциальный объем извлечения трудноизвлекаемых запасов достигает 200 млрд тонн нефти. Одним из наиболее перспективных направлений освоения TРИЗ является добыча сверхвязкой нефти.
Статья подготовлена в рамках выполнения государственного задания (тема «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности (фундаментальные, поисковые и прикладные исследования)», № ААААА19-119013190038-2).
Список литературы
1. Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н, Еремин HA. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России // Юфтяное хозяйство. 2017, №10. С.2-6.
2. О термическом повышении нефтеотдачи при добыче высоковязких нефтей и битумов для месторождений Венесуэлы / А. А. Mаркано Гонсалес [и др.] // Актуальные проблемы нефти и газа. 2019. T. 24, № 1. С. 1-12. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2019-24.art9.
3. First Implementation of Robot Technology for the Drill Floor / L. Raunholt [et al.] // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. Offshore Mediterranean Conference, 2017.
4. The Application of Robotic Drilling Systems in Extreme Environments / M. Watt [et al.] // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference. Society of Petroleum Engineers, 2016.
5. Improvements and Capabilities of the CRD100 Subsea Robotic Drilling Platform / P. J. Hampton [et al.] //Offshore Technology Conference. Offshore Technology Conference, 2016.
6. Sondervik K. Autonomous Robotic Drilling Systems // SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam. The Netherlands. 5-7 March 2013.
7. Ивлев А. П., Еремин Н. А. Петроботика: роботизированные буровые комплексы // Бурение и нефть. 2018. № 2. С. 8-13.
8. Vodop'yan A. O., Duplyakin V. O., Chernikov A. D. Software component "Oil and gas blockchain" N. A. Eremin // Certificate of registration of the computer program RU 2020614626, 04/17/2020. Application No. 2020613699 dated 03/27/2020.
9. Software component "Neural network calculations - building models for predicting complications and emergencies during drilling and construction of wells" (PCNR) / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020660892, 09/15/2020. Application No. 2020660182 dated 09/08/2020.
10. Software component "Adaptation of generalized neural network models for predicting complications and emergencies to geophysical parameters when drilling a specific well" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020660890, 09/15/2020. Application No. 2020660179 dated 09/08/2020.
11. Software component "Indication of the forecast of complications and emergencies during drilling and construction of wells" (PK "Indication") / N.A. Er-emin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020661356, 09/22/2020. Application No. 2020660450 dated 09/14/2020.
12. Software component "Orchestration - integration of modules of the system for predicting complications and emergencies during drilling and well construction" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020660891, 09/15/2020. Application No. 2020660181 dated 09/08/2020.
13. Software component "Feedback" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020665410, November 26, 2020. Application No. 2020661058 dated September 25. 2020. Publication date: November 26. 2020.
14. Automated system for detecting and predicting complications during the construction of oil and gas wells / А. N. Dmitrievsky [and others] // Patent for invention RU 2 745 137 C1, 22.03.2021. Application No. 2020129673 dated 09/08/2020. Automated system for identifying and predicting complications during the construction of oil and gas wells.
15. Еремин Н. А., Богаткина Ю. Г., Лындин В. Н. Особенности разработки и экономической оценки Приразломного арктического месторождения // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2020. № 2(182). С. 20-24. DOI 10.33285/1999-6942-2020-2(182)-20-24.
16. Дерешкявичене Анко Геологическое обоснование повышения эффективности освоения месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана: автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. Москва. 2011.
17. Ермаков П. П., Еремин Н. А. Математические модели использования азота для увеличения нефтеотдачи // Нефтепромысловое дело. 1997. № 12. С. 18-21.
18. Ермаков П. П., Еремин Н. А. Нагнетание азота в пористые среды для увеличения нефтеотдачи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1996. № 11. С. 45-50.
19. Еремин Н. А. О горизонтальных технологиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1996. № 3. С. 36-37.
20. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь / Н. А. Еремин, А. Б. Золотухин, Л. Н. Назарова, О. А. Черников. Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 1995. 190 с.
Еремин Николай Александрович, д-р техн. наук, проф., гл. науч. сотр., ermn@mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН); Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина
DIGITAL TECHNOLOGIES FOR RECOVERY OF UNCONVENTIONAL OIL RESERVES
N.A. Eremin
One of the challenges of the oil industry is the creation, implementation and scaling of innovative and digital technologies for the development of unconventional hydrocarbon resources, including high-viscosity oil and bitumen. The article considers the current situation with the existing technologies for the development offields with unconventional oil resources. The advanced technologies for the construction of superwells in shale hydrocarbon deposits and bionic wells for the extraction of high-viscosity oil and bitumen abroad are considered. The technology of "cold production" with the use of bionic wells in the fields of Venezuela with extra-viscous oil and bitumen is considered.
Key words: conventional hydrocarbon reserves, unconventional hydrocarbon reserves, hard-to-recover reserves, oil, bitumen, horizontal well, branched well, bionic well, superwell.
Eremin Nikolay Alexandrovich, doctor of technical sciences, professor, chief of science. sotr., ermn@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS); Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
Reference
1. Abukova L.A., Dmitrievsky A.N., Eremin N.A. Digital modernization of the oil and gas complex of Russia // Oil economy. 2017, No.10. pp.2-6.
2. On the thermal increase of oil recovery during the extraction of high-viscosity oils and bitumen for Venezuelan deposits / A. A. Marcano Gonzalez [et al.] // Actual problems of oil and gas. 2019. vol. 24, No. 1. pp. 1-12. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2019-24.art9.
3. First Implementation of Robot Technology for the Drill Floor / L. Raunholt [et al.] // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. Off-shore Mediterranean Conference, 2017.
4. The Application of Robotic Drilling Systems in Extreme Environ-ments / M. Watt [et al.] // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Confer-ence. Society of Petroleum Engineers, 2016.
5. Improvements and Capabilities of the CRD100 Subsea Robotic Drilling Platform / P. J. Hampton [et al.] //Offshore Technology Conference. Offshore Technology Conference, 2016.
6. Sondervik K. Autonomous Robotic Drilling Systems // SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam. The Netherlands. 5-7 March 2013.
7. Ivlev A. P., Eremin N. A. Petrobotics: robotic drilling complexes // Drilling and Oil. 2018. No. 2. pp. 8-13.
8. Vodop'yan A. O., Duplyakin V. O., Chernikov A.D. Software component "Oil and gas blockchain" N. A. Eremin // Certificate of registration of the computer program RU 2020614626, 04/17/2020. Application No. 2020613699 dated 03/27/2020.
9. Software component "Neural network calculations - building models for predicting complications and emergencies during drilling and construction of wells" (PCNR) / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020660892, 09/15/2020. Application No. 2020660182 dated 09/08/2020.
10. Software component "Adaptation of generalized neural network models for predicting complications and emergencies to geophysical parameters when drilling a specific well" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of regis-tration of the computer program RU 2020660890, 09/15/2020. Application No. 2020660179 dated 09/08/2020.
11. Software component "Indication of the forecast of complications and emergencies during drilling and construction of wells" (PK "Indication") / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020661356, 09/22/2020. Application No. 2020660450 dated 09/14/2020.
12. Software component "Orchestration - integration of modules of the system for predicting complications and emergencies during drilling and well construction" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020660891, 09/15/2020. Application No. 2020660181 dated 09/08/2020.
13. Software component "Feedback" / N.A. Eremin [and others] // Certificate of registration of the computer program RU 2020665410, November 26, 2020. Application No. 2020661058 dated September 25. 2020. Publication date: November 26. 2020.
14. Automated system for detecting and predicting complications dur-ing the construction of oil and gas wells / A. N. Dmitrievsky [and others] // Pa-tent for invention RU 2 745 136 C1, 03/22/2021. Application No. 2020129671 dated 09/08/2020. Automated system for identifying and predicting complications during the construction of oil and gas wells.
15. Eremin N. A., Bogatkina Yu. G., Lyndin V. N. Features of development and economic evaluation of the Prirazlomnoye Arctic deposit // Problems of economics and management
of the oil and gas complex. 2020. No. 2(182). pp. 20-24. DOI 10.33285/1999-6942-2020-2(182)-20-24.
16. Dereshkevichene Anko Geological justification of increasing the efficiency of the development of deposits of ultra-viscous oils and natural bitumen of Tatarstan: abstract. dis. ... Candidate of Geological Sciences. Moscow. 2011.
17. Ermakov P. P., Eremin N. A. Mathematical models of nitrogen use to increase oil recovery // Oilfield business. 1997. No. 12. pp. 18-21.
18. Ermakov P. P., Eremin N. A. Injection of nitrogen into porous media to increase oil recovery // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 1996. No. 11. pp. 45-50.
19. Eremin N. A. On horizontal technologies // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 1996. No. 3. pp. 36-37.
20. The choice of the method of influence on the oil deposit / N. A. Eremin, A. B. Zolo-tukhin, L. N. Nazarova, O. A. Chernikov. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 1995. 190 p.
УДК 622.257 DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-270-283
РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЗАТОПЛЕНИЯ РУДНИКА ДЕХКАНАБАДСКОГО КАЛИЙНОГО
ЗАВОДА (УЗБЕКИСТАН)
А.Н. Земсков, О.С. Кудряшова, В.Б. Заалишвили, М.Ю. Шамрин
Мировой опыт строительства и эксплуатации калийных рудников свидетельствует о наличии очень серьезной проблемы - затопления рудников. В октябре 2012 г. при проходке эксплуатационно-разведочной выработки рудника Дехканабадского калийного завода произошло интенсивное выделение рассолов, что потребовало разработки комплекса защитных мероприятий. В конечном итоге, сочетание механического (саркофаг), физико-химического (тампонажные веера) и химического (зарастание водопроводящих трещин) способов позволило нормализовать гидродинамическую обстановку в опасной зоне и перевести её в режим управляемого рассоловыделения.
Ключевые слова: водорастворимые породы, гидродинамическая обстановка.
Хорошая растворимость соляных пород обуславливает прогрессирующий режим фильтрации даже при проникновении в них насыщенных рассолов. В мировой практике известны более ста случаев затопления шахтных стволов и рудников вследствие проникновения воды и рассолов. Только на территории ГДР и ФРГ, по данным W.Gimm, их число превысило 80 [1].
С серьезными проблемами шахтостроители столкнулись при проходке первых шахтных стволов в Канаде, на Саскачеванском месторождении из 17 стволов, в 5 зафиксированы притоки большого объема воды, при этом один из стволов был просто закрыт.
