PETROLEUM. Аналитический журнал. Новые проекты, разработка месторождений, добыча, переработка, транспортировка нефти и газа, презентация компаний, статистика по добыче углеводородов, мониторинг инвестиционного законодательств

Технологии

Пересмотр рисков: почему повышение нефтеотдачи по-прежнему отстаёт и почему так быть не должно

Введение

Мы можем начать это введение с небольшой игры. Представьте, что вы – инженер-стажёр, полный стремлений и энтузиазма перед началом карьеры в нефтегазовой отрасли. Ещё до поступления в учебное заведение вы решаете получить преимущество и почитать о том, как устроены основные процессы добычи нефти. Логично начать с поиска информации в интернете, вводя запросы вроде «процессы извлечения нефти» или «этапы добычи нефти».

Просматривая результаты, вы замечаете повторяющуюся структуру, присутствующую во всех статьях, презентациях и на отраслевых форумах: первичный, вторичный, третичный. Эти стадии описываются как последовательная система, где сначала действует пластовый напор, затем применяются закачка воды или газа, а в завершение используются методы повышения нефтеотдачи (ПНП), такие как полимерное заводнение, когда месторождение приближается к завершению экономического срока эксплуатации. Эта последовательность рассматривается как неизменная формула и традиционный подход отрасли к максимальному извлечению нефти.

Тем не менее возникает вопрос. Если методы повышения нефтеотдачи способны значительно увеличить коэффициент извлечения, почему их применяют только на поздней стадии? Почему в других статьях отмечается, что коэффициенты нефтеотдачи остаются низкими десятилетиями? Около 35% нефти извлекается, а 65% остаётся в пласте. И так продолжается уже шестьдесят лет. Можно ли изменить ситуацию, если внедрять такие технологии раньше, до начала снижения продуктивности месторождения?

Эта статья рассматривает именно этот вопрос. Переосмысливая последовательность «первичный, вторичный, третичный», мы анализируем, может ли более гибкий и интегрированный подход к извлечению нефти обеспечить лучшие результаты. На основе обзора литературы и анализа практических примеров рассматриваются месторождения, где операторы внедряли методы ПНП, включая полимерное заводнение, на ранних стадиях разработки. Полученные данные показывают, что отказ от традиционной схемы и переход к адаптивной, целенаправленной стратегии может повысить эффективность извлечения нефти и принести преимущества не только отдельным проектам, но и всей отрасли.

Язык влияет на восприятие и принятие решений

В нефтегазовой отрасли инженеры сталкиваются со сложными техническими задачами, необходимостью оптимизации добычи и управления рисками. Однако один из наиболее значимых аспектов их работы, принятие решений, часто определяется факторами, выходящими за рамки технической компетенции (Тверски и Канеман, 1974; Базерман и Мур, 2012). Чтобы понять, почему принимаются те или иные решения, как оцениваются риски и почему определённые инновации находят поддержку или, наоборот, вызывают сопротивление, требуется не только инженерное мышление, но и готовность воспринимать знания из других областей, включая социальную психологию.

Социальная психология, изучающая, как люди думают, чувствуют и действуют в социальных контекстах, предоставляет ценные инструменты для анализа процессов принятия решений. Такие понятия, как когнитивные искажения, эффект фрейминга и групповая динамика, не являются абстрактными теориями. Они имеют практическое значение для отраслей, где решения связаны с серьёзными финансовыми и экологическими последствиями (например, взрыв шаттла «Челленджер» в 1986 году; Воган, 1996). Для инженеров интеграция этих знаний в профессиональный инструментарий представляет собой не академическую задачу, а практическую необходимость, особенно в нефтегазовой сфере, где восприятие рисков и возможностей способно определять успех или неудачу проекта.

Исследователи в области поведенческих наук, такие как Даниэль Канеман и Амос Тверски, показали, что способ представления информации, то есть форма подачи выбора, может существенно влиять на процесс принятия решений. Например, люди чаще предпочитают гарантированную выгоду вероятностной, даже если ожидаемое значение одинаково. В то же время при возможных потерях они склонны принимать больший риск, чтобы их избежать. Этот эффект, известный как «неприятие потерь», отражает то, что потери воспринимаются как более значимые, чем эквивалентные приобретения. Это может приводить к чрезмерной осторожности или избеганию риска в одних ситуациях и к неоправданному риску в других (Рис. 1).

Рисунок 1. Иллюстрация эффекта неприятия потерь (источник: economicsonline.co.uk).

Эффект фрейминга также тесно связан с эффектом консерватизма, когда люди склонны отдавать предпочтение существующим практикам или постепенным изменениям вместо внедрения смелых инноваций. Термины «первичный», «вторичный» и «третичный» методы извлечения нефти предполагают линейную, пошаговую последовательность, что ограничивает гибкость и препятствует отходу от устоявшихся подходов. Такое восприятие закрепляет представление, что методы повышения нефтеотдачи (ПНП) следует применять только в качестве последнего этапа, даже если их более раннее использование могло бы дать лучшие результаты. Подобное лингвистическое оформление усиливает естественный консерватизм отрасли и замедляет внедрение потенциально преобразующих технологий.

Исторические показатели: более 60 лет первичных, вторичных и третичных стадий нефтеизвлечения

Фраза «каждое месторождение уникально» часто повторяется в отрасли, особенно когда речь идёт об испытаниях технологий, доказавших эффективность в других условиях. Однако вместо повторения утверждения, не предлагающего практических решений, продуктивнее сосредоточиться на универсальной характеристике, общей для всех нефтеносных коллекторов: неоднородности. Нефть не извлекается из пласта по двум причинам: часть удерживается капиллярными силами, а часть остаётся необработанной вследствие обхода вытесняющего агента. Эти процессы описываются понятиями макроскопической и микроскопической эффективности охвата. Отсюда следует, что любой закачиваемый в неоднородный пласт флюид неизбежно пойдёт по пути наименьшего сопротивления к добывающей скважине, оставляя значительные объёмы нефти нетронутыми, лёгкой или тяжёлой (Рис. 2). Разумеется, в случае тяжёлой нефти эта проблема проявляется быстрее, но это не означает, что пласты с лёгкой нефтью (высокое значение API) не подвержены раннему прорыву воды и низким коэффициентам нефтеотдачи.

Рисунок 2. Неоднородность пласта с вариациями проницаемости (мД) по разрезу. Поведение потока жидкости показано значками автомобилей: более быстрый поток в высокопроницаемых зонах, ограниченный – в низкопроницаемых барьерах.

Как упоминалось во введении, стадии нефтеизвлечения обычно делятся на три категории: первичную, вторичную и третичную (Рис. 3).

Рисунок 3. Стадии нефтеизвлечения, описанные в большинстве (если не во всех) изданий (по Лейку и др., 2014).

Первичная добыча использует природную энергию, накопленную в подповерхностном пласте. Вторичная добыча часто включает закачку рабочего флюида для поддержания пластового давления. Одним из наиболее популярных методов вторичной добычи является заводнение. Поскольку первичная добыча неизбежно приводит к снижению пластового давления, вторичная добыча требует восстановления пластового давления. Закачка воды появилась в начале XX века как способ реагировать на растущую добычу минерализованной воды при одновременном снижении добычи нефти из скважин. Сначала рассол сбрасывали в близлежащие ручьи, но к 1920-м годам началась практика его закачки обратно в подповерхностные пласты, в частности, на месторождении Брэдфорд в Пенсильвании. Со временем закачка воды эволюционировала в системные методы, такие как линейная схема заводнения и схема «пять точек». Это продлило добычу нефти за счёт поддержания пластового давления и улучшения показателей извлечения, чему способствовали низкая стоимость и широкая доступность воды.

На раннем этапе Мускат (1949) и Стайлс (1950) установили, что вариации подвижности флюидов и проницаемости существенно влияют на эффективность заводнения, подчёркивая, что пласты с широким распределением проницаемости приводят к неравномерным путям течения флюидов. Позднее Дайкстра и Парсонс показали, что неоднородность вызывает преимущественный поток закачиваемой воды через высокопроницаемые зоны поглощения при обходе насыщенных нефтью областей с более низкой проницаемостью. Ароновски и Рэйми (1956) дополнительно рассмотрели влияние соотношений подвижностей на конфигурацию фронта заводнения и динамику извлечения, показав, что такие условия ведут к раннему прорыву воды и неполной эффективности охвата. Дайс и соавт. (1954) также показали, что после прорыва воды извлечение нефти ухудшается, когда вода каналируется по высокопроницаемым зонам, оставляя значительные объёмы нефти в пласте.

С 1920-х годов многие месторождения разрабатывались с использованием той же стадийной схемы и закачки воды. Каковы результаты?

Для первичной добычи, то есть естественного истощения пластового давления, жизненный цикл обычно короткий, а коэффициент извлечения в большинстве случаев не превышает 20% и значительно ниже для тяжёлых нефтей. Для вторичной добычи дополнительный коэффициент извлечения составляет от 15% до 25%. В глобальном масштабе совокупные коэффициенты извлечения при сочетании первичной и вторичной добычи находятся в диапазоне 35-45% (Зита и др.). В Великобритании ожидаемый коэффициент извлечения стабильно составляет около 42-43%. В настоящее время, к окончанию жизненного цикла бассейна, ожидается, что 57% первоначально залегающей в разработанных месторождениях нефти останутся в недрах (Управление по нефти и газу Великобритании, 2018). Для Норвежского континентального шельфа средний коэффициент извлечения составляет 47% (Норвежское управление по нефти, 2019).

По состоянию на 2021 год суточное мировое производство пластовых вод из традиционных нефтегазовых месторождений оценивалось примерно в 300 млн баррелей, при этом со временем наблюдается тенденция к росту (Набзар, 2011). Средний мировой коэффициент «вода – нефть» составлял 3:1 - 4:1, то есть на каждый баррель нефти приходится 3-4 барреля воды. Это значение может существенно варьировать в зависимости от месторождения: от 0,4:1 до 36:1. Рост коэффициента «вода – нефть» создаёт дополнительные сложности в управлении большими объёмами добываемой воды и указывает на возрастающие энергетические и экологические затраты, связанные с разработкой зрелых месторождений.

Учитывая обширный накопленный опыт и объём информации, почему всё ещё так много внимания уделяется заводнению? Этот метод исторически был предпочтительным способом вторичной добычи нефти после первичной добычи по ряду причин, в том числе:

• Экономические соображения. Закачка воды, как правило, обеспечивает благоприятную чистую приведённую стоимость благодаря относительно низким эксплуатационным и капитальным затратам по сравнению с более сложными методами повышения нефтеотдачи. Такая экономическая эффективность соответствует ожиданиям акционеров относительно предсказуемой и своевременной доходности инвестиций. Парадокс для инженеров состоит в том, что благоприятная чистая приведённая стоимость (ЧПС) не обязательно означает высокий коэффициент извлечения нефти (Фараджзаде и др., 2019, 2021).
• Затраты и доступность. Вода, как правило, является доступным и недорогим ресурсом, что делает её практичным выбором для процессов закачки. Широкая доступность воды снижает логистические сложности и затраты, связанные с получением и транспортировкой вытесняющих флюидов, дополнительно повышая экономическую привлекательность заводнения.
• Консерватизм. Нефтяная отрасль традиционно отличается консервативным подходом, часто придерживаясь установившихся практик. Такая ориентация на снижение риска поддерживает продолжение использования заводнения, метода с подтверждённой результативностью, вместо внедрения новых, менее знакомых методов повышения нефтеотдачи, которые могут восприниматься как более рискованные и затратные (см. введение).
• «Необходимо изучить пласт». Инженеры часто утверждают, что закачка воды помогает лучше понять пласт. Однако, если бы это было так, коэффициенты извлечения нефти после многолетнего заводнения были бы значительно выше. Даже спустя 20 лет около 65% нефти обычно остаётся неизвлечённой, что демонстрирует неспособность заводнения решать сложные проблемы неоднородности пласта, такие как низкая эффективность охвата и неблагоприятные соотношения подвижностей, и ставит под сомнение утверждение о полном понимании строения пласта. Закачка воды может дать ценную информацию о пласте в гораздо более короткие сроки, чем типичный двадцатилетний период, связываемый с заводнением. К такой информации относятся установление границ пласта, совместимость с породой-коллектором, оценка давления разрыва, оценка основных свойств коллектора, таких как проницаемость, и определение некоторых межскважинных связей. Чрезмерная задержка приводит к раннему прорыву воды и низкой эффективности охвата.