Метрологическое обеспечение аппаратуры для геофизических исследований
- 1 — канд. физ.-мат. наук руководитель дирекции технологий ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России ▪ Orcid ▪ Elibrary ▪ Scopus ▪ ResearcherID
- 2 — директор проекта дирекции технологий ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России ▪ Orcid
- 3 — д-р техн. наук профессор Уфимский государственный нефтяной технический университет ▪ Orcid ▪ Elibrary ▪ Scopus
Аннотация
В статье рассматриваются проблемы, связанные с метрологическим обеспечением аппаратуры для геофизических исследований, вопросы обеспечения единства скважинных измерений, создания россий ских эталонов для калибровки скважинной аппаратуры при определении коэффициентов пористости и нефте-, га зо-, водонасыщенности, определения параметров дефектов при цементировании скважин и технического состояния обсадных колонн и потока вода – нефть – газ. Исследованы задачи создания полноценных методик измерений параметров месторождений нефтегазовых традиционных и с трудноизвлекаемыми запасами. Определены ключевые направления развития российского метрологического обеспечения геофизических измерений в скважине. Обозначены задачи, которые необходимо решить для создания метрологического обеспечения геофизических исследований в скважине как отрасли, соответствующей международным стандартам. Обоснована целесообразность создания Российского геофизического центра метрологии и сертификации, необхо димость разработки новой и актуализации имеющейся нормативной базы, что позволит российской геофизи ке выйти на уровень мировых лидеров в области геофизических исследований.
Введение. Россия обладает крупными минерально-сырьевыми запасами, являющимися основой гарантированного обеспечения экономической и энергетической безопасности страны, удовлетворения текущих и перспективных потребностей экономики России в углеводородном сырье, угле и других ископаемых. По состоянию на 1 января 2015 г. объем учтенных запасов на российских месторождениях достиг 18,3 млрд т нефти и 50,2 трлн м3 газа [9]. К 2035 г. за счет геологоразведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти в объеме более 13-15 млрд т, газа – 25-27 трлн м3 [9]. При этом объемы глубокого бурения на нефть и газ могут достигнуть 25 млн м. На весь период до 2035 г. главными районами прироста запасов нефти и газа останутся Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская, Прикаспийская, Тимано-Печорская и Волго-Уральская нефтегазоносные провинции (на суше).
Западная Сибирь при определенных условиях имеет шансы еще длительное время оставаться основной нефтедобывающей провинцией России:
• Степень изученности ресурсной базы даже в районах интенсивной добычи нефти не превышает 80 %, что позволяет ожидать открытия существенных запасов «новой» нефти.
• Внедрение новых технологий, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях, позволит увеличить объем добычи более чем на 4 млрд т.
• Вовлечение в разработку 21,5 тыс. неработающего фонда низкодебитных (менее 5 т/сут.) и высокообводненных (свыше 95 %) скважин позволит ежегодно получать дополнительно более 12 млн т нефти.
Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) и арктического шельфа – одно из важнейших направлений стабилизации уровня добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре, Западной Сибири и Российской Федерации в целом. К 2030 г. уровень добычи из ТрИЗ может превысить 20 млн т/год [9].
Геологическое изучение недр с целью оценки и учета запасов полезных ископаемых, контроль за их рациональным извлечением и воспроизводством базируются на геофизических измерениях, выполняемых при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых с использованием геофизической аппаратуры.
Мировой рынок геофизических услуг развивается. Новые методы геофизических исследований скважин (ГИС) направлены на повышение точности определения параметров залегаемых пластов, применение новых технологий строительства и закачивания скважин, на рациональное извлечение залежей. Эти меры позволяют добиться увеличения дебита скважин и оценивать государственные запасы углеводородного сырья с допускаемой относительной погрешностью измерения до ±16 % для детально разведанных залежей полезных ископаемых (категории А) и ±56 % для запасов залежи (ее части), наличие которых обоснованно данными геологических и геофизических исследований (категории С2 [4]).
На сегодняшний день российские ГИС способны обеспечить показатели неопределенности (или неточности) измерений при оценке запасов нефти и газа в лучшем случае на уровне ±10 %, что ниже, чем у мировых лидеров, у которых эти декларируемые показатели достигают ±2 % [6]. Повышение точности измерений сопряжено как с обновлением технической части оборудования ГИС (современные датчики, электронные компоненты, применение новых материалов при производстве оборудования ГИС), так и с развитием их метрологического обеспечения [3,5,6,11,13].
Для повышения точности измерений аппаратурой ГИС и развития методологий интерпретации данных необходимо решить следующие вопросы метрологического обеспечения ГИС:
• Разработка и изготовление современных эталонов, которые позволят уменьшить допускаемую относительную погрешность аппаратуры ГИС до ±2 %.
• Разработка и производство стендового испытательного оборудования с абсолютными погрешностями воспроизведения влияющих физических величин с относительной погрешностью до ±1 %.
• Разработка научно обоснованных стандартизованных и аттестованных методик проведения геофизических измерений в скважинах.
• Формирование кадрового потенциала в области метрологического обеспечения ГИС, соответствующего мировым стандартам.
Преимущества развития собственной системы метрологического обеспечения ГИС в России:
• Повышение показателя точности оценки минерально-сырьевой базы до ±2 % для категории А (на июль 2020 г. для нефти он составляет от ±16 до ±56 % в зависимости от категории запасов), степени обоснованности решений по излечению запасов.
• Поиск и исследование продуктивных пластов и подтверждение запасов на новых месторождениях, в том числе месторождениях с ТрИЗ и арктическом шельфе, с обоснованными показателями точности.
• Выявление пропущенных запасов на месторождениях, введенных в эксплуатацию.
• Рост качества услуг по геофизическим исследованиям в скважинах, контроль качества сертифицированной скважинной аппаратуры.
• Выход с геофизическим измерительным сервисом в регионы мира при подтверждении единообразия геофизических эталонов РФ с аналогичными эталонами других стран.
Развитие метрологического обеспечения определяется двумя ключевыми направлениями:
• Создание в полном объеме недостающих эталонов горных пород. Необходимость создания новых эталонов пород связана с тем, что активно ведутся поиск и разработка новых месторождений с различным географическим расположением, появляются новые мало изученные разрезы, для которых отсутствуют эталоны, что создает значительные трудности при оценке свойств пластов и интерпретации данных ГИС. Детальное изучение новых месторождений необходимо для снижения издержек при разработке и эксплуатации, минимизации рисков, связанных с упущением запасов углеводородов, а также для разработки новых технологий извлечения углеводородов, повышения коэффициента извлечения, оценки государственных минеральных запасов с допускаемой относительной погрешностью до ±2 %. Для этого требуется калибровка аппаратуры ГИС на эталонах параметров горных пород, пересеченных скважиной.
• Математическое моделирование [11,12]. Геофизические измерения выполняются в неоднородных средах, что вызывает значительные трудности как в создании необходимых методов и средств измерений, так и в разработке методов метрологического обеспечения, поэтому количество эталонов горных пород в крупных метрологических центрах мира исчисляется тысячами. Например, калибровочный центр EECF (Environmental Effects Calibration Facility) в Хьюстоне обладает самым большим набором искусственных имитаторов пород (более 1000 различных вариантов) для геофизических измерений, проводимых по всему миру [13]. В случае, если среди имитаторов пород нет подходящего, специалисты центра могут подобрать необходимые параметры с использованием наполнителей и специальных вставок.
Учет влияния всей гаммы факторов, влияющих на результат измерения при помощи только эталонов, невозможен, поэтому показатели точности проводимых измерений ГИС будут находится на уровне ±10 %. В мировой практике для повышения точности измерений аппаратуры ГИС и минимизации влияния внешних факторов на результаты измерений применяется математическое моделирование, которое позволяет значительно повысить показатели точности скважинных измерений.
Применение математических алгоритмов позволяет: учесть некоторые систематические эффекты, оказывающие влияние на погрешность измерений геофизическими приборами для различных условий эксплуатации; применить в геофизических приборах компенсационные математические алгоритмы для нетиповых каротажных условий (утяжеленный буровой раствор, несоосность приборов с осью скважины и пр.); корректировать измерения аппаратуры ГИС в различных диаметрах и конструкциях с повторяемостью результатов измерений для одних и тех же пород в пределах ±2 %.
Повышение точности скважинных измерений особенно критично для экономики при определении коэффициентов пористости породы и нефте-, газо-, водонасыщенности коллектора. Данные коэффициенты применяются для оценки (подсчета) государственных запасов минерально-сырьевой базы. Исходя из их значений, принимается решение об освоении месторождения (горизонта) со строительством всей дорогостоящей инфраструктуры. Оценка геологических запасов нефти производится по формуле, показанной на рис.1.
![](/storage/13942/images/13942-1.png)
Для оценки допускаемой относительной погрешности геологических запасов нефти менее ±10 % требуется измерить все исходные параметры с погрешностью не более ±2 %.
Математическое моделирование в метрологическом обеспечении аппаратуры ГИС неразрывно связанно с физическими эталонами горных пород, которые необходимы для отработки математических алгоритмов и для подтверждения корректности расчетов, проводимых при помощи математической модели. На эталонах отрабатываются методологии интерпретации данных ГИС. На рис.2 приведена структурная схема метрологического обеспечения с использованием математической модели измерительного процесса, применяемая в мировой практике в случае отсутствия реальных эталонов пород, пересеченных скважиной.
![](/storage/13942/images/13942-2.png)
Следует отметить, что использование моделирования измерений для условий, когда отсутствуют реальные эталоны, не всегда позволяет оценить адекватность математической модели реальному объекту и оценить реальные погрешности выполненных скважинных измерений.
Оценка геологических запасов нефти на месторождении определяется методом косвенных измерений массы нефти по величинам, показанным на рис.1. Оценим долю влияния произведения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, определяемых по данным ГИС, на погрешность запасов нефти. Отношение погрешности к измеренному значению пористости нефтяного пласта характеризует долю потерь от запланированного к добыче объема нефти, но не добытого из-за ее недостоверной оценки [6]. Например, для месторождения с оцененными извлекаемыми запасами нефти в 10 млн т и средним значением коэффициента пористости пласта 0,2 доли ед. (эффективная пористость 20 %) по методике [6] можно рассчитать потери от запланированной, но не добытой нефти. Так, абсолютная погрешность измерений коэффициента пористости ±1 % вызовет потери, равные 1/20 от оцененных запасов массы нефти, и составит ±0,5 млн т. При стоимости товарной нефти 18 тыс.руб. за тонну потери могут составить около 9 млрд руб. При результате измерений коэффициента нефтенасыщенности порового пространства 0,8 доли ед. (эффективная пористость 80 %), абсолютной погрешности измерений коэффициента пористости ± 4 %, можно ожидать дополнительные потери еще 9 млрд руб. Если учесть, что погрешности измерений коэффициентов пористости и нефтенасыщенности могут быть больше, и добавить еще погрешности измерений эффективной толщины пласта, площади залежи и коэффициента извлечения нефти (КИН), то потери от недобытой нефти на таком месторождении могут составить более 50 млрд руб.
К 2035 г. за счет геологоразведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти до 15 млрд т. По методике расчета минимальных потерь вызванные погрешностями аппаратуры ГИС (при эффективной пористости 20 %) потери к 2035 г. могут составить до 13,5 трлн руб. Если коэффициент нефтенасыщенности будет находится в тех же пределах (0,8 доли ед.), абсолютная погрешность измерения коэффициента пористости равна ±4 % (эффективная нефтенасыщенность 80 %), то возможные потери могут вырасти вдвое, а с учетом других погрешностей еще больше. Необходимо учитывать тот факт, что эти потери рассчитаны только для геологоразведочных работ, без учета потерь при эксплуатационном бурении и при заканчивании скважин (например, в операции гидроразрыва пласта при определении зон продуктивного пласта с максимальной трещиноватостью).
Метрологическое обеспечение ГИС в России. Основным критерием компетентности метрологического центра в области метрологии ГИС является возможность воспроизводить физические величины с минимальной допускаемой погрешностью. Средствами для воспроизведения физических величин в метрологическом обеспечении ГИС являются эталоны параметров горных пород и эталоны параметров скважины [5]. Из всего необходимого оборудования для метрологических центров России промышленностью серийно не выпускаются только эталоны горных пород. Это связано с тем, что свойства и наполнение геофизических эталонов различны, производством эталонов занимаются метрологические центры в основном для обеспечения собственных нужд и нужд геофизических компаний. Поэтому создание первичных эталонов и их сличение с рабочими для обеспечения единства проведения измерений в скважинах является важной и приоритетной задачей метрологического центра.
При создании эталонной базы следует учитывать, что реальные пористые пласты разного минералогического состава могут содержать в порах воду, нефть, газ и глинистый материал. В скважине также могут быть разные вещества и материалы – минерализованная вода, глинистый и полимерный раствор, раствор на нефтяной основе с гаммой добавок, аэрированные растворы, цемент, стальная колонна. В колонне могут быть вода, нефть или газ, которые оказывают влияние на погрешность измерений концентрации, которую возможно оценить и уменьшить только при наличии эталонов с различными флюидами в требуемом соотношении.
Поскольку реальные пористые пласты исследуют одновременно разнотипными зондами нейтронного каротажа (НК), гамма-гамма каротажа (ГГК), ядерного магнитного каротажа (ЯМК) и индукционного каротажа (ИК), эталоны также должны позволять воспроизводить Kп одновременно для каждого типа зонда [5, 7]. Кроме того, часть комплекса эталонов Kп должна одновременно воспроизводить коэффициент нефтенасыщенности и газонасыщенности. Если коэффициент глинистости рассматривать как влияющую величину, то необходимо строить часть эталонов Kп с воспроизведением Kгл.
Эталоны пористости, водо-, нефте-, газонасыщенности и глинистости следует создавать, исходя из возможности построения типовых калибровочных функций (КФ), поверочных функций (ПФ) и калибровочно-поверочных функций (КПФ) для общего количества типовых ГТУ (нормальных условий калибровки).
Показания аппаратуры НК изменяются в зависимости от Kп, минерального состава скелета, флюида в порах и в скважине, и от диаметра скважины. Общее количество создаваемых эталонов Kп определяется влияющими величинами. Их количество можно оценить из следующих расчетов.
Количество воспроизводимых значений Kп в основном принимается Nкп = 3, так как это минимальное количество значений для параболической КФ для одной совокупности влияющих величин (ГТУ). Количество чистых минералов Nмн = 3 – это песчаник, кальцит и доломит. Количество чистых однородных заполнителей 100 % порового пространства Nпор = 7 (вода c 0; 50; 100; 200 г/л NaCl, нефть, газ, глина). Количество диаметров скважины Nдс = 3.
Общее минимальное количество необходимых эталонов пористости вычисляется по формуле
Для изменений нормальных значений параметров вещества в каждой скважине необходимо иметь возможность изменять плотность и состав глинистого раствора (Nгл с разным содержанием бентонита, барита, нефти) и содержание в нем хлористого калия (натрия) N(K)Cl, менять эталонные вставки в скважины с разными значениями диаметра скважины Nдс, диаметра колонны Nдк, толщины стенок колонны Nтк, плотности цемента Nпс и эксцентриситета колонны относительно скважины Nэк.
Общее минимальное количество необходимых растворов в скважинах эталонов пористости вычисляется по формуле
Общее минимальное количество необходимых эталонных вставок в скважины эталонов пористости
Если считать, что изменения толщины стенки колонны незначительно влияют на показания аппаратуры НК и выбрать одно (среднее) значение, то количество эталонных вставок можно сократить до 81.
Можно оптимизировать количество необходимых эталонов пористости, объединив в насыпных эталонах по три скважины разного диаметра и количество чистых веществ в порах уменьшить до четырех (вода, нефть, глина, сменный водный раствор NaCl). Оптимальное количество эталонов пористости и плотности вычислим по формуле
Эталоны водо-, нефте-, газонасыщенности и глинистости пористых пластов следует создавать, исходя из возможности построения типовых КФ, ПФ и КПФ для аппаратуры с зондами интегрального гамма-каротажа – спектроскопия (ИНГК-С), ИК, ЯМК. Для определения параметров водо-, нефте-, газонасыщенности и глинистости необходимо предварительно измерить Kп, который является влияющей величиной.
Показания аппаратуры ИНГК-С изменяются в зависимости от Kп, минерального состава скелета, вещества в порах и в скважине, диаметра скважины. Общее количество создаваемых эталонов Kп определяется влияющими величинами на показания аппаратуры ИНГК-С. Факторов, влияющих на показания ИК и ЯМК, меньше, так как они не зависят от химического состава скелета породы.
Общее минимальное количество необходимых эталонов водо-, нефте-, газоносыщенности и глинистости, учитывая имеющиеся эталоны с 0 и 100 %-ным содержанием в порах указанных компонентов, можно вычислить по формуле
где Nкв, Nкн, Nкг, Nкгл – количество воспроизводимых значений коэффициентов водонасыщенности, нефтенасыщенности, газонасыщенности, глинистости соответственно.
Если три скважины совместить в одном корпусе и исключить газ в порах, то минимальное количество необходимых эталонов водо-, нефтенасыщенности и глинистости можно вычислить по формуле
Общее минимальное количество эталонов пористости, водо-, нефте-, газонасыщенности и глинистости пористых пластов равно 63.
Результаты инвентаризации основных метрологических центров в РФ на наличие необходимого количества эталонов:
• Метрологические службы геофизических компаний оснащены неполным набором необходимых эталонов для выполнения измерений в нефтегазовых скважинах (степень оснащенности ведущих геофизических компаний России эталонами составляет от 10 до 35 %);
• В составе эталонной базы геофизических компаний преобладают эталоны для измерений простых физических величин: акустических параметров (скорость и коэффициент затухания ультразвука), температуры, давления, расхода воды, плотности и удельной электрической проводимости, диаметра скважины, глубины погружения зонда в скважину, угловых величин. Эталоны пористости горных пород недостаточны для построения точных методик измерений в типовых геолого-технических условиях (имеется малая доля эталонов на основе мрамора, реже – на основе кварца). Отсутствуют эталоны пористости доломитовых пород, нефтенасыщенных и газонасыщенных пород. Невозможно оценить влияние (строить функции влияния) глинистости и концентрации хлора в пласте и в скважине на показания ядерно-геофизических скважинных приборов. Отсутствуют эталоны коэффициента нефте-, газонасыщенности и проницаемости пород для разных геолого-технических условий, а также электролитические эталоны для зондов электрического каротажа и многие другие.
• Единство измерений коэффициента пористости горных пород в России остается нерешенным вопросом. Достоверность оценки начальных, текущих и остаточных запасов нефти, газа и других ископаемых при допускаемой относительной погрешности аппаратуры ГИС ±10 % не гарантирована. Соответственно, оценка коэффициента извлечения нефти производится с достоверностью не выше ±10 %.
• В России отсутствует единая метрологическая служба, ответственная за измерения в сфере недропользования. Поэтому создание Российского геофизического центра метрологии и сертификации (РГЦМС) с полным набором первичных государственных эталонов является приоритетной задачей в метрологическом обеспечении российской ГИС. Без него возможен государственный учет углеводородного сырья, но с большой погрешностью (не менее ±10 %) и невозможна конкуренция российской геофизики на мировом рынке.
Из-за недостатка эталонов и научно обоснованных стандартов геофизическое приборостроение в РФ в настоящее время существенно уступает иностранным конкурентам в точности результатов ГИС. Отсутствует возможность создания полноценных методик калибровки, оценки геологических параметров нефтегазовых традиционных месторождений и ТрИЗ-коллекторов. Разработка научно обоснованных методик калибровки приборов ГИС и интерпретация данных (особенно для новых, малоизученных разрезов, а также эталонов для этих разрезов) с высокими показателями точности и достоверности затруднительна. Недостаточно развита подготовка квалифицированных кадров в области метрологического обеспечения, потому что существующие эталоны были разработаны в 80-х годах прошлого столетия. Свойства этих эталонов уже подробно изучены, они актуальны для прошлого века [7, 17]. Поэтому метрология ГИС, создание эталонов, способных воспроизводить физические свойства разрезов ТрИЗ и арктического шельфа, развивается медленно.
Отсутствие ряда эталонов, в частности таких, как эталоны пористости доломитовых нефтенасыщенных и газонасыщенных пород, не позволяет развиваться российской геофизике в области создания принципиально новых геофизических методов исследований в скважинах, новой аппаратуры, например, для применения методов магнитно-резонансной томографии пластов, акустических сканеров трещиноватости пластов, спектроскопии и т.д. [17]. Например, 3 сентября 2019 г. анонсирована новая зарубежная система, в которой реализованы методы микроэлектрического и высокочастотного ультразвукового каротажа в одном приборе, что позволило повысить разрешающую способность определения трещин в пласте с точностью до 1 мм [10]. Этот метод ГИС успешно применяется на российских месторождениях ТрИЗ и показал свою эффективность при применении технологии гидроразрыва пласта. Для создания аппаратуры такого класса требуются эталоны с известными характеристиками микроэлектрического каротажа и параметрами трещиноватости породы.
Приоритетные направления в области метрологического обеспечения ГИС. Сегодня можно выделить следующие приоритетные направления российской метрологии в области ГИС [5].
1. Изготовление эталонных образцов с требуемыми техническими и физическими параметрами:
• эталоны коэффициента нефте-, водонасыщенности пористых пород с пористостью от 1 до 40 % с основной допускаемой абсолютной погрешностью (0,9 + 0,02Kп). По вещественному составу минерального скелета они могут быть песчаные (кварцитовые), кальцитовые и доломитовые: эталоны коэффициента пористости и коэффициента нефте-, газо-, водонасыщенности пористых песчаных, кальцитовых и доломитовых пластов, пересеченных скважинами разного диаметра, законченные цементируемыми обсадными колоннами, для аппаратуры нейтронного каротажа; эталоны пористости с пластиковыми корпусами для аппаратуры ядерного магнитного каротажа;
• эталоны глинистости и концентрации урана (U), тория (Th) и калия (K) пористых песчаных пород с мощностью экспозиционной дозы гамма-излучения от 2 до 250 мкР/ч, допускаемая основная относительная погрешность ±15 %; эталоны кальцитовых и доломитовых пластов, пересеченных скважинами разного диаметра, с разными обсадными зацементированными колоннами для аппаратуры гамма-каротажа и спектрометрии при построении калибровочных функций для разных нормальных условий измерений;
• эталоны параметров обсаженной скважины при гамма-акустическом контроле технического состояния, интервальном времени распространения ультразвука от 140 до 600 мкс/м с допускаемой основной относительной погрешностью ±3 %, коэффициенте затухания ультразвука от 2 до 30 дБ/м с допускаемой основной относительной погрешностью ±15 %: эталоны плотности цемента при фиксированной толщине стенки обсадной колонны и плотности пласта для разных геолого-технологических условий; эталоны параметров «микрозазора» между колонной и цементом, между цементом и породой, параметров типового дефекта «канал»;
• эталоны параметров потока в колонне и заколонных перетоков флюидов необходимы для ГИС-контроля разработки нефтегазовых месторождений на комплексе эталонов, воспроизводящих параметры потока вода – нефть – газ в колоннах добывающих наклонно-направленных и горизонтальных скважин: рабочий эталон параметров потока в колонне для скважинных расходомеров, влагомеров, плотностомеров и резистивиметров; эталонная установка мультифазного расходомера потока вода – нефть – газ.
• эталоны электрических параметров пластов диапазоном измерений УЭП от удельной электрической проводимости бесконечной однородной среды и диапазоном измерений 0,025-50 См/м с допускаемой основной относительной погрешностью ±0,5 %; разработка методики прямых измерений удельной электропроводности для пласта, пересеченного скважиной; калибровка с экспериментальным построением КПФ двух переменных при стандартном диаметре скважины; проверка методик измерений удельной электропроводности пласта при наличии зоны проникновения.
2. Обеспечение сличения российских эталонов с эталонами стран участниц ЕЭС, ШОС и БРИКС, а также США для поддержания единства геофизических измерений на международном уровне, конкурентоспособности российской геофизики и признания международными метрологическим центрами.
3. Инициирование работ по разработке технологий и программного обеспечения для математического моделирования.
4. Разработка новых методик по калибровке аппаратуры ГИС и, соответственно, новых методик интерпретации данных, с целью снижения относительной погрешности измерений до ±2 %, независимо от внешних факторов.
Создание метрологического центра в России. В мировой практике ГИС странами – лидерами в области геофизической науки, техники и технологии созданы собственные национальные метрологические центры. Целью создания таких центров является обеспечение единства требуемой точности измерений с помощью калибровочных лабораторий сертифицированных по требованиям международного стандарта ГОСТ Р СО-МЭК 17025-2006.
Создание единого РГЦМС при участии государства (выделение земельного участка под новое строительство, компетенции и оборудование), государственных и частных нефтегазовых компаний (создание современных высокоточных геофизических эталонов, строительство хранилища для них и зданий для испытаний и сертификации геофизической техники) и нефтесервисных организаций позволит повысить точность геофизических данных на российских месторождениях, в том числе ТрИЗ и на арктическом шельфе, а также выйти на международный уровень оказания геофизических услуг.
Функционирование РГЦМС позволит решить следующие задачи:
• создание, хранение и обслуживание высокоточных первичных национальных геофизических эталонов мирового уровня;
• обеспечение передачи единиц геофизических величин рабочим эталонам и приборам геофизических компаний России и зарубежным, работающим на территории России [5];
• обеспечение в нефтегазовом секторе единства и требуемой точности скважинных геофизических измерений, выполняемых с участием отечественных и зарубежных компаний [5];
• создание единой нормативной базы и проведение метрологической экспертизы отчетов по оценке запасов нефти и газа, проектов разработки месторождений;
• гарантирование достоверности оценки минерально-сырьевых запасов и ресурсов РФ, включая месторождения с ТрИЗ и месторождения на шельфе Арктики и Дальнего Востока;
• сертификация измерительной техники и аудит участников рынка геофизических услуг; сертификация техники для подтверждения, соответствия требованиям отечественных и зарубежных геофизических стандартов;
• сертификация геофизических услуг для ведения реестра геофизических компаний, компетентность которых подтверждена независимым аккредитованным органом – РГЦМС;
• создание и ведение реестра доступных геофизических технологий как российских, так и зарубежных для использования в недропользовании;
• сличение российских геофизических эталонов с эталонами стран-участников ЕЭС, ШОС и БРИКС, а также КНР, США, Франции и Великобритании; поддержание единства геофизических измерений на международном уровне;
• участие в подготовке высококвалифицированных специалистов с глубоким знанием теории и практики скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов, пересеченных скважинами [2];
• защита недропользователей от недостоверной геофизической информации;
• повышение конкурентоспособности российской геофизики на мировом рынке;
• создание эталонной базы с учетом геологических особенностей разрезов месторождений в регионах РФ.
Решение этих задач обеспечит научно обоснованное управление рациональным нефтеизвлечением в России с достоверной оценкой запасов нефти и газа. Разработка и исполнение требований к системе обеспечения единства геофизических измерений, сертификации геофизической техники, технологий и геофизических услуг в РФ позволит подготовить квалифицированные кадры в области метрологического обеспечения ГИС в соответствии с ведущими отраслевыми тенденциями. Важно отметить, что такой центр совсем не обязательно должен располагаться в одном месте, а может иметь развитую региональную сеть и использовать уже существующую инфраструктуру, в том числе со стороны предприятий ОПК.
Смежные отрасли и кадры. Для создания метрологического обеспечения мирового уровня в России потребуются кадры в области геологии, геофизики, петрофизики, математики, химии, физики. С развитием оснащения метрологических центров необходимым оборудованием появятся следующие возможности: проведение научных исследований и обоснование результатов исследований на оборудовании метрологического центра; разработка новой (в том числе комбинированной) аппаратуры ГИС и возможность подтверждать характеристики данной аппаратуры; разработка новых методов и технологий изучения свойств пластов; разработка и научное обоснование, основанное на экспериментальных исследованиях, методологии проведения измерений и интерпретации данных ГИС; проведение научно-исследовательской работы в области геологии и геофизики.
Все эти возможности внесут значительный вклад в развитие науки как в области метрологии, так и в смежных областях (геологии, геофизики, петрофизики и т.д.) и, как следствие, позволят получить кадры мирового уровня во всех смежных областях.
Для создания эталонов стендов потребуются компетенции следующих российских промышленных предприятий:
• оборонно-промышленного комплекса РФ для создания высокоточных эталонных датчиков и измерительных приборов: прецизионные датчики температуры с разрешающей способностью не хуже 0,1, погрешностью менее 1 % (рабочая температура до 150 0С, рабочие синусоидальные вибрации до 30 g, рабочая ударная нагрузка до 1000 g); прецизионные датчики давления с разрешающей способностью не хуже 0,1, погрешностью менее 1 % (рабочая температура до 150 0С, рабочие синусоидальные вибрации до 30 g, рабочая ударная нагрузка до 1000 g); прецизионная электронная компонентная база; высокотемпературные ударовибростойкие акселерометры (рабочая температура до 150 0С, рабочие синусоидальные вибрации до 30 g, рабочая ударная нагрузка до 1000 g); высокотемпературные ударовибростойкие магнитометры (рабочая температура до 150 0С, рабочие синусоидальные вибрации до 30 g, рабочая ударная нагрузка до 1000 g); электромеханические устройства (скважинные электротурбогенераторы, центраторы, управляемые с поверхности скважинные прижимные устройства, прецизионные насосы с контролем количества прокачиваемого флюида с точностью не хуже 0,1 % и т.д.).
• горнодобывающей промышленности для получений необходимых фракций горных пород с нужными физико-химическими свойствами и создания новых эталонов для новых малоизученных или неизученных месторождений, а также месторождений с ТрИЗ и на арктическом шельфе.
Заключение. Существующая отечественная геофизическая измерительная техника и оборудование широко применяются на разрабатываемых месторождениях – до 80 % от общего объема геофизических работ (до 20 % работ выполняют иностранные компании). Разведка и разработка новых и малоизученных нефтегазовых месторождений в России, в том числе в арктической зоне [8, 16] и месторождений с ТрИЗ [16] требуют оперативного решения вопросов, связанных с созданием в РФ собственной эталонной базы, стендов и методик измерений для новых месторождений, обновления, модернизации метрологического оборудования и методологий интерпретации данных ГИС для существующих месторождений нефти и газа.
Показатели точности российских комплексов ГИС находятся на уровне ±10 % из-за ограниченного набора эталонов для проведения метрологических работ. Современные международные требования нефтегазовой отрасли к показателям точности результатов исследований ГИС составляют ±2 %. Для достижения мирового уровня метрологии ГИС в РФ требуются эталоны, метрологические стенды и актуальные методологии интерпретации данных ГИС для новых и малоизученных месторождений нефти и газа [14, 15] как на территории России, так и в мире.
Основами для создания объединенной и эффективной отрасли метрологии ГИС в РФ, в том числе для обеспечения выхода отечественных сервисных компаний по предоставлению услуг ГИС на международный нефтесервисный рынок и удержания текущего уровня добычи нефти по оптимистичному сценарию на уровне в 550 млн т в год к 2035 г. [1], должны стать:
• производство российского лабораторного метрологического оборудования – до 4000 позиций;
• создание испытательных стендов – до 25 комплектов;
• создание наборов рядов образцов горных пород с привязкой к региональной геологии – до 3000 единиц метрологических эталонов;
• организация единого национального метрологического центра, включающего региональные метрологические центры (до восьми), распределенные по федеральным округам России или по нефтегазоносным провинциям;
• разработка безлюдных технологий для проведения рутинных лабораторных работ (в РФ возможно автоматизировать до 500000 операций по калибровке оборудования в год);
• предиктивная аналитика для анализа результатов геофизических исследований.
Полная реализация всех предложений развития отечественной метрологии ГИС в нефтегазовой отрасли позволит получить к 2035 г. следующие результаты:
• рост до 40 % уровня производительности труда за счет внедрения безлюдных технологий и оптимизации алгоритмов исследований;
• снижение операционных затрат на разведку и разработку месторождений за счет повышения точности проведении измерения ГИС в ТЭК – в ценах 2020 г. до 117-135 млрд руб.;
• создание новых рабочих мест в метрологии ГИС РФ для высококвалифицированного персонала – до 30 % от текущей общей численности инженерных и рабочих кадров в отрасли;
• снижение зависимости от импорта метрологического оборудования и применяемых методов исследования до 90 %;
• возможность занять до 20 % мирового рынка геофизических исследований скважин, составляющего 8,8 млрд дол. по состоянию на 2019 г. [18].
По результатам анализа при развитии метрологии ГИС РФ в соответствии с предложенным планом существует вероятность увеличения ряда рисков. В первую очередь, это технологические риски из-за возможных санкционных ограничений на поставку зарубежного оборудования и технологий и доминирования зарубежных компаний при проведении комплекса работ ГИС на новых нефтегазовых месторождениях. Разработка и внедрение собственных технологий и технических компетенций при обеспечении долгосрочных контрактов между заказчиками и производителями должны снизить данные риски. Также существуют и финансовые риски: высокие капитальные затраты на дооснащение и создание метрологических центров, затраты на создание системы обработки метрологических данных в масштабе страны. Финансирование работ предполагается проводить на основе схемы государственно-частного партнерства. Стоит отметить и производственные риски: риск невыполнения и срыва сроков разработки оборудования и стендов, риск несоответствия производимой продукции изначальным техническим отраслевым требованиям. Только активное взаимодействие разработчиков и производителей с органами власти, внедрение лучших мировых практик проектного управления с четкой привязкой к отечественным реалиям и особенностям нефтегазового комплекса способны полностью исключить негативные производственные факторы.
Литература