Месторождения дешевой нефти в Западной Сибири, открытые в конце 1950-х годов, постепенно истощаются. В нефтеносном регионе остались в основном запасы со сложной добычей, требующей новых технологических решений и дополнительных капиталовложений.

Нефть стала старше
С каждым годом в России становится все меньше запасов нефти с низкой себестоимостью добычи. По мнению директора Института проблем нефти и газа академика РАН Анатолия Дмитриевского, сейчас их осталось менее 40%. Все больше приходится добывать другие виды нефти – тяжелую, вязкую, высокопарафинистую, с большим содержанием сероводорода.

Выработка «легких» месторождений ведет к тому, что нефтяники возвращаются к старым запасам, которые раньше считались нерентабельными. Так, ТНК-ВР вспомнила о месторождении Каменное в Югре с запасами около 260 млн тонн. Еще несколько лет назад специалисты считали его непригодным для разработки из-за сложного геологического строения недр. Здесь трудно применять традиционные технологии добычи. Сейчас компания ежегодно вкладывает в Каменное сотни миллионов долларов и ведет добычу на 320 скважинах с суточным дебитом порядка 4 тыс. тонн.

В таких условиях ТНК-ВР вынуждена использовать новые технологии, так как другого пути увеличения добычи нефти в мире нет. По мнению технических специалистов нефтяных компаний, разрабатывать современными методами трудноизвлекаемую нефть очень дорого. Ряд месторождений ждет своего звездного часа, когда цена барреля достигнет $150-200.

Технологии российского масштаба
По мнению экспертов, на российских месторождениях в последние десятилетия был наиболее распространен единственный метод повышения нефтеотдачи – гидроразрыв пласта (ГРП), изобретенный около 60 лет назад. В скважину закачивается специальный раствор, вызывающий в нефтеносном пласте трещины, после чего ее дебит значительно повышается. Однако достигаемый эффект сохраняется всего несколько месяцев, затем уровень добычи вновь падает и возникает необходимость проводить новый гидроразрыв. В некоторых случаях применение такой технологии приводит к гибели месторождения.

В 2006 году дочерняя компания Роснефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» провела на Приобском месторождении крупнейший на тот момент в стране гидроразрыв пласта, во время которого под землю было закачано более 500 тонн пропанта (синтетический песок), благодаря чему производительность скважины увеличилась втрое. В 2007 году они же провели еще один супер-ГРП, на который ушло 700 тонн пропанта.

Многие эксперты утверждают, что супер-ГРП – это дорогой и неэффективный метод. Стоимость большого объема реагента и работы подрядной организации, которая проводит закачку синтетического песка, достаточно высока, а приток нефти краткосрочный: добыча увеличивается всего на несколько месяцев. К тому же в нефть после ГРП попадает химический реагент, и это требует дополнительных средств на ее очистку.

Впрочем, технические специалисты «Роснефти» уверены, что ГРП является необходимым и наиболее эффективным способом интенсификации нефтедобычи на Приобском месторождении (30% запасов «Роснефти»). Гидроразрыв также широко используется на Мало-Балыкском и Приразломном месторождениях компании. По данным «Роснефти», для Приобского месторождения применение ГРП позволяет дополнительно вовлечь в разработку порядка 700 млн тонн геологических запасов, для Приразломного – 260, а разработка Ачимовской пачки пластов на Мало-Балыкском месторождении была бы невозможна без применения ГРП.

Дочерняя компания «Газпром нефти» ООО «Газпромнефть-Хантос» на том же Приобском месторождении пробует внедрять более современные технологии, меняя не физику процесса добычи, а его управляемость. Недавно компания начала промышленные испытания интеллектуальной системы управления скважиной, суть которой состоит в полной автоматизации работы оборудования. Насосы, качающие нефть, будут настроены под текущие параметры скважины, и система автоматически выберет оптимальный режим добычи. Технология позволяет увеличивать дебит скважин и продлевает срок эксплуатации насосного оборудования. В случае успешных испытаний на пяти скважинах компания собирается сделать "интеллектуальным" целое месторождение.

Для повышения нефтеотдачи российские компании также используют химический метод воздействия на пласт, при котором давление повышается за счет закачивания специальных реагентов. Такой способ применяется специалистами «Татнефти». По данным компании, в этом году химическими веществами было обработано 289 скважин, объем дополнительно добытой нефти составил 823 тыс. тонн.

Научные разработки для «Татнефти» осуществляет Казанский научный центр РАН. В прошлом году он создал для компании метод контроля за разработкой многопластовых нефтяных месторождений, позволяющий упростить и ускорить исследование скважин, а также эффективно прогнозировать продуктивность пластов. Разработка внедрена на 19 многопластовых месторождениях Татарии (около 1 тыс. скважин).

Лукойл также ведет научные разработки по совершенствованию технологий добычи. Недавно специалисты компании получили диплом Федеральной службы по интеллектуальной собственности в номинации «100 лучших изобретений России» за патент на изобретение метода «локального направленного гидроразрыва пласта». Новая технология, по мнению специалистов компании, будет востребована на месторождениях в Республике Коми, где порядка 70% истощенных запасов. Помимо ГРП здесь активно используются термические методы воздействия на пласт (закачка пара). На Ярегском месторождении благодаря применению этой технологии нефтеотдачу удалось повысить в десять раз.

По данным Лукойла, за счет использования операций по повышению нефтеотдачи пластов в прошлом году компания увеличила добычу на четверть – с 72 млн до 95 млн тонн.

По мнению отраслевых экспертов, все технические и технологические подходы при разработке месторождений нефти на сегодняшний день широко известны. Существуют сотни решений, но в российских условиях применять новые технологии невыгодно: затраты высокие, а результат непредсказуем. При низкой цене на нефть это делать практически невозможно. По оценкам специалистов, нефть должна стоить не менее $80 за баррель, чтобы применение новых технологий стало рентабельным.

Трудное извлечение
Многие российские компании столкнулись с проблемой разработки трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти, низкопроницаемых коллекторов и других видов «нестандартного» черного золота. По мнению экспертов, здесь все зависит от дебита скважины: если он больше 10 тонн, то можно рентабельно работать, если меньше – в нынешних условиях добыча ведется, но в целом для компании она обременительна. Однако недропользователи должны выполнять условия лицензии, в которой предусмотрен план работы на месторождении и качественные характеристики добычи.

По мнению первого заместителя председателя Центральной комиссии по разработке Федерального агентства по недропользованию Станислава Жданова, на приросте извлекаемых запасов сказывается хроническое неисполнение проектных решений. Компании избегают использования высокоэффективных тепловых, газовых, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи. «Заметное снижение коэффициента нефтеотдачи в России объясняется отсутствием технологий для добычи трудноизвлекаемых запасов. Зарубежные же компании, пришедшие на наш рынок, не спешат и не хотят использовать технологии, которые широко развиваются на Западе», – утверждает специалист. Однако несмотря на все трудности, по его словам, нефтеотдача в последние два года растет и сейчас проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 38%. Хотя предыдущие 20 лет этот показатель стойко держался на уровне 30%.

Зарубежный опыт
Как рассказали «Ъ» в компании Shell, применение новых технологий – это работа, которая не только требует высоких затрат, но и приносит неоспоримые плоды. Несмотря на глобальный экономический кризис, к 2050 году потребность человечества в энергии возрастет вдвое. При этом основным источником энергии останутся ископаемые углеводороды, добывать которые станет все труднее. Более затратное производство энергии и рост населения неизбежно будут сопровождаться увеличением выбросов углекислого газа. Чтобы решить эти три задачи, нефтяные компании должны разрабатывать технологии увеличения нефтеотдачи и добычи углеводородов в труднодоступных местах, а также технологии производства экологически чистых энергоносителей, таких, как синтетическое топливо и сжиженный природный газ, считают в Shell.

«Мы работаем над усовершенствованием методов увеличения нефтеотдачи, воздействуя на пласт с помощью сочетания пара, растворителей, а также электрических нагревателей», – говорит заместитель председателя концерна Shell в России Илья Берченко. В области бурения Shell применяет технологию «бурения на депрессии», которая позволяет увеличить приток нефти и газа и повысить коэффициент извлечения на 17-25%. «Мы также бурим горизонтальные и вертикальные скважины со змеевидным стволом – например, пробуренная на шельфе Брунея одна горизонтальная скважина со змеевидным стволом позволила вскрыть ряд небольших накоплений нефти и газа с наименьшими затратами и минимальной степенью воздействия на окружающую среду», – поделился опытом представитель Shell в России.

Также для увеличения нефтеотдачи Shell применяет подход, получивший название «Умные месторождения». Рост добычи происходит за счет постоянной оптимизации работы всех промысловых объектов: скважин, коллекторов, трубопроводов и других наземных объектов. Понятие «умное месторождение» подразумевает максимум измерений и контроля, его принцип отражен в алгоритме оптимизации добычи на «умных месторождениях». Этот алгоритм применяется для оценки основных решений, направленных на обеспечение наиболее эффективной эксплуатации месторождения в течение всего срока его эксплуатации. Результаты измерений в скважинах и на промысловых объектах (в частности, давление, притоки из разных зон, состав нефти, температура) сохраняются и обрабатываются. Соответствующие данные заносятся в модели в режиме реального времени (модели коллекторов, объемов закачки и добычи, наземных промысловых объектов), обеспечивающие более полное понимание поведения скважин и коллекторов. В России впервые проект с применением технологии «Умное месторождение» запущен на Западно-Салымском месторождении, которое разрабатывает совместное предприятие Shell и Sibir Energy «Салым Петролеум Девелопмент».

Наукоемкие затраты
В той же Shell полагают, что у российской нефтегазовой отрасли богатая более чем столетняя история развития и Россия обладает развитой научной базой. Однако во все времена активный научный прогресс и развитие отрасли также были основаны на сотрудничестве и способности заимствовать и адаптировать опыт других стран и компаний. Особенно такой подход актуален в России сейчас в связи с истощением ряда крупных месторождений, необходимостью применения различных методов увеличения нефтеотдачи и нахождением новых крупных месторождений на шельфе и в арктическом климате.

«Если говорить о концерне Shell, то мы используем оба подхода – развиваем собственные технологии и заимствуем их у наших подрядчиков. Например, мы покупаем газотурбины у различных производителей такого оборудования. Кроме того, мы заимствуем у сервисных компаний технологии для освоения глубоководных шельфовых месторождений, например, в районе Мексиканского залива, где нефть и газ добываются на глубине 2,5 тыс. метров», – утверждают представители компании.

Разработка новых технологий сопряжена с большими инвестициями и рисками. Только в 2008 году Shell инвестировала $1,2 млрд в научные исследования и разработки, чтобы оставаться лидером в сфере инноваций в своей отрасли. Но еще более дорого и рискованно не разрабатывать технологии. «Мы твердо верим, что новые технологии играют решающую роль», – говорят в Shell. Ценность технологии, однако, заключается в ее применении. В нефтегазовой отрасли путь от инновации до использования технологии обычно занимает до 20 лет, в то время как в остальных отраслях экономики – порядка 10 лет. Сегодня нефтегазовая отрасль не может ждать так долго. Технологии должны разрабатываться в более короткие сроки, и необходимо обеспечить их эффективное и быстрое применение.

Назад к списку
публикаций