Инновации для зрелых месторождений

В последние годы неуклонный рост доли трудноизвлекаемых запасов в нефтяном балансе России поставил отечественные нефтедобывающие компании перед необходимостью активного поиска новых методов работы. Запасы «легкой» нефти стремительно иссякают, и в скором времени предприятиям отрасли придется перенаправить основные усилия на получение более «трудных» углеводородов, что потребует применения самых передовых разработок и инновационного оборудования. Поэтому уже сегодня, в преддверии непростых времен, компании уделяют повышенное внимание внедрению новых технологий стабилизации нефтеотдачи пластов.

Первые исследования в сфере добычи трудноизвлекаемой нефти были развернуты еще в 1970-х годах. С течением времени российские и иностранные ученые разработали ряд высокоэффективных методов сохранения и повышения нефтеотдачи, которые сегодня с успехом применяются отечественными нефтяными компаниями. В числе наиболее востребованных технологий — многостадийный гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах, а также новые решения в области механизированной добычи.

Самотлор: ставка на интеллектуальный промысел

Одним из пионеров в сфере поиска и внедрения инноваций в процесс нефтедобычи по праву следует назвать ОАО «Самотлорнефтегаз». Находящееся на балансе предприятия легендарное Самотлорское месторождение разрабатывается уже несколько десятилетий, и на сегодняшний день поддержание среднегодовых объемов добычи на прежнем уровне (порядка 22 миллионов тонн) немыслимо без применения новых технологий.

На протяжении последних нескольких лет ОАО «Самотлорнефтегаз» с успехом внедряет и развивает систему «интеллектуального» промысла, которая позволяет дистанционно управлять скважинами, оперативно получать информацию об авариях и пожарах и устранять их. Прошедший год стал для предприятия настоящим годом инноваций. ОАО «СНГ» удалось перевыполнить программы в области капитального ремонта скважин и бурения боковых стволов, а также приступить к реализации ряда перспективных инвестиционных проектов в этой сфере. Одним из них стала, например, разработка Рубиновой площади, где сегодня с успехом функционируют два буровых станка и запущена первая скважина, дающая 60 тонн нефти в сутки.

В 2013 году предприятие планирует активизировать применение новых технологий при работе с базовым фондом скважин. Так, одно из наиболее перспективных ноу-хау — многостадийные гидроразрывы пласта (МГРП), которые были впервые применены предприятием в 2012 году. Ожидается также, что новые технологии позволят решить главную проблему Самотлора — высокую обводненность. Руководство предприятия уделяет повышенное внимание методам ограничения водопритока.

Еще одна немаловажная сфера внедрения инноваций — энергетика. В силу того, что основные операционные затраты ОАО «СНГ» — это затраты на электроэнергию (на их долю приходится порядка 40 % от общей стоимости добычи), вопрос энергосбережения настоятельно требует решения. Благодаря активной работе в этом направлении в настоящее время предприятию удается постепенно сокращать данную расходную статью. Хотя и в сравнительно небольших объемах: если в 2012 году предприятие тратило в среднем 15,7 кВт/час на тонну жидкости, то в 2013 году — 15,6 кВт/час.

В настоящее время ОАО «СНГ» успешно завершило первый этап сертификации по энергоменеджменту, получив высокие оценки компании-аудитора. В 2013 году в рамках продолжения реализации данной программы на насосах большой производительности будут установлены частотные преобразователи, которые позволяют снижать затраты и повышать эффективность работы оборудования.

Еще один проект, активно реализуемый руководством ОАО «СНГ» — программа целостности трубопроводов. Она включает в себя не только замену или ремонт поврежденных участков сети, но и диагностику всей системы в целом. В ближайшие два-три года программой внутритрубной диагностики, которая дает наиболее точную информацию по остаточному ресурсу трубопроводов, будет охвачено до 400 километров трубопроводов, что позволит диагностировать межпромысловые и внутрипромысловые трубы большого диаметра. Еще один элемент программы целостности трубопроводов — программа ингибиторной защиты, которой на сегодняшний день охвачено 100 % трубопроводов, не имеющих внутреннего покрытия. Общая протяженность сетей, по которым ведется ингибиторная защита, составляет 2 070 километров.

В 2013 году вложения в программу целостности трубопроводов будут увеличены на 30 % в сравнении с объемом финансирования прошлого года. Таким образом, ожидается, что на данные цели будет выделено 103 миллиона долларов.

Кроме того, по словам президента госкорпорации «Роснефть» Игоря Сечина, ОАО «СНГ» намерено изучить разработки дополнительных участков на месторождении, чтобы повысить объемы добычи. «Мы сейчас договорились с руководителем предприятия о поиске дополнительных участков для доразведки, чтобы придать этому месторождению второе дыхание», — отметил глава «Роснефти».

Пионеры многостадийного гидравлического разрыва

Еще одно предприятие, решительно пошедшее по пути внедрения инноваций — ЦДО «Варьеганнефтегаз». Именно здесь в 2012 году была впервые апробирована и признана эффективной технология многостадийного гидравлического разрыва пласта. Неслучайно заместитель генерального директора, главный геолог предприятия Михаил Романчев назвал данный вид работ «технологией номер один» для освоения трудноизвлекаемых запасов предприятия.

Испытания технологии с успехом прошли на нескольких месторождениях ВНГ — Кошильском, Верхнеколик-Еганском, Хохряковском, Ван-Еганском. Так, к примеру, одна из скважин (скважина № 3242 на 134-м кусту Верхнеколик-Еганского месторождения), на которой было проведено МГРП, показала дебит в 6—10 раз больше, чем от стандартного ГРП. Одна из самых сложных в регионе многостадийных операций сейчас осуществляется на 118-м кусту Северо-Хохряковского месторождения. Имеющиеся здесь запасы углеводородов достигают 30—50 миллионов тонн, и для их извлечения ВНГ намерено использовать проверенный метод.

Есть у предприятия и планы по освоению вязкой нефти погазовых зон. Для ее извлечения будет применена технология бурения длинных стволов со специальной системой. Кроме того, в Варьеганнефтегазе запущен новый проект «Водогазовое воздействие», направленный на увеличение вытеснения по трудноизвлекаемым малопроницаемым коллекторам. Дело в том, что закачка обычной воды для таких коллекторов не всегда эффективна. Решением проблемы может стать водогазовое воздействие — то есть закачка смеси воды и газа в разных пропорциях. Нагнетание попутного газа в пласт позволяет не только избавить окружающую среду от вредного воздействия в результате сжигания ПНГ на факелах, но и увеличить добычу нефти за счет массообмена между нефтью и газом.

Следует отметить, что на месторождениях ЦДО «Варьеганнефтегаз» ведется масштабная работа по модернизации газовой инфраструктуры. В частности, был запущен газопровод от ДНС–4 к компрессорной станции Хохряковского месторождения. На сегодняшний день добыча попутного нефтяного газа составляет порядка 110 тысяч кубометров в сутки. В рамках реализации газовой программы на Кошильском месторождении планируется построить объекты, которые позволят довести уровень утилизации попутного нефтяного газа до требуемых 95 %.

Непрерывное внедрение новых технологий помогает прогрессировать и подрядным организациям Варьеганнефтегаза. За последние пять лет уровень обслуживающих ВНГ геофизических сервисов серьезно вырос. К примеру, недавно в скважину на Северо-Хохряковском месторождении за один прием было спущено до 40 м геофизической техники. Ранее такая операция заняла бы неделю. Если учесть тот факт, что сутки бурения обходятся предприятию примерно в 1 миллион рублей, то ВНГ сэкономил более 7 миллионов.

Инновации в механизированной добыче

Залогом успеха ОАО «ТНК-Нягань» стала разработка грамотной стратегии, которая охватывает различные направления деятельности, связанные с механизированной добычей. Один из ключевых элементов этой стратегии — разработка мероприятий, направленных на снижение удельных затрат на текущий ремонт скважин. Кроме того, огромное внимание уделяется повышению качества сервиса и эксплуатации механизированного фонда скважин.

99 % фонда скважин «ТНК-Нягань» эксплуатируется механизированным способом, что влечет за собой множество проблем, требующих безотлагательного решения. Учитывая сложность фонда и ближайшие перспективы разработки сложных запасов Тюменской свиты, планируется совершенствовать существующие и привлекать новые технологии. Так, для новых скважин на Ем-Еговском месторождении, которые разбуриваются на Тюменские объекты, новым методом может стать работа в режиме фонтана с ЭЦН. При установке в НКТ перепускных клапанов появилась возможность управлять фонтаном, перепуская его из затрубного пространства в НКТ и обеспечивая регулирование отборов жидкости на устье скважины. Эффективность от внедрения нового метода выражается в увеличении межремонтного периода, снижении потерь добычи и, соответственно, большей добыче углеводородного сырья.

Одним из направлений повышения эффективности механизированной добычи также является гидроструйный способ эксплуатации. Реализация пилотного проекта, в ходе которого была выработана принципиально новая схема организации гидроструйной добычи, началась в 2010 году. В результате совместной работы специалистов ТНК-Нягань и ЗАО «Новомет-Пермь» было разработано инновационное оборудование — блок распределения, измерения и фильтрации «БРИФ». Если проект станет успешным, за счет оптимизации работы гидроструйных скважин будет получен дополнительный прирост добычи нефти.

Транспортировка вязкой нефти: решение проблемы

К числу месторождений с трудноизвлекаемой нефтью относятся месторождения с вязкой и битуминозной нефтью, мировой суммарный объем которой сегодня почти в 5 раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Два крупных месторождения высоковязкой нефти, которые входят в тройку крупнейших в России: это Ван-Еганское в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре и Русское в Ямало-Ненецком автономном округе.

Разработка этих месторождений будет вестись при поддержке ведущих специалистов по наземной инфраструктуре инжиниринговых компаний Канады, которые имеют на своем счету более 20 успешно реализованных проектов по комплексному обустройству месторождений битуминозной нефти в Канаде и Венесуэле. Сегодня в мире для добычи таких углеводородов используются термогравитационное дренирование пласта (в пласт для разогрева нефти закачивается пар), различного рода растворители и химические реагенты, снижающие вязкостные свойства нефти, а также шахтный способ добычи (Ухта, Россия) и даже карьерный на северо-западе Канады, где компания «Syncrude» разрабатывает битуминозные пески.

В числе особенностей «сырой» нефти Русского месторождения в ЯНАО — низкое содержание парафинов и асфальто-смолистых соединений, что позволяет выпускать на ее основе масла высокого качества, которые возможно применять в авиационной и космической технике. Однако транспортировка вязких, битуминозных эмульсий и нефти по трубопроводным системам сопряжен со значительными трудностями. Наиболее оптимальным вариантом решения этой проблемы, по мнению специалистов, является процесс смешения (блендинга) нефти с растворителями (легкой и средней нефтью с соседних месторождений). С этой целью на базе Русского месторождения планируется внедрение технологии «висбрекинга» (получения синтетической и полусинтетической нефти при более низких температурах 140—180 °С). Эта технология находится в процессе разработки и, по оценке экспертов, станет большим прорывом, способствующим оптимизации капитальных затрат при разработке месторождений с вязкой и битуминозной нефтью.

В целом, на сегодняшний день в стране существует более 1500 нефтяных месторождений, из которых около 800 находятся в разработке. От того, насколько эффективны будут методы нефтедобычи в ближайшие десятилетия, зависит не только будущее нефтегазового комплекса, но и энергетическая безопасность России. Поэтому отечественные компании продолжают активно инвестировать в инновации и внедрять новейшие методы повышения нефтеотдачи «зрелых» месторождений.

Александр Ким, первый заместитель губернатора Югры:
— По оценкам геологов и нефтяников, около 70 % запасов и ресурсов углеводородов округа можно отнести к категории трудноизвлекаемых. Технологически предприятия ТЭКа готовы с ними работать.

По официальным прогнозам Министерства экономического развития России, в 2014 году добыча нефти будет держаться на уровне 506—510 миллионов тонн, в 2015 году — 498,6—510 миллионов. Уже в среднесрочной перспективе это падение существенно отразится на доходах бюджета.

Игорь Холманских, полномочный представитель президента РФ в УрФО:
— Предприятие нефтегазового сектора сейчас находится в стадии такой технической революции, они качественно обновляют свои основные фонды, используют инновационные технологии.

В 2012 году, благодаря внедрению инновационных технологий, в Западной Сибири темпы падения базовой добычи нефти удалось снизить на 6,7 %.