Природу нужно не изменять и подчинять, а учиться у нее оптимальной организации процессов

We should not change or bring nature under control, but learn how to organize processes in an optimal way

В постперестроечный период, вплоть до 2000 г., коэффициент извлечения нефти (КИН) падал. Лишь в 2000 г. наметилась стабилизация, обозначился рост и ныне, по документам ЦКР, средний показатель КИН по России зафиксирован на уровне 38%. Однако некоторые известные нефтяники утверждают, что КИН в стране падает, и называют значительно меньшие цифры. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?
Отвечая на первый вопрос, следует отметить, что увеличение нефтедобычи не всегда является чрезвычайно важным, а объем добываемой нефти является функцией большого количества разнонаправленных факторов. С другой стороны, коэффициент нефтеизвлечения характеризует, во-первых, уровень развития нефтепромысловой науки и соответствующих техники и технологий и, во-вторых, кровную заинтересованность государства в рациональном использовании богатств недр, принадлежащих народу, в первую очередь для повышения благосостояния всего народа, а не только и не столько отдельной категории граждан. С этой точки зрения коэффициент извлечения нефти (КИН) является важнейшей характеристикой, и стремление к его увеличению является и важным, и актуальным.

Тенденция снижения проектного коэффициента извлечения нефти начала проявляться в СССР в шестидесятые годы. При этом с 2000 г. не намечается никакого перелома в тенденции изменения КИН, т. е. проектные величины КИН практически не увеличиваются, что, с одной стороны, можно объяснить ухудшением структуры запасов нефти, а с другой стороны – увеличением обводнения разрабатываемых месторождений, что резко повышает обводненность добываемой продукции, приводя к нерентабельности добычи нефти.

В настоящее время в силу закрытости практических показателей деятельности нефтедобывающих компаний и недоступности результатов мониторинга разработки месторождений трудно судить о величинах текущих КИН; ясно одно, что текущий КИН по месторождениям Российской Федерации большого оптимизма не внушает (за исключением некоторых нефтяных месторождений).
Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?
По-видимому, это ошибочное мнение, что «…средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%». Действительно, текущий КИН Ромашкинского месторождения соответствует приведенной цифре. При этом можно предполагать, что конечный КИН в 60% (а может быть, и выше) на Ромашкинском месторождении будет достигнут. Для всех разрабатываемых в Татарстане нефтяных месторождений КИН в 60% маловероятен. В условиях ухудшения структуры запасов нефтяных месторождений достижение высоких коэффициентов извлечения нефти (даже при неограниченном финансировании процесса выработки запасов) невозможно. Вообще, максимальная величина конечного КИН зависит от большого количества факторов и, при прочих равных условиях, определяется режимом дренирования. В зависимости от режима дренирования для самых благоприятных условий конечный КИН может теоретически достигать 70 – 80%.
КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов УВ на данном месторождении. Однако, по мнению некоторых ученых и практиков, несовершенство приборов и техники в построении горно-геологических моделей дает погрешность до 30%. Как же посчитать КИН? Можно ли говорить как-то однозначно о месторождении, что здесь КИН такой? Но через некоторое время уплотнили сетку скважин, применили различные МУН – и величина КИН изменилась…
Коэффициент извлечения нефти определяется отношением количества добытой нефти (находящейся на поверхности) к количеству нефти в залежи (под землей). Совершенно очевидно, что извлеченное количество нефти зависит от большой линейки параметров различной природы, в том числе и от времени, и этот показатель определяется достаточно точно. С другой стороны, КИН зависит от точности оценки балансовых запасов, которые, в свою очередь, зависят, во-первых, не только от и не столько от «…несовершенства приборов и техники», сколько от неопределенности многих параметров, определяющих балансовые запасы, и от их ограниченного количества (в большинстве случаев балансовые запасы оцениваются на этапе разведки месторождения по данным ограниченного количества разведочных скважин). Именно поэтому точность прогнозных оценок КИН недостаточно велика.
Какие МУНы считаются наиболее популярными, рентабельными или все они должны применяться адресно, то есть в строгом соответствии с горно-геологическими условиями и проектом разработки данного месторождения?
Имеются достаточно обоснованные критерии применения тех или иных МУН в конкретных горно-геологических условиях с учетом особенностей добываемой продукции и состояния выработки объекта.
Что обычно понимается под «интенсификацией нефтедобычи»? Установка штуцера большего, чем следует по данным ГИС, диаметра, «усиленная» перфорация, гидроразрыв пластов? Не вредно ли форсирование добычи нефти? Не следует ли более тщательно подходить к подбору темпов отбора продукции скважин, чтобы не погубить месторождение, предотвратить преждевременное обводнение? Или решающее значение имеют другие императивы: быстрее добиться окупаемости инвестиций и быстро получить прибыль?
Под интенсификацией добычи нефти понимается искусственное увеличение темпа отбора продукции из пласта, т. е. форсирование добычи нефти во времени. Так как при этом человек вмешивается в естественные законы природы (в данном случае в закон течения нефти в пласте), вряд ли это можно считать хорошим делом. Может ли это «…погубить месторождение…» – ответ на этот вопрос даст время. Но определенно можно утверждать, что хотя при этом сокращается срок окупаемости инвестиций и получения прибыли, нарушается принцип рациональности разработки. Примером такой «интенсификации» являются нефтяные месторождения, часто значительные, крупные, которые через десять – пятнадцать лет разработки имеют текущий коэффициент извлечения нефти 7 – 10% при обводненности продукции более 80%, а иногда и 90% (разрабатываемые в эти годы с высокими темпами отбора продукции, т. е. интенсивно).
Насколько эффективны современные МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей и битумов, насколько рентабельны эти процессы?
Современные методы нефтеизвлечения тяжелых нефтей и битумов, например, в Канаде позволяют довести себестоимость добычи до 70 долл/т. Согласно публикациям, себестоимость добычи нефти при использовании современных МУН колеблется от 40 до 160 долл/т.
Раньше к гидроразрыву пластов прибегали на истощенных месторождениях или при плохих коллекторских свойствах пласта. Сейчас нередко процесс бурения скважин заканчивают ГРП. Существует противоречивое отношение к этому МУН. Полагают, что последствия применения этого метода могут сказаться негативным образом в отдаленной перспективе. В самом ли деле ГРП наносит больше вреда для месторождения, чем пользы?
Во-первых, ГРП мы не рассматриваем в качестве МУН; во-вторых, каковы будут последствия широкомасштабного применения этого метода надругательства над пластом – покажет время. Автор является принципиальным противником широкомасштабного применения современных видов ГРП, в частности глубокопроникающих, массированных, крупнотоннажных, когда искусственному воздействию подвергаются огромные объемы продуктивных пластов.

Наши знания о процессах, протекающих в продуктивных пластах при их разработке, ограничены феноменологическим законом течения флюидов в пористой среде, которого явно недостаточно, чтобы оценивать риски, особенно отдаленные, которым подвергается система, в которую мы вмешиваемся различными энергетическими воздействиями (в том числе и ГРП). В этих условиях необходимо умерить наш пыл необдуманного вмешательства в природные процессы (природу нужно не изменять и подчинять, а учиться у нее оптимальной организации процессов).
Дальнейшая эксплуатация истощенных месторождений будет поднимать КИН, но, очевидно, только до границ рентабельности. Что после этого? Скважины пополнят фонд бездействующих? Их и так уже около 26 тысяч, что более 16% эксплуатационного фонда. Кстати, что, на ваш взгляд, следует предпринять для сокращения числа неработающих скважин?
В этом случае будет необходимо законсервировать не отдельные скважины, несмотря на их большое количество, а ликвидировать (консервировать) инфраструктуру целых месторождений, организуя мониторинг (в том числе и экологический) законсервированных объектов, создав для этого специальную службу. Это – неизбежно и потребует значительных финансовых и материальных ресурсов; при этом уже сейчас пора думать о подготовке соответствующих кадров.
Каковы перспективы использования нанотехнологий для повышения нефтеотдачи?
Более легковесного и ненаучного словосочетания, чем «нанотехнологии», трудно придумать, поэтому автор и затрудняется отвечать на такие вопросы.
Насколько популярна у нефтяников идея государственного контроля за эффективностью добычи на основе качественного мониторинга разработки месторождений? Какие идеи, на ваш взгляд, должны быть внесены в Закон «О недрах» для того, чтобы решение проблемы нефтеотдачи стало заботой недропользователя?
Очевидно, что не у всех, кто кормится от добычи нефти, идея государственного контроля за эффективностью добычи нефти на основе ли качественного мониторинга процесса разработки, на основе ли определенных ограничений в добыче, будет одинаково популярной.

Желающим более подробно ознакомиться с ответами на некоторые из вышепоставленных вопросов могу посоветовать следующие публикации:

Комментарии посетителей сайта