Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России

Innovative development of oil and gas industry in Russia

A. DMITRIEVSKY, Russian Academy of Sciences,
Oil and Gas Research Institute, RAS

Нефтяная и газовая промышленность России на рубеже двух веков оказалась перед невиданными вызовами, которые создают необходимость смены парадигмы технологического развития нефтегазового комплекса России.

On the need and trends in changing the technological development paradigm in the oil and gas industry of Russia.

В настоящее время нефтегазодобыча в традиционных регионах, поставляющих основные объемы нефти и газа, характеризуется:
  • концентрацией нефтедобычи на месторождениях с высокопродуктивными запасами;
  • резким уменьшением доли активных и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти;
  • снижением среднего коэффициента нефтеотдачи как по отдельным регионам, так и по стране;
  • завершением эпохи месторождений-гигантов с уникальными запасами нефти и газа, эксплуатация которых началась в 60-е и 70-е годы;
  • стремительным истощением запасов дешевого сеноманского газа традиционных месторождений Западной Сибири;
  • исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км.
Особенно большие трудности возникли в нефтяной промышленности. Ни одна нефтедобывающая страна не решала в относительно короткий отрезок времени столь кардинальных и масштабных проблем. Нас подвело, как всегда, наше богатство: это огромное число крупных и гигантских месторождений с легкой маловязкой нефтью, размещающейся в природных резервуарах с высокоемкими коллекторами. Для подобных месторождений была создана тщательно отработанная технология поддержания пластового давления, что давало возможность оставлять «до лучших времен» часто очень крупные месторождения, но с параметрами, не позволяющими использовать эту технологию. И вот такие времена наступили, но они оказались не лучшими, особенно для реализации дорогостоящих технологий в условиях мирового финансового кризиса.

Поиск и разведка месторождений нефти и газа

Естественное истощение традиционных месторождений, как правило, на глубинах, не превышающих 2000 – 3000 м, вызывает необходимость масштабного промышленного освоения глубин 3 – 5 км, а в некоторых регионах 5 – 7 км.

Большие глубины – это более сложные горно-геологические условия, иная флюидодинамика, развитие измененных катагенетическими преобразованиями коллекторов нефти и газа, это более высокие температуры и давления. Необходимы новые научно-технические и технологические решения как для обоснования нефтегазоносности глубин 7 – 10 км, так и для возможности реальной нефтегазодобычи с этих глубин.

В последние годы накоплены убедительные доказательства достаточно широкого распространения флюидонасыщенных зон в литосфере. Геофизическими работами на глубинах 10 – 25 км установлены аномалии, характеризующиеся инверсиями сейсмических скоростей, изменениями электропроводности пород и другими эффектами. Эти аномальные зоны, представляющие собой трещиноватые породы, заполненные флюидами, предложено называть коровыми волноводами (КВ). Описаны механизмы дилатансии и компакции, которые реализуются в коровых волноводах. Дилатансионный эффект связан с раскрытием трещин и заполнением KB флюидами, в том числе глубинными углеводородами. В режиме компакции флюиды в большей или меньшей степени выжимаются из корового волновода и перемещаются в сторону меньших давлений в верхние горизонты земной коры, активно «промывая» осадочную толщу. Подобные процессы обеспечивают эффективный сбор микронефти в залежи. При этом в формирующемся месторождении могут аккумулироваться как нефть и газ органического происхождения, так и глубинные углеводороды (рис. 1).
Рис. 1. Процессы дилатансии и компакции в коровом волноводе
Образование и развитие гигантского Астраханского месторождения связано с движением флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского. Характер флюидных процессов в глубоких разломах зависит от последовательно чередующихся процессов дилатансии и компакции в коровых волноводах. Расчеты показали, что при сдвиге в режиме дилатансии в разломе возникают такие отрицательные давления, которые создают мощный эффект нагнетания флюидов. В результате автоколебательных процессов в разломных зонах и коровых волноводах флюиды устремляются в окружающий массив пород (рис. 2).
Рис. 2. Движение флюидов по разломам
В 1997 г. в пределах Астраханского карбонатного массива по предложению ученых Института проблем нефти и газа РАН и Геологического института РАН было начато поисковое бурение на глубокие горизонты. С этой целью были введены в бурение пять глубоких скважин. Одна из этих скважин на правом берегу Волги явилась первооткрывательницей газоконденсатного месторождения в каменноугольных отложениях. В скважине «Девонская-2» в карбонатно-терригенном комплексе среднего девона на глубине 6850 м в 2001 г. были получены притоки углеводородов. Это открытие позволяет рассматривать Астраханский карбонатный массив как единое гигантское месторождение с уникальными запасами углеводородов. В связи с этим становится актуальной проблема формирования месторождений со столь высокой плотностью запасов.

Положительные результаты бурения на Астраханском массиве, с учетом уже имеющихся сведений, указывают на региональную нефтегазоносность девонского комплекса Прикаспийской впадины. Именно с этих позиций следует пересмотреть прогнозную оценку УВ-потенциала, направление поисковых работ, региональных и научных исследований.

В конце 80-х годов при исследовании образцов керна Оренбургского газоконденсатного месторождения были выделены высокомолекулярные компоненты (ВМК), которые состоят из озокерито- и церезиноподобных компонентов, твердых парафинов и углеводородных компонентов нефтяного ряда. Детальное изучение ВМК привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного нами «матричной нефтью». Эта нефть связана с наиболее плотными разностями карбонатного природного резервуара. Эксплуатационные скважины, даже вскрывшие залежи этой нефти, не «замечали» ее. Дело в том, что матричная нефть как бы срослась с карбонатной породой, стала ее составной частью и может быть добыта с помощью специальных растворителей. Вот почему более 30 лет активной разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения не выявили залежи матричной нефти.

Матричная нефть является новой разновидностью углеводородного сырья, установленного в пределах карбонатных резервуаров газоконденсатных месторождений. Ресурсы матричной нефти выявлены впервые и поэтому не учитывались при традиционном подсчете запасов. По заключению экспертной комиссии ГКЗ Министерства природных ресурсов РФ от 3 июня 2005 г., ресурсы матричной нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения составляют 2,56 млрд тонн нефтяного эквивалента.

Как показали результаты фундаментальных исследований, Оренбургское газоконденсатное месторождение содержит не только запасы газа и конденсата, но и соизмеримые с ними по величине запасы матричной нефти – природного высокомолекулярного сырья неуглеводородного (смолы, асфальтены) и углеводородного (твердые парафины, масла и жидкие нефтяные углеводороды) составов.

И если свободные газ и газоконденсат заполняют поровые объемы, то высокомолекулярные компоненты в продуктивных отложениях газоконденсатных месторождений связаны с карбонатной породообразующей матрицей – плотной субкапиллярно-поровой минерально-органической частью породы. Как показано исследованиями, карбонатное породообразующее вещество, слагающее матрицу продуктивных отложений отдельных газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, является сложно-построенным природным полимерным карбонатно-органическим образованием. На определенных этапах химического «старения» органической полимерной составляющей карбонатной матрицы интенсивно сбрасываются низкомолекулярные газообразные производные этого процесса, что отвечает этапу интенсивной газогенерации. Параллельно с генерацией газообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов органическая часть карбонатно-органического полимера преобразуется до первичных высокомолекулярных соединений, таких как литоасфальтены, тяжелые литосмолы, твердые литопарафины. Эти первичные высокомолекулярные компоненты концентрируют в себе нефтегенерационный потенциал, реализация которого до масел и жидких нефтяных углеводородов начинается в процессе рождения и продолжается далее в условиях уже сформировавшейся газовой залежи.

Низкомолекулярные газообразные и жидкие углеводороды удерживаются высокомолекулярными компонентами до осмотически набухшего гелеобразного состояния. Как установлено, в продуктивных отложениях газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений (Оренбургское, Карачаганакское, Тенгизское) на определенных стадиях своего преобразования само породообразующее карбонатное вещество субкапиллярнопоровой матрицы находится в набухшем в углеводородах коллоидном состоянии.

Высокомолекулярное сырье (ВМС) газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сложенных карбонатами, – это уникальное по своим свойствам природное образование, особый тип сингенетичных залежей различной степени зрелости нефтей (матричные нефти), содержащих в своем составе крайне сложные объемные высокомолекулярные соединения (С60, С80, С100). Оно уникально с точки зрения аномально высоких сорбционных свойств по отношению к углеводородным газам повышенного содержания адамантановых, фуллереноподобных структур, поликонденсированных твердых углеводородов, представляющих интерес для их использования при развитии наукоемких технологий нового поколения (при создании композитов нового поколения, в качестве селективных сорбентов компонентов попутного нефтяного газа и т. д.).

Исследованиями проб высокомолекулярных компонентов матричной нефти установлено высокое содержание в них цветных и благородных металлов, а также редких и редкоземельных металлов (рис. 3, 4). Концентрация некоторых металлов настолько велика, что сравнима с концентрацией этих элементов в месторождениях рудных полезных ископаемых.
Рис. 3. Концентрация цветных и благородных металлов
Рис. 4. Концентрация редких и редкоземельных металлов
Для добычи матричной нефти, а в ее составе наиболее высокомолекулярных компонентов, необходимо использовать активные реагенты, способствующие растворению и извлечению из пласта всех высокомолекулярных компонентов.

Как показали экспериментальные данные, такими растворителями могут быть жидкие ароматические углеводороды (толуол, смолы пиролиза и др.). Установлено, что циклическое воздействие на высокомолекулярные компоненты ароматическими углеводородами в несколько раз, и необратимо, снижают степень набухания их в нормальных углеводородах, что приводит к увеличению проницаемости субкапиллярнопоровой матрицы.

Воздействие на карбонатную матрицу ароматическими рабочими агентами приводит к снижению степени гидрофильности матрицы и к снижению ее фильных свойств по отношению к нормальным углеводородам, то есть к связыванию ранее свободной воды, к освобождению ранее связанных нормальных углеводородов, к приведению в действие механизмов восстановления физико-химического равновесия и капиллярно-противоточной пропитки, обеспечивающих замещение на воду ранее связанных в матрице газа и жидких углеводородов с растворенными в них маслами. Эти процессы сопровождаются освобождением ранее сорбированных газа и конденсата, способствуют открытию каналов матрицы для их разгрузки в фильтрирующие поровые объемы и к увеличению добычи как газа и конденсата, так и матричной нефти.

С целью направленной добычи высокомолекулярного сырья вместе с газом и конденсатом на основе проведения опытных работ в скважинах разрабатываются специальные технологии. Созданы новые технологии глубокой переработки высокомолекулярного сырья в моторные топлива, жидкую ароматику, этилен-пропилен содержащий газ с попутным извлечением высокоценных металлов и их товарных продуктов (рис. 5).
Рис. 5. Принципиальная схема процесса гидрогенизации высокомолекулярных компонентов матричной нефти

Разработка месторождений нефти и газа

На сегодняшний день из недр планеты извлечено около 150 млрд тонн нефти. На долю России приходится почти 18 млрд тонн. Мировая практика показывает, что с помощью технологий поддержания пластового давления добывается около 30% нефти. В нашей стране на долю технологий заводнения приходилось более 99% добычи. Вывод: в отличие от мировой практики наши нефтяники отдавали предпочтение единственной, но чрезвычайно эффективной технологии поддержания пластового давления. Но эта технология демонстрирует свою максимальную эффективность при добыче высокопродуктивных запасов легкой маловязкой нефти, хорошо подходящей для хранения в резервуарах с прекрасными коллекторскими свойствами. Из 45 млрд тонн добытых мировых запасов этой нефти на долю России приходится почти 40%. Подобная практика обеспечила более высокие, чем среднемировые, темпы развития нефтедобычи в нашей стране. Однако результаты были достигнуты за счет эксплуатации самых ценных нефтяных запасов. К настоящему времени их доля снизилась до 30%. Это означает, что в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов (рис. 6, 7).
Рис. 6. Структура запасов нефти
Рис. 7. Структура запасов нефти 1997, 2007 гг.
Для кардинального изменения ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Первая задача может быть решена в результате активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, Арктический шельф) и интеллектуального, а затем и промышленного освоения больших глубин. Ухудшение структуры запасов можно компенсировать масштабным использованием современных инновационных методов увеличения нефтеотдачи – тепловых, газовых, химических, микробиологических и быстрого наращивания масштабов их применения.

Негативные изменения структуры сырьевой базы, связанные прежде всего с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, могут резко снизить добычу нефти в ближайшей перспективе. В рамках программы «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» ученые нашего института совместно с учеными академических и отраслевых институтов работают над реализацией инновационной программы развития отрасли.

Особое внимание при реализации этой программы уделено созданию научных основ новых инновационных технологий добычи тех категорий нефти, которые преобладают в структуре трудноизвлекаемых запасов. Прежде всего это месторождения с тяжелой высоковязкой нефтью и обводненные месторождения.

Созданы научные основы новых эффективных технологий разработки месторождений с тяжелыми вязкими нефтями. Технология базируется на «фрактальной» модели, которая объясняет динамические свойства нефти, в том числе колебательный характер релаксации вязкости (рис. 8).
Рис. 8. Фрактальный агрегат частиц нефти ферромагнитных окислов железа
Полученные технологические решения позволяют целенаправленно уменьшать вязкость тяжелых нефтей, эффективно осуществлять сепарацию воды, нефти и газа, предотвращать рост асфальто-смоло-парафиновых отложений.

Понимание механизмов снижения вязкости нефти дает возможность обосновать выбор эффективных интегрированных технологий извлечения высоковязких нефтей (парогазовое воздействие на залежь, высокочастотный электромагнитный разогрев околоскважинной зоны пласта с последующим применением растворителя и др.).

Технология добычи нефти из обводненных месторождений

Как было показано выше, нефть на абсолютном большинстве наших месторождений добывается с использованием технологии поддержания пластового давления. При этом обводненность месторождений, т.е. количество воды в добываемой продукции, превышает 80%, а на некоторых месторождениях достигает 96 – 98%. При длительном использовании технологии поддержания пластового давления вода выбирает наиболее проницаемые пропластки, обходя участки, зоны и линзы с худшими коллекторскими свойствами, где находятся значительные запасы нефти. Для добычи этой нефти надо направить потоки воды в слабо проницаемые пропластки и зоны.

Учеными Института проблем нефти и газа РАН разработана полимерно-гелевая система «Темпоскрин», которая опробована на 32 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана (А.Н. Дмитриевский, Д.А. Каушанский, 2005). Эта саморегулирующаяся так называемая интеллектуальная система избирательно воздействует на высокопроницаемые обводненные пласты, резко снижая их проницаемость, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, изменяет фильтрационные потоки, увеличивая oxват пласта заводнением, что приводит к увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи.

Гидрогели обладают высокими вязкоупругими и пластичными свойствами и практически не деструктируют в пластовых условиях. При этом, как показали исследования, величина вязкости и пластичности раствора практически сохраняется с одновременным увеличением упругих и эластичных свойств полимерно-гелевой системы.

Сегодня, когда широкое применение получили полимерно-гелевые системы на основе полиакриламида и солей трехвалентного хрома, система «Темпоскрин» отличается не только однокомпонентностью, отсутствием солей тяжелых металлов, но и пространственной структурой гелей, которая обеспечивает высокие вязкоупругие и пластичные свойства и в конечном итоге приводит к лучшим технологическим и экономическим результатам (рис. 9).
Рис. 9. Технология «фрактальной» модели
Особенность ПГС «Темпоскрин» заключается в сочетании двух способов введения гелей: непосредственной закачки гелей в пласт и синтеза гелей в пласте. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Однако гель не проникает в тонкопористые и низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства геля «Темпоскрин». Кроме того, гелевые частицы обладают высокими вязкоупругими и флокулирующими свойствами.

В целом технология «Темпоскрин» позволяет:
  • подключить в разработку ранее не работавшие пласты и пропластки;
  • увеличить коэффициент охвата пластов заводнением;
  • изменить фильтрационные потоки жидкости;
  • выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины и пласта;
  • повысить вытесняющую способность закачиваемой системы;
  • за счет флокулирующих свойств создать условия для возникновения дополнительного остаточного сопротивления воде;
  • уменьшить обводненность добываемой продукции;
  • повысить нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии их эксплуатации.

Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании

В мировой практике подсчет запасов и проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений выполняется на основе концепции «абсолютного порового пространства». Под ним понимается пространство, которое характеризуется коэффициентами открытой пористости m и абсолютной проницаемости k (по газу). В то же время реальные фильтрационные процессы в пласте протекают в эффективном поровом пространстве, то есть в присутствии остаточной водонасыщенности. Эффективное поровое пространство характеризуется коэффициентами эффективной пористости mэф и эффективной проницаемости kэф. Связь между m и mэф следующая: mэф = (1-Sв.ост.)·m, где Sв.ост. – величина остаточной водонасыщенности. Под kэф понимается фазовая проницаемость по нефти при водонасыщенности Sв.ост..

Несоответствие между концепцией абсолютного порового пространства и реальными условиями фильтрации флюидов в пласте сопровождается:
  • ошибками при нормировании и использовании кривых относительных фазовых проницаемостей;
  • затруднениями при учете данных гидродинамических исследований скважин и их эксплуатации в процедуре адаптации 3D гидродинамической модели пласта;
  • неудовлетворительным результатам при установлении корреляционных связей «керн-геофизика»;
  • некорректным определением граничных значений параметров при выделении неколлекторов и, как следствие, ошибкам при подсчете запасов нефти и газа;
  • искажениям методологии исследовательских работ на кернах или моделях пластов.
Учеными ИПНГ РАН разработана общая методология подсчета запасов, проведения лабораторных исследований и проектирования разработки на основе концепции эффективного порового пространства. Соответствующий переход в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании сопровождается небольшими изменениями в математической постановке задач. При этом алгоритмы их решения не изменяются. Требуются несколько иные методы проведения и интерпретации результатов лабораторных исследований кернов, построения корреляционных зависимостей «керн-геофизика» и данных геофизических исследований скважин.

Моделирование в эффективном поровом пространстве:
  • улучшает корреляционные связи между mэф и kэф., которые затем используются при создании 3D геологических и гидродинамических моделей пласта;
  • делает корректным использование результатов гидродинамических исследований скважин и данных их эксплуатации в процедуре адаптации 3D гидродинамической модели пласта;
  • дает возможность осуществлять такие гидродинамические исследования скважин, когда в пластовых условиях определяются необходимые для 3D моделирования относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды именно в эффективном поровом пространстве;
  • позволяет строить реалистичные модели пластов, осуществлять более достоверный прогноз показателей процесса разработки месторождений нефти и газа и точнее оценивать запасы природных углеводородов.
Достаточно сложная ситуация сложилась в газовой промышленности России. Более 30 лет основная добыча газа в стране обеспечивалась за счет базовых месторождений-гигантов Западной Сибири – Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего, которые вступили в стадию падающей добычи и характеризуются постоянным снижением пластового давления. Добыча газа из сеноманских залежей этих месторождений ежегодно снижается на 20 – 25 млрд м3. В то же время остаточные запасы так называемого низконапорного газа превышают 5,0 трлн м3.

Сотрудниками института проводятся работы по созданию эффективных технологий извлечения остаточных гигантских запасов сеноманского газа, которые включают:
  • научно-методическое обоснование оценки запасов низконапорного газа;
  • разработку методологических основ создания системы управления и регулирования эксплуатации месторождений в период падающей добычи;
  • создание и внедрение новых технологий, обеспечивающих интенсификацию добычи низконапорного газа;
  • разработку научных основ эксплуатации газовых скважин в осложненных условиях (низкие пластовые давления, песчаные пробки, наличие воды и песка в потоке газа и др.);
  • разработку новых технических средств и технологий добычи и компримирования газа, позволяющих существенно снизить величину давления на завершающей стадии эксплуатации с целью повышения конечной газоотдачи;
  • создание новых технологий экологически безопасной эксплуатации месторождений в период падающей добычи;
  • проведение фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований по изучению особенностей движения газожидкостных смесей в пористых средах, вертикальных и горизонтальных трубах, механизма защемления газа внедряющейся водой и вытеснения воды газом в пористых средах, условий и механизма разрушения пласта-коллектора при различных геолого-промысловых характеристиках;
  • создание опытных полигонов на объектах добычи сеноманского газа Западной Сибири (в первую очередь на месторождении «Медвежье») для апробации новых технических средств и технологий извлечения низконапорного газа.
Реализация созданных технологий, и в первую очередь – технологий, резко снижающих вынос песка, и обеспечит эффективную добычу гигантских запасов низконапорного газа.

Не менее важной проблемой является добыча газов, содержащих сероводород. Доказанные запасы газа Астраханского газоконденсатного месторождения превышают 3,2 млрд м3. Основная особенность месторождения – повышенное содержание сероводорода. На долю H2S приходится более 25%. Для отделения сероводорода от метана построен газохимический комплекс, производительность которого 12 млрд м3. Эти объемы определяют и темпы добычи газа.

Открытие, по прогнозам ученых РАН, трех новых месторождений в пределах Астраханского карбонатного массива позволило увеличить запасы газа до 5,4 трлн м3. Однако увеличение добычи сдерживается отсутствием эффективных технологий сепарации сероводорода от основной метановой продукции.

Совместно с НТЦ «ЭНГО» разработана оригинальная сверхзвуковая «3S»-технология сепарации углеводородных смесей. Технология базируется на современной аэродинамике, газовой динамике, теории ударных волн, термодинамике и теории фазовых превращений углеводородных смесей. «3S»-технология обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными технологиями сепарации углеводородов из природного газа. Она используется для решения следующих задач газовой промышленности: подготовки газа к транспортировке (дегидратация и выделение тяжелых углеводородов); сепарации пропан-бутана; сепарации сероводорода и углекислого газа от метана; выделение этана; сжижение сероводорода. Решение проблемы сепарации сероводорода непосредственно на устье скважины, низкая стоимость установки (она в десятки раз меньше стоимости завода) позволят существенно увеличить добычу газа в пределах Астраханского карбонатного массива (рис. 10).
Рис. 10. Принципиальная схема установки «3S»
Ресурсы метана в газогидратных месторождениях превышают на порядок совокупные запасы газа всех открытых на сегодняшний день месторождений. Добыча газа из гидратных месторождений, несмотря на некоторое продвижение, до сих пор рассматривается как проблема отдаленного будущего. Предложен новый подход, который может быть основой будущей технологии разработки гидратных залежей. Экспериментальные исследования показали возможность замещения метана газовых гидратов углекислым газом. Получены оптимальные режимы вытеснения и измерены характерные времена процесса. При этом одновременно решается проблема консервации гигантских объемов углекислого газа, который, как известно, существенно влияет на темпы глобального потепления.

Транспорт нефти и газа

Общая протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50,0 тыс. км, а магистральных газопроводов – более 150,0 тыс. км. Широко известны планы по строительству новых транспортных магистралей. Прежде всего, следует отметить строительство газопровода «Северный поток». Планируется расширение Балтийской трубопроводной системы, строительство газопровода «Южный поток», интеграция нефтепроводных систем «Дружба» и «Адрия» для обеспечения транспортировки нефти на экспорт через порт Омишаль (Хорватия). При реализации восточных нефтегазовых проектов предусмотрено строительство нефте- и газопроводов для поставки углеводородов в регионы Восточной Сибири, Якутии и Дальнего Востока, а также на экспорт в Китай, Корею и Японию. Развитие отечественной индустрии сжиженного газа позволит России поставлять LNG в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, Северной и Южной Америки.

Это – планы на будущее. Но сегодня главной проблемой транспорта нефти и газа является изношенность трубопроводных систем. Известно, что значительная часть нефтепроводов превысила нормативный срок службы. Около 40% нефтепроводов эксплуатируются свыше 30 лет и еще почти столько же имеют срок эксплуатации от 20 до 30 лет. Система магистральных газопроводов была введена в эксплуатацию позже, но и здесь возраст значительной части газотранспортной системы также близок к завершению нормативного срока службы (средний возраст газопроводов близок к 25 годам, и 15% газопроводов выработали нормативный срок службы). Следует иметь в виду, что стоимость нефтегазотранспортной системы составляет многие триллионы рублей.

Как показали выполненные учеными ИПНГ РАН исследования, срок службы около половины трубопроводных систем можно продлить на 12 – 15 лет за счет введения научно обоснованной системы мониторинга и своевременного проведения работ по ремонту, реконструкции и техническому перевооружению транспортных систем. Установлено, что наиболее частые аварии приходятся на трубопроводы, находящиеся в зонах геодинамической и сейсмической активности, напряженного состояния недр, зоны разломов и участки активной эманации агрессивных глубинных газов (рис. 11). Большое влияние на формирование стресс-коррозии и разрушение трубопроводов оказывают магнитные, электрические и тепловые аномалии, а также уровень технической подготовки нефти и газа к транспорту. При этом на отдельных участках линейных частей трубопроводов аварии происходят с разными временными интервалами (3 – 4 года, 10 – 12 лет, 15 – 20 лет). Но даже при истечении нормативного срока службы трубопроводов, определенного в 33 года, имеются участки труб, практически не затронутые коррозией и повреждениями. Выделение зон и участков, на которых происходят регулярные аварии, тщательный контроль за состоянием трубопроводов, своевременная переизоляция позволят увеличить нормативный срок службы половины трубопроводных систем до 45, а в некоторых случаях до 50 лет и сконцентрировать силы и средства на наиболее опасных участках трубопроводов. Реализация подобного подхода позволит сэкономить многие сотни миллиардов рублей.
Рис. 11. Сейсмическая активность и трасса нефтепровода «Восточная Сибирь-Тихий океан»
В 2005 г. на Международную конференцию по освоению нефтегазовых ресурсов арктического шельфа RAO-05 был представлен доклад, подготовленный российскими и норвежскими учеными и специалистами (Институт проблем нефти и газа РАН, НИИграфит, Rogala, Research Centre), который открывает новую эпоху транспорта природного газа (А.Н. Дмитриевский и др., 2005). В настоящее время газы хранят, транспортируют в сжиженном или сжатом состоянии. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки. Первый требует применения специальных материалов и систем охлаждения и является громоздким и дорогостоящим. Второй метод нуждается в высоких давлениях, требует высокопрочных материалов для изготовления емкостей, собственная масса которых во много раз превышает массу транспортируемого или хранимого газа.

Для снижения себестоимости операций по хранению и перевозке метана в сжатом виде возможно использование сорбентов-накопителей с высокой сорбционной емкостью, загружаемых посредственно в емкость вместе с газом.

В последние годы для хранения и транспортировки метана предлагают использовать новые формы углерода, фуллерены, нанотрубки и нановолокна. Согласно литературным данным, количество метана, сорбируемое углеродными нанотрубками и нановолокнами, может достигать десятков процентов, однако стоимость этих сорбентов высока, и такой способ нельзя признать рентабельным. В результате многолетних исследований разработан новый материал – углеродное волокно на основе доступного дешевого сырья, позволяющий усовершенствовать способы хранения сжатого газа, увеличив oбъем транспортируемого газа в существующих емкостях, либо уменьшив объем хранилища и транспортного средства в сравнении с существующим в 1,5 – 2 раза. В качестве исходного сырья для получения такого углеродного волокна выбрана гидратцеллюлоза – продукт переработки древесины. Определены параметры активации для углеродных волокон, различающихся технологией получения и конечной температурой обработки. Установлено, что углеродное волокно из гидратцеллюлозы после специальной дополнительной обработки и активации существенно увеличивает свою сорбционную емкость. Наилучшими сорбционными характеристиками обладает карбонизованное до 1000°С углеродное волокно из гидратцеллюлозы после его обработки в токе диоксида углерода при температуре 900°С. Разработанные условия активации позволяют увеличить удельную поверхность углеродного волокна до 2000 м2/г, а сорбционную емкость по метану – до 620 см3/г. При таких характеристиках сорбента в баллон емкостью 60 л (для автотранспортных средств), заполненный активированным углеродным волокном массой 1 кг, вмещается при том же давлении в 3 раза больше метана, чем без волокна.

Создание и использование нового поколения относительно недорогих сорбентов в сочетании с последними достижениями в создании транспортных средств для перевозки метана в сжатом виде открывает новую эпоху транспорта природного газа. Известно, что в настоящее время основные объемы газа доставляются потребителям по системе газопроводов. Создаваемая инфраструктура транспорта газа имеет жесткую привязку в системе «производитель — потребитель» и очень высокую стоимость. В последние 10 – 15 лет все более активно развивается индустрия сжиженного газа, которая обеспечивает большую гибкость во взаимоотношениях «продавец - покупатель».

Новый предлагаемый способ транспорта сводится к простой технологии сжатия газа, а использование разработанных сорбентов делает сжатый газ конкурентоспособным по многим показателям. Во-первых, это возможность использования наземного автомобильного, железнодорожного транспорта для доставки газа потребителям в самые разные и часто труднодоступные регионы страны. Во-вторых, это возможность использования речных и морских судов для транспорта газа. В-третьих, это самый дешевый и технологически самый безопасный и простой вид транспорта метана. Единственным ограничением на сегодняшний день является расстояние транспорта. В зависимости от транспортного средства эффективная по стоимости дальность доставки газа находится в пределах 2000 км. Но это расстояние вполне достаточно для того, чтобы сделать природный таз доступным для большинства новых потребителей, которые сегодня не получают газ именно из-за нерешенных транспортных проблем. Этот вид транспорта мы назвали «виртуальный газопровод».

Нефтепереработка и газохимия

Фундаментальные исследования в области нефтепереработки и нефтехимии должны быть направлены на более полное извлечение всех ценных и попутных компонентов из нефтяного сырья.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности должно быть реализовано за счет научных исследований, обеспечивающих углубление переработки нефти (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, производство битума), а также за счет создания новых технологий по каталитическому реформированию бензинов, гидроочистке топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородсодержащих высокооктановых добавок.

В России разработан оптимальный вариант технологического процесса глубокой переработки матричной нефти в низкокипящие фракции способом прямой каталитической гидрогенизации, без предварительной подготовки сырья на формирующихся в самом реакторе доступных сферических псевдогомогенных нанокатализаторах с попутным выделением имеющихся в сырье ценных металлов. Этот процесс не требует дополнительной подготовки сырья и может осуществляться при температурах 410 – 450°С и при относительно низких давлениях (5 – 6 МПа, против существующих 20 – 25 МПа), что делает его менее энергоемким и металлоемким, чем известные процессы. Вследствие особенностей свойств этого катализатора он не отравляется в ходе процесса, легко рециркулирует и регенерируется, что позволяет сократить введение свежего катализатора до весьма низких величин (< 20 г на 1 тонну перерабатываемого сырья). Технологические стадии процесса защищены патентами РФ.

Состав гидрогенизата, полученного из тяжелого нефтяного сырья (тяжелых фракций матричной нефти, мазута, гудрона), выглядит следующим образом: светлые фракции «н.к. – 180°С» – 18 – 26%, «180 – 360°С» – 45 – 52%, вакуумный газойль «360 – 520°С» – 20 – 25%, остаток дистилляции с температурой кипения выше 520°С – 5 – 10% (масс). Выход газа – 4 – 5%.

В процессе глубокой переработки высокомолекулярного сырья в светлые (бензин-дизельные) и газойлевые фракции происходит примерно десятикратное обогащение кубовых остатков процесса находящимися в сырье редкими, редкоземельными, благородными металлами. В процессе регенерации катализатора они могут быть выделены в виде чистых металлов или их товарных соединений. Анализ развития мировой нефтяной и газовой промышленности позволяет утверждать, что на новый уровень экономического развития вышли те нефтегазодобывающие страны, которые активно развивали перерабатывающую и нефтегазохимическую промышленность.

Россия обладает самыми крупными запасами природного газа. Сегодня на передний план вышли задачи освоения богатейших газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые помимо метана содержат этан, пропан, бутан, а также гелий и другие ценные компоненты. Ученые Российской академии наук добились значительных успехов в создании новых технологий газохимической промышленности.

Правительству Российской Федерации передано предложение о разработке программы «Газохимия России» с приоритетным финансированием за счет бюджета. Подобная федеральная программа имеет, прежде всего, социальную направленность и дает возможность значительно расширить выпуск газохимической продукции, обеспечить население страны необходимыми товарами и выйти с конкурентоспособной продукцией на мировой рынок.

Уникальный ресурсный потенциал является гарантией успешного и долгосрочного развития газохимической промышленности, а реализация новых восточных газовых проектов позволит разместить предприятия газохимической промышленности в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечить значительный приток рабочей силы в эти малонаселенные регионы страны.

Заключение

Современный этап развития нефтяной и газовой промышленности переживает переломный момент. Он вызван невиданным размахом компьютеризации и информатизации всей инфраструктуры, связанной с поиском, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений, транспортом и переработкой углеводородов, внедрением достижений фундаментальных разработок в повседневную практическую деятельность, что дает возможность активизировать инновационное развитие нефтегазового комплекса России.

Литература

  1. Ванъян Л.Л., Павленкова Н.И. Слой пониженной скорости и повышенной электропроводимости в основании верхней части земной коры Балтийского щита // Физика Земли. 2002. № 1. С. 37 – 45.
  2. Дмитриевский А.Н., Каракин А.В., Баланюк И.Е. Концепция флюидного режима в верхней коре (гипотеза корового волновода). Доклады Академии наук, 2000. № 4. С. 62 – 66.
  3. Дмитриевский А.Н. Полигенез нефти и газа / В сб. «Генезис нефти и газа». М.: ГЕОС, 2003. С. 104 – 105.
  4. Дмитриевский А.Н. Девонские отложения юга Прикаспийской впадины – новый перспективный объект поиска залежей нефти и газа // Наука и техника в газовой промышленности. 2005. № 3. С. 42 – 46.
  5. Дмитриевский А., Свейн Хансен, Костиков В., Сургучев Л. и др. Компримированный газ – потенциальная технология для разработки месторождений арктического шельфа и транспортировки газа / Труды Межд. конф. RAO/CIS OFFSHORE, 2005. Санкт-Петербург, 2005. С. 193 – 196.
  6. Дмитриевский А.Н., Каушанский Д.А. Результаты промысловых испытаний и внедрения полимерно-гелевой технологии «Темпоскрин» в условиях нефтяных месторождений НК «Роснефть» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2005. № 12. С. 44 – 50.
  7. Иванов С.Н. Вероятная природа сейсмических границ в земной коре, континентов // Геотектоника. 1994. № 3. С. З – 11.
  8. Калмурзаев К.Е., Юдахин Ф.Н., Чернявский Г.А. и др. Глубинные слои повышенной электропроводности в литосфере Киргизского Тянь-Шаня по данным магнитотеллурического зондирования // Изв. АН Кирг. ССР. 1983. № 1. С. 31 – 36.
  9. Каракин А.В. Влияние коровых волноводов на геологические процессы в земной коре // Изв. секции наук о Земле РАЕН, вып.1, РАЕН. 1998. С. 181 – 188.
  10. Летников Ф.А. Дегазация Земли как глобальный процесс самоорганизации. Мат-лы Международной конференции памяти акад. П.Н. Кропоткина. М.: ГЕОС, 2002.
  11. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984. 232 с.
  12. Юдахин Ф.Н., Беленович Т.Я. Тектоническая расслоенность литосферы. Литосфера Тянь-Шаня. М.: Наука, 1986. С. 97 – 102.
  13. Юдахин Ф.Н. Геодинамические процессы в земной коре и сейсмичность континентальной части Европейского Севера // Литосфера. 2002. № 2.

References

  1. L.L. Van’yan, N.I. Pavlenkova. Layer of lower speed & higher electric conductivity in basis-foundation of upper part of Baltic shield’s earth crust // the Earth’s Physics. 2002. #1. P. 37-45.
  2. A.N. Dmitrievsky, A.V. Karakin, I.Ye. Balanyuk. Conception of fluid regime in upper crust (hypothesis of crust wave conduit) Reports of the Academy of sciences. 2000. #4. P. 62-66.
  3. A.N. Dmitrievsky. Poly-genesis of oil & gas / - in collection: “Genesis of oil & gas”. Moscow: GEOS, 2003. P. 104-105.
  4. A.N. Dmitrievsky. Devonian deposits of Near-Caspian trough‘s south is new search prospective for oil & gas accumulation // Science & technical equipment in gas industry. 2005. #3. P. 42-46.
  5. A. Dmitrievsky, Swain Hansen, V. Kostikov, L. Surguchyov et al. Compressed gas is potential technology for Arctic offshore shelf’s fields development & gas transportation/ International conference’s works RAO/CIS Offshore, 2005. Saint-Petersburg: 2005. P. 193-196.
  6. A.N. Dmitrievsky, D.A. Kaushansky. Results of field tests & introduction of polymeric-gel technology “Tempo-Screen” in conditions of ”RosNeft’“ OCo’s oil fields // Geology, geophysics & development of oil & gas fields. 2005. #12. P. 44-50.
  7. S.N. Ivanov. Probability nature of seismic borders in earth crust of continents // Geo-Tectonics. 1994. #3. P. 3-11.
  8. K.Ye. Kalmurzaev, F.N. Yudakhin, G.A. Chernyavsky et al. Depth layers of higher electric conductivity in lytho-sphere of Kyrgyz Tian-Shan as per data of magnet-telluric sounding // News of Kyrgyz Soviet Socialist Republic’s Academy of sciences. 1983. #1. P. 31-36.
  9. A.V. Karakin. Influence of crust wave conduit on geology processes in crust of the Earth // Russian Academy on natural sciences (RAEN) section news on sciences about the Earth, issue # 1, RAEN. 1998. P. 181-188.
  10. F.A. Letnikov. The Earth’s de-gassing as global process of self-organizing. Proceedings of International conference called after the name of Academician P.N. Kropotkin. Moscow: GEOS, 2002.
  11. V.N. Nikolaevsky. Mechanics of porous & fractured-fissured media / Moscow: “Nauka” (Science), 1984. 232 pages
  12. F.N. Yudakhin, T.Ya. Belenovich. Tectonic parting of lytho-sphere, Tian-Shan lytho-sphere / Moscow: “Nauka” (Science), 1986. P. 97-102.
  13. F.N. Yudakhin. Geo-dynamic processes in earth crust & seismicity of European north’s continental part // Lytho-sphere. 2002. #2.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Дмитриевский А.Н.

    Дмитриевский А.Н.

    д.г.-м.н., академик РАН, директор

    Институт проблем нефти и газа РАН

    Просмотров статьи: 34680

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru