В предыдущем номере журнала (№ 12/2020) мы предложили ведущим ученым, преподавателям вузов, сотрудникам НИИ и производственникам принять участие в тематическом опросе на тему состояния и перспектив повышения нефтеотдачи пластов. Затронутая тема чрезвычайно актуальна на сегодняшний день, поэтому начатую дискуссию мы продолжаем в настоящем номере.
Специалистам-нефтяникам были заданы следующие вопросы:
1. По документам Центральной комиссии по разработке полезных ископаемых 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 России, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?
2. КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и прежде всего от точности определения запасов углеводородов 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?
3. Какие МУНы считаются наиболее популярными, рентабельными, или все они должны применяться адресно, то есть в строгом соответствии с горно-геологическими условиями и проектами разработки данного месторождения?
4. Что обычно понимается под термином «интенсификация нефтедобычи»? Не вредно ли форсирование добычи нефти? Не следует ли более тщательно подходить к подбору темпов отбора продукции скважин, чтобы не погубить месторождение и предотвратить преждевременное обводнение?
5. Насколько эффективны современные МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей, а также битумов? Насколько рентабельны эти процессы?
6. В последние годы стал широко использоваться метод гидроразрыва пластов (ГРП), к которому наблюдается противоречивое отношение. Полагают, что последствия применения этого метода могут негативно сказаться в отдаленной перспективе. В самом ли деле ГРП наносит больше вреда для месторождения, чем пользы?
7. Преодолимо ли, на ваш взгляд, в перспективе отставание качественных характеристик российской техники и оборудования для увеличения нефтеотдачи от аналогичных западных образцов (колтюбинг, ГРП и т. д.)?
8. Дальнейшая эксплуатация истощенных месторождений будет поднимать КИН, но, очевидно, только до границ рентабельности. Что последует за этим? Пополнят ли скважины фонд бездействующих объектов?
В дискуссии во вопросам состояния и перспектив повышения нефтеотдачи пластов в России, опубликованной в №12/2020, приняли участие специалисты:
– АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ КОЛЕВАТОВ, к.т.н., зам. заведующего отделом ОГИМНГО, Федеральное государственное учреждение «Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук»;
– СЕРГЕЙ ВАСИЛЬЕВИЧ АФАНАСЬЕВ, к.х.н., д.т.н., доцент по специальности «Экология», начальник бюро по разработке и защите объектов интеллектуальной собственности, ПАО «Тольяттиазот»;
– СЕМБИГАЛИ ТУРЕШОВИЧ ЗАКЕНОВ, д.т.н., профессор кафедры «Нефтехимический инжиниринг», секретарь Актауского городского маслихата, Каспийский государственный университет технологии и инжиниринга имени Ш. Есенова (Казахстан);
– ЮРИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ ПОДДУБНЫЙ, к.т.н., старший научный сотрудник, независимый эксперт, ранее сертифицированный эксперт ГКНТ СССР и член ЦКР Роснедр, Клуб исследователей скважин Института нефтегазового бизнеса;
– ИГОРЬ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ ВЛАДИМИРОВ, д.т.н., профессор кафедры «Разработки газовых и газоконденсатных месторождений», главный инженер проекта, ООО «Пермский инженерно-технический центр «Геофизика», Московский офис, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (по совместительству);
– СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ ДОЛГИХ, к.т.н., доцент кафедры разработки месторождений углеводородов Института геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет;
– АЛЕКСЕЙ СЕРГЕЕВИЧ ШЛЯПКИН, ведущий специалист Отдела моделирования третичных методов повышения нефтеотдачи пластов, филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмень;
– ВИКТОР НИКОЛАЕВИЧ ЛЫНДИН, к.э.н., доцент кафедры экономики нефтяной и газовой промышленности, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина;
– ФАХРАДДИН ТАДЖИ ОГЛЫ МУРВАТОВ, доктор философии по технике, доцент, начальник научно-исследовательского и производственного участка НГДУ «Сиязаннефть» (Азербайджан);
– ЮРИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ ЗЕМЦОВ, д.т.н., старший эксперт по МУН, ООО «Тюменский нефтяной научный центр»;
– ВЛАДИМИР ВЛАДИМИРОВИЧ МАЗАЕВ, к.т.н., старший эксперт по ФХ МУН, ООО «Тюменский нефтяной научный центр».
Дискуссию продолжают наши эксперты.
1. Средний коэффициент извлечения нефти для зрелых месторождений в мире варьируется в широком диапазоне 20–40 %, по данным Международного энергетического агентства (IEA), является аккумулированным значением, основанным на статистике государственных структур разных стран, регулирующих деятельность нефтегазовых компаний. На ряде месторождений КИН может достигать 60 % и более, например, на месторождении Прудо-Бей (Prudhoe Bay) на Аляске. Так, средний КИН для месторождений континентального шельфа Великобритании, по данным Управления нефти и газа (Oil &Gas Authority) составляет 43 %, Норвегии, по данным Норвежского нефтяного директората (Norwegian Petroleum Directorate) – 47 %. По данным того же директората, КИН выше у крупных месторождений, чем у мелких и средних, и с течением времени этот разрыв только увеличивается. В то же время с учетом всех технических достижений в разработке сланцевых месторождений в США извлекается около 5–8 % углеводородов, содержащихся в этих коллекторах, в отличие от традиционных коллекторов, где КИН может достигать 15–30 % без применения МУН. По оценкам Министерства энергетики США (The US Department of Energy), в настоящее время запасы нефти, которые можно извлечь с применением МУН составляют 89 млрд барр., что повысило бы КИН в среднем с 30 до 60 %. Расчеты, проведенные для 46 крупных месторождений норвежского шельфа, показали, что применение МУН позволит извлечь дополнительно 350 млн м3 нефти, а использование МУН на месторождениях шельфа Великобритании – около 900 млн барр. нефти. В России КИН варьирует в широком диапазоне. Текущий КИН Игольской площади Игольско-Талового нефтегазового месторождения составляет чуть более 33 % и Таловой – 28 %. Текущий КИН Дунаевского нефтегазоконденсатного месторождения – менее 17 %.
3. Все МУНы должны, безусловно, применяться адресно. При этом вполне обоснованно мнение большинства специалистов, что совокупное применение третичных методов наряду с заводнением может увеличить КИН до 70–75 % на скважину.
Доля термических методов в США составляет около 40 % в добыче нефти с применением МУН, причем такая добыча осуществляется в основном в Калифорнии газовым методом, когда закачивается в пласт природный или углекислый газ, азот, – примерно 60 %. Химические методы практически не применяются, на них приходится менее 1 %.
Расширение использования МУН на зрелых месторождениях континентального шельфа Великобритании сдерживается инфраструктурными проблемами, в частности, вследствие нехватки места на платформах для дополнительного оборудования, необходимого для закачки химических реагентов и их хранения. В то же время увеличение дебита нефти наступает не сразу после применения МУН, а через определенное время, затягивающееся на несколько месяцев, как следствие, рентабельность МУН возможна при высоких ценах на нефть.
Министерство энергетики США практически ежегодно реализует программы по совместному финансированию проектов, направленных на совершенствование технологий по нефтеизвлечению, в том числе и из нетрадиционных коллекторов. В 2019 г. на эти цели было выделено $ 39,9 млн.
6. ГРП, с одной стороны, является одним из эффективных методов повышения нефтеизвлечения в условиях Западной Сибири, но с другой стороны, является практическим воплощением политики «снятия сливок» с вытекающими негативными последствиями. Так, средняя по России эффективность ГРП упала на 20% с 2013 г. по 2018 г. (по данным агентства «Deloitte»). Причины носят экономический и геолого-производственный характер. Российская практика заключается в том, что оплата идет по стоимости операции и не зависит от долгосрочного результата. Как следствие, качество моделирования ГРП и отбор геологических объектов для его проведения находятся на недостаточно высоком уровне и не соответствуют принципам рационального недропользования. Квалификация работников нефтесервисных компаний и используемые материалы и оборудование также влияют на долгосрочную стабильность дебитов скважин. Совокупное влияние может быть негативным для месторождения в перспективе.
7. Да. При условии жесткого регулирования со стороны государства по применению иностранного оборудования и взаимодействия нефтегазовых компаний с отечественными производителями относительно требуемых характеристик оборудования для конкретных проектов.
При ответе на вопросы авторы пользовались классическими и современными трудами отечественных и зарубежных ученых, среди них Боксерман А.А., Грайфер В.И., Мищенко И.Т., Manrique E., Thomas S.B., Антониади Д.Г., Тер-Саркисов Р.М., Якуцени В.П., Шандрыгин А.Н., БуржеЖ., Сурио П., Комбарну М., Малофеев Г.Е., Бернштейн А.М., Хисметов Т.В., Амелин И.Д. и многие другие.
1. 
В течение последних 15–20 лет почти все российские специалисты отмечают тревожное положение с обеспечением отечественной нефтяной промышленности запасами нефти. При этом практически все разведанные запасы уже вовлечены в разработку (табл.1), а треть начальных суммарных ресурсов уже добыта.
Прирост же запасов за счет разведки и пересчета практически не компенсирует текущую добычу нефти (рис. 1) ввиду недостаточного объема геологоразведочных работ и разрушения отечественной геологоразведочной отрасли.
Одновременно на разрабатываемых и вводимых в разработку нефтяных залежах снижается величина коэффициента извлечения нефти (КИН), как средняя по России, так и по основному добывающему району – ХМАО (рис. 2).
При этом достигаемая в России величина КИН существенно ниже, чем в США, текущая разница может составлять порядка 0,15–0,20 д. ед. Согласно достаточно оптимистичному для нашей страны прогнозу ожидаемая величина КИН к 2050 г. составит в России только
0,45 д. ед., а в США поднимется как минимум до 0,54 д. ед.
Хорошо известно, что в значительной мере это связано с ростом в составе начальных извлекаемых ресурсов доли так называемых трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) (рис. 3).
При этом трудноизвлекаемыми считают запасы, экономически рентабельная разработка которых может осуществляться только с применением методов и технологий, требующих повышенных капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционно используемыми способами. В категорию ТРИЗ обычно попадают коллектора нефти с ухудшенными фильтрационными свойствами:
– низкопроницаемые;
– со значительной фильтрационной неоднородностью (в том числе – нетрадиционные коллектора);
– со сложным фазовым составом углеводородов;
– с наличием подгазовых и водонефтяных зон;
– со значительной степенью обводнения залежи и высоким процентом воды в продукции скважин и т. п.
Как правило, трудноизвлекаемые запасы характеризуются низким коэффициентом извлечения (КИН) (рис. 3). Если средний КИН для традиционных способов разработки (естественный режим и различные варианты заводнения) составляет 0,38 – 0,45 д. ед., то для низкопроницаемых коллекторов, (которых в России более 25%), он колеблется в интервале 0,10–0,35 д. ед., а для высоковязких нефтей снижается до 0,05–0,25 д. ед.
Существует несколько возможных путей преодоления негативной тенденции снижения КИН. Одним из них является применение методов повышения нефтеотдачи (МУН, в англоязычной литературе – Enhanced Oil Recovery). Существует даже мнение, что «именно невостребованность современных МУН является основной причиной снижения нефтеотдачи, а без их применения невозможно кардинально повысить нефтеотдачу, особенно из трудноизвлекаемых запасов».
Весьма важной причиной отсутствия роста нефтеотдачи в России является несовпадение целей недропользователя – нефтяных компаний и владельца недр – государства. В нефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачей. Главное для недропользователя– получение более высокой прибыли для удовлетворения интересов акционеров компании и инвесторов.
Увеличение нефтеотдачи должно быть важнейшей задачей хозяина недр – государства. Государство во многом фактически устранилось от функций управления и контроля выполнения лицензионных соглашений и проектных решений по разработке нефтяных месторождений. Основным принципом управления должно быть сочетание экономического стимулирования применения методов увеличения нефтеотдачи с жестким контролем законности использования этих стимулов.
3. Следует отметить, что в американской литературе существуют два термина, которые в отечественной литературе обозначаются одной аббревиатурой МУН. Первый – Enhanced Oil Recovery (EOR)– означает любую технологию, позволяющую увеличить количество нефти, извлекаемое на месторождении, путем добычи той нефти, которая не извлечена на естественном режиме и при заводнении. Второй – Improved Oil Recovery (IOR) – означает любой метод извлечения нефти, отличный от тех, которые основаны на использовании естественного пластового давления, газлифта или системы насосов, т. е. это понятие включает и заводнение, и методы EOR, а также методы повышения КИН путем проведения на скважинах различных геолого-технологических мероприятий, увеличивающих приток пластового флюида в скважину.
К настоящему времени известно около сотни различных технологий МУН: тепловых, газовых, физико-химических, микробиологических, отличающихся различной степенью технологической сложности, лабораторной проработки и опробования в полевых условиях. В частности, к МУН относятся методы добычи нефти с помощью закачки различных веществ, отличных от традиционной воды: растворов полимеров, щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ); аммиака; двуокиси углерода; сжиженных газов; сухого метана; мицеллярных растворов; различные методы добычи с нагревом пласта, в том числе закачка в пласт горячей воды и пара, внутрипластовое горение, термогазовое воздействие и т. д.
Согласно опубликованным результатам лабораторных исследований и промышленного опробования за счет применения различных МУН возможно увеличение КИН примерно на 0,03–0,20 д. ед. В то же время рост КИН в мире всего на 0,01 д. ед. позволит увеличить мировые извлекаемые запасы нефти примерно на 12 млрд т.
Лабораторные и опытно-промышленные работы по созданию МУН достаточно интенсивно проводились в 60–90-х гг. прошлого века, в том числе и в СССР. К началу 90-х гг. в СССР производство дополнительной нефти за счет применения МУН выросло от 6 до 12 млн т в год. К тому времени в стране проводилось опытно-промышленное опробование более 20 МУН на более чем 330 объектах, расположенных на 150 месторождениях.
Однако помимо естественных технологических сложностей основной проблемой для широкого применения МУН является более высокая себестоимость добычи по сравнению с традиционной разработкой на естественном режиме и заводнении. Данные по себестоимости различных методов добычи нефти приведены на рис. 4.
Из рис. 4 видно, что себестоимость добычи нефти с применением МУН (EOR) в среднем составляет примерно 35 $/барр., а средняя себестоимость добываемой нефти, запасов OPEC и других стандартных запасов колеблется от 5,3 до 18,8 $/барр., (оценки 2015 г.). При этом в России существенную долю в себестоимости составляют налоги и платежи государству: при существовавшей в 2013–2014гг. цене на нефть (достаточно высокой) и системе налогообложения в России удельные суммарные издержки при применении МУН могли достигать 50 $/барр. против примерно 15 $/барр. для традиционных методов нефтедобычи, что согласуется с данными рис. 4.
При общей тенденции падения цен на нефть в последние годы большая часть проектов опробования МУН повсеместно, в том числе и в России, была свернута, а с 2014 г. в России новые проекты по применению МУН практически не вводились. 
В качестве немногочисленных исключений можно упомянуть лишь два таких проекта. Первый – весьма перспективный физико-химический способ МУН (именуемый «технологией АСП»), реализуемый компанией «Салым Петролеум Девелопмент» в пилотном проекте на Западно-Салымском месторождении с использованием закачки трехкомпонентной смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и специального полимера.
На конец 2017 г. с использованием АСП-заводнения на Западно-Салымском нефтепромысле было дополнительно добыто 3 тыс. т нефти, КИН на пилотном участке достиг 0,67 д. ед., из них эффект от применения МУН составил 0,15 д. ед.
Для Западно-Салымского месторождения полномасштабное применение на нем технологии АСП может принести дополнительно до 25 млн т нефти. Это соответствует приросту КИН на 0,10 д. ед. по месторождению в целом, а на тех ячейках и участках, где будет применяться технология АСП, ожидается, что величина КИН повысится на 0,15–0,20 д. ед.
По оценкам «Научно-аналитического центра рационального недропользования имени Шпильмана» применение данной технологии на всей территории ХМАО-Югры позволит получить за 15 лет дополнительно до 2,4 млрд т нефти.
Сегодня технология АСП опробуется примерно на 20-ти пилотных участках в США, Канаде, Европе, на Ближнем Востоке. Наибольшее же распространение АСП получила в Китае. Так, на Дацинском месторождении действует 79 площадок по закачке полимеров и 42 по закачке АСП; всего на обоих типах площадок в сумме добывается 10% от всей добычи нефти на месторождении.
Один из проектов компании «Салым Петролеум Девелопмент» реализуется на Суторминском месторождении (ЯНАО) c китайской компанией CNPC.
Для снижения себестоимости добычи нефти, заметную долю которой составляет цена дорогих зарубежных ПАВ, «Газпромнефть», «Салым Петролеум Девелопмент», «Норкем» и Тюменский государственный университет запустили проект создания в России производства ПАВ, необходимых для реализации АСП.
Второй реализуемый проект – опробование термогазового воздействия на Средне-Назымском месторождении. Это весьма интересная и перспективная комбинация теплового и газового воздействий, при которой в результате низкотемпературных окислительных реакций нефти с закачиваемым в пласт воздухом повышается температура пласта. Это приводит к разложению содержащихся в пласте твердых и полужидких углеводородов с образованием жидкой углеводородной фазы, а также к выделению CO2, способствующего более полому вытеснению образовавшихся жидких продуктов к добывающей скважине. Метод пригоден для повышения КИН на месторождениях и легких, и тяжелых нефтей. Имеется несколько успешных опытно-промышленных опробований этого метода на разных месторождениях в различных районах мира, в том числе в США на карбонатном месторождении с легкой нефтью и низкопроницаемым коллектором.
Следует особо отметить, что в термогазовом МУН (ТГВ) используются достаточно сложные физические и химические процессы в нефтеносном коллекторе, вызываемые принудительной закачкой воздуха, и для создания эффективного промышленного варианта ТГВ требуется значительный объем лабораторных и теоретических исследований.
5. В России 60 % запасов тяжелых нефтей сосредоточено в 15 месторождениях: Русское, Ван-Еганское, Федоровское, Ново-Елховское, Усинское и др. По данным Института химии нефти Сибирского отделения РАН суммарные запасы тяжелой нефти Волго-Уральского и Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов составляют более 71 % от общероссийских. Волго-Уральские виды тяжелой высоковязкой нефти по сравнению с Западно-Сибирскими являются более сернистыми, парафинистыми, смолистыми, с большим содержанием ванадия, но с меньшим количеством растворенного газа.
Тяжелая нефть занимает большую долю в структуре нефтяных запасов второго по значению после Западной Сибири нефтедобывающего региона России – Волго-Уральского. Например, в Татарии доля тяжелой нефти превышает 35 %, в Пермской области – 58 %, в Удмуртии– 83 %. Сырьевая база Ульяновской области полностью представлена тяжелыми высоковязкими видами нефти.
В Российской Арктике на шельфе и на побережье Печорского и Карского морей расположено 19 разведанных месторождений тяжелых (и битуминозных) видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти Арктического региона, равных 1,7 млрд т, запасы тяжелой нефти составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, при этом 85 % из них представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандей-море («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское они составляют 100 % извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») – 99 %, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») – 82 %.
Таким образом, представляется, что разработка месторождений вязких нефтей может стать значительным резервом для поддержания уровня нефтедобычи в России. Объем запасов вязких нефтей, с учетом применения специалистами разных классификаций нефтей и разных систем классификации запасов, составляет от 6 до 10 млрд т. При этом объем запасов вязких нефтей будет возрастать по мере разведки, в частности, в Арктическом регионе.
Основная трудность в разработке месторождений вязких нефтей – низкая скорость фильтрации, обусловленная их высокой вязкостью. Применение традиционных методов, например, заводнения не позволяет достичь высокого значения КИН ввиду вязкостной неустойчивости фронта вытеснения вязкой нефти водными или газовыми вытесняющими агентами.
Однако для всех таких нефтей вязкость существенно снижается с ростом температуры. Накопленный мировой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями доказал эффективность использования тепловых методов в таких случаях. Если традиционно применяемые технологии заводнения на месторождениях с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечный КИН не более 0,20–0,25 д. ед., то использование тепловых методов позволяет в ряде случаев довести КИН до 0,40–0,45 д. ед. В России имеются примеры весьма успешного опробования тепловых методов. В частности, на основной залежи месторождения Оха с 1968 г. применяется метод сочетания паротеплового воздействия с заводнением. На этой залежи КИН уже превысил 0,50 д. ед., а по отдельным элементам он составил 0,70 д. ед. Применение паротеплового воздействия на месторождении Зыбза-Глубокий Яр также на отдельных участках позволило довести КИН до 0,50 д. ед.
Причина незначительного вклада тепловых методов в мировую добычу, несмотря на их доказанную эффективность и хорошую проработанность, в основном экономическая. Их применение на месторождениях вязких нефтей, естественно, обходится дороже, чем добыча легких нефтей на традиционных месторождениях. Например, себестоимость добычи нефти тепловыми методами составляет 40–100 $/т, а капитальные затраты как минимум на 30 % выше, чем на месторождениях легкой нефти. Положение, конечно, коренным образом должно измениться в будущем, по мере выработки традиционных и сравнительно легких в разработке месторождений.
На промыслах мира и России разработано, испытано и применяется значительное количество технологий термического воздействия на пласт, поскольку выбор конкретного метода определяется совокупностью различных геолого-физических характеристик разрабатываемых объектов и экономическими условиями разработки. Они основаны на разных способах повышения температуры пласта и снижении вязкости нефти:
– непрерывная закачка пара или вытеснение паром;
– циклическое нагнетание пара;
– циклическое воздействие паром на пласт (CSS);
– нагнетание горячей воды;
– гравитационный режим закачки пара (SAGD);
– прогрев затрубного пространства паром (HASD);
– периодическая закачка пара в горизонтальные скважины;
– попеременная закачка воды и пара (WASP);
– экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX);
– закачка воздуха и внутрипластовое горение;
– закачка воздуха и низкотемпературное окисление нефти (ТГВ или HPAI);
– внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In-Situ Combustion);
– внутрипластовое горение при закачке воздуха в вертикальную скважину и добыче из горизонтальной (THAI– Toe-to-Heel Air Injection);
– другие технологии, в том числе экспериментальные, например, микроволновый нагрев.
Тепловые методы разрабатываются и исследуются уже 100 лет, проведено огромное число теоретических, лабораторных и стендовых исследований, а также опытно-промышленных работ на различных участках. В первую очередь это относится к методам закачки пара и особенно к внутрипластовому горению.
Следует отметить, что закачка в пласт теплоносителя с поверхности требует его нагрева на поверхности и закачки по скважине на глубину залегания пласта. При этом и потери тепла велики, и расход того или иного вида энергии на нагрев теплоносителя весьма значителен. А ведь для производства источника энергии на поверхности уже затрачивалась огромная работа, например, по добыче углеводородов, по производству топлива, его транспортировке к месту работ и т. д.
Поэтому одним из наиболее перспективных методов теплового воздействия является инициирование в пласте высокотемпературного горения или низкотемпературного окисления. В этом случае источник тепла находится непосредственно в пласте, и энергия генерируется из углеводородов самого пласта.
Перспективность инициирования процессов высокотемпературного горения или низкотемпературного окисления нефти в пласте связана еще и с тем, что они вызывают не только снижение вязкости, но и несколько сопутствующих физических явлений, способствующих более полному извлечению нефти из пласта.
Основное преимущество термических методов воздействия – одновременное наложение эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Тепло в системе «нефть – порода» оказывает влияние на все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные) и радикально изменяет связи и фильтрационные условия, что выражается в следующем:
• уменьшении вязкости нефти;
• увеличении ее подвижности;
• ослаблении структурно-механических свойств, снижении толщины граничных слоев;
• улучшении условий для капиллярной пропитки;
• переходе компонентов нефти в газообразное состояние;
• улучшении условий смачиваемости вытесняющим агентом;
• увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.
Очевидно, что изменение вязкости с ростом температуры является наиболее значимым фактором при применении термических методов на месторождениях вязких нефтей.
При разработке залежи вязкой нефти в режиме растворенного газа без теплового воздействия конечный КИН обычно не превышает 0,07 д. ед. и лишь редко достигает 0,15 д. ед.
Самым действенным эффектом теплового воздействия является снижение вязкости нефти в пластовых условиях, за счет чего КИН может увеличиться на 0,3 д. ед.
Однако наряду со снижением вязкости нефти происходят и другие сложные процессы, способствующие повышению нефтеотдачи пластов.
При фильтрации теплоносителя по трещинам и другим высокопроницаемым зонам пористые блоки нагреваются, и за счет термического расширения нефть из них поступает в трещины в неизотермических условиях, когда температура пласта непрерывно возрастает. Согласно некоторым оценкам, за счет этого фактора КИН может увеличиться на 0,08 д. ед.
При термическом воздействии в пласте происходят сложные процессы газообразования и конденсации, которые для краткости названы «дистилляцией». Это своеобразный процесс испарения части нефти, остающейся в порах скелета пласта после ее вытеснения, в том числе и горячим конденсатом, движущимся впереди фронта паровой зоны. Дистиллирующуюся часть пластовой нефти составляют ее легкие компоненты, обладающие по сравнению с тяжелыми остатками более высокой упругостью паров. Легкие фракции нефти и нагнетаемый пар переносятся по пласту в менее нагретые участки и конденсируются. По мере расширения зоны горячего пара содержание легких компонентов перед фронтом паровой зоны будет увеличиваться, и образуется оторочка, являющаяся хорошим растворителем. Нагнетаемый в пласт пар движется уже в виде пароконденсатной смеси, поэтому вытеснение нефти происходит как паром и горячей водой, так и образованными углеводородными растворителями. Легкие углеводороды перемешиваются с нефтью, снижают ее вязкость и способствуют дальнейшему вытеснению пластовой нефти горячим конденсатом. Прирост КИН в результате действия этих факторов может достигать 0,09 д. ед.
Снижение давления в залежи ниже давления насыщения способствует выделению из пластовой жидкости растворенного в ней газа, его расширению и вытеснению нефти по направлению к добывающим скважинам. Но коэффициент полезного действия газа при этом очень низок. По мере дальнейшего падения давления (ниже определенного критического значения) все большее количество газа вхолостую проскальзывает к скважинам в связи с вязкостной неустойчивостью. При этом после выделения некоторого количества растворенного газа существенно повышается вязкость нефти, а при достижении газонасыщенности пласта определенного значения сильно падает относительная фазовая проницаемость по нефти. Оба эти фактора снижают подвижность нефти (повышают фильтрационные сопротивления пласта для нефти), что снижает дебиты скважин по нефти и нефтеотдачу. Влияние этого фактора может дать прирост КИН не более 0,07 д. ед.
Влияние смешивающегося вытеснения и иных факторов (иногда гравитации, например) может привести к приросту КИН на 0,1 д. ед.
Суммированием всех указанных составляющих повышения КИН получено, что в наиболее благоприятных условиях конечный КИН при термическом воздействии может достигнуть величины, равной 0,70 д. ед.
Однако очевидно, что это – некая оптимистичная и предельная величина повышения нефтеотдачи. В табл.2 приведены более реалистичные оценки нефтеотдачи, достигаемой за счет применения термических и некоторых других методов.
Разумеется, как и любой другой метод добычи нефти, тепловые методы разработки залежей вязких нефтей имеют свои недостатки и ограничения.
При паротепловом воздействии весьма ощутимыми становятся потери тепла при движении пара по наземным трубопроводам и по стволу скважины. Потери тепла по стволу скважины можно уменьшить, установив пакеры на насосно-компрессорных трубах, изолировав их от эксплуатационной колонны. Можно использовать и теплоизолированные НКТ. Однако эти мероприятия по снижению потерь тепла довольно дороги и снижают экономическую эффективность процесса.
Пористость является еще одной критической переменной: чем ниже пористость пласта, тем меньше пластовой нефти будет содержаться в единице пластового объема и тем больше вводимого тепла расходуется на подогрев самой породы, чем на пластовые флюиды. Согласно накопленному опыту, пористость пласта, подверженного термическому воздействию, должна быть в пределах 10–30 % д. ед.
Высокоэффективные работы по термическому воздействию (за исключением создания фронта низкотемпературного окисления нефти) в основном проводились в высокопроницаемых коллекторах. Высокие значения гидропроводности способствуют высокому темпу ввода в пласт теплоносителя и продвижению его по пласту, что значительно снижает теплопотери в кровлю и подошву пласта. Пласты, содержащие разбухающие глины, не пригодны для закачки пара, так как их проницаемость значительно ухудшается в процессе нагнетания теплоносителя.
Коллекторы с интенсивной трещиноватостью обычно мало пригодны для непрерывного вытеснения нефти паром, так как закачиваемый пар прорывается по трещинам в добывающие скважины, значительно снижая коэффициент охвата воздействием по площади.
Толщина пласта также является важной характеристикой для эффекта паротеплового воздействия. С увеличением толщины пласта пропорционально уменьшаются теплопотери в покрывающие и подстилающие породы. Поэтому большие запасы высоковязких нефтей, находящихся в пластах толщиной менее 4 м, пока не используются для добычи термическими методами. С другой стороны, гравитационное разделение чаще происходит в толстых пластах, и закачанный пар движется в основном по его верхней части (до начала его конденсации). Поэтому считается, что толщина пласта не должна превышать 30 м.
Начальная нефтенасыщенность пласта перед применением тепловых методов является важным индикатором, влияющим на эффективность процесса. Считается, что для того, чтобы добытая нефть превысила объемы топлива, израсходованного на производство пара, и обеспечила дополнительную добычу, плотность извлекаемых запасов нефти должна быть не менее 800 м3/га∙м.
Толщина водяного слоя (если залежь имеет подошвенную воду) существенно влияет на успешность применения паротеплового воздействия. Если отношение толщины водонасыщенного слоя к нефтенасыщенному превышает величину 0,2 м/м, то в таких пластах не рекомендуется проведение паротеплового воздействия.
В целом, методы теплового воздействия при разработке месторождений вязких нефтей, основанные на закачке в пласт того или иного теплоносителя, в том или ином временном режиме имеют ряд ограничений для применения. Часть из них, геолого-физическая, указана выше.
Однако следует отметить, что данные методы можно считать не очень энергоэффективными, то есть отношение энергии, затраченной на добычу нефти к количеству энергии, добытой на поверхность, не слишком высоко.
По первой из указанных причин закачка пара не может быть реализована в глубокозалегающих пластах, имеющих малую толщину и низкую проницаемость. Применение супертеплоизолированных НКТ, высокотемпературных пакеров и забойных парогенераторов может увеличить глубину проведения паротеплового воздействия до 1500м, хотя в этом случае экономические показатели проекта могут стать неудовлетворительными.
С этой точки зрения методы создания очага высокотемпературного горения или низкотемпературного окисления нефти in-situ представляются энергетически гораздо более выигрышными.
Образующееся на фронте горения или окисления тепло производится непосредственно там, где происходит вытеснение нефти или ее образование при пиролизе керогена. Существует кондуктивный перенос тепла в направлении нагнетательной скважины в уже истощенную зону за фронтом горения, но он гораздо меньше конвективного переноса тепла от нагнетательной скважины при движении теплоносителя, который приводит к нагреванию всей части пласта за фронтом горения.
Таким образом, методы, связанные с инициированием в пласте реакций горения и/или окисления, гораздо более энергоэффективны, чем варианты с закачкой теплоносителя в пласт. Однако эти методы содержат больше экологических рисков, являются более технически и технологически сложными, менее управляемыми.
P.S.
Может создаться впечатление, что МУН – вчерашний день нефтегазовой отрасли, и заниматься такими технологиями не стоит. Однако в действительности хоронить применение МУН из-за относительно высокой себестоимости добычи нефти еще рано. Хотя сегодня, согласно анализу специалистов Сколково, добыча нефти в мире за счет всех видов МУН составляет только 2,5 млн барр./сут (всего около 2 % от мировой добычи). Ожидается, что в недалеком будущем эта ситуация переменится. После 2025 г. в большинстве регионов и стран месторождения нефти выйдут на этап падающей добычи, и потребуются усилия по сдерживанию падения добычи, в том числе и на месторождениях сланцевой нефти.
Поэтому, согласно прогнозу специалистов Сколково, в мире в период между 2025 и 2040 годами общий объем добычи от применения МУН вырастет с 135 млн т/год до более чем 225 млн т/год, в итоге на их долю придется около 4 % мировой добычи нефти в 2040 г. А при повышении цен на нефть ее потенциальные запасы, извлекаемые за счет применения МУН, могут составить возможно десятки млрд т.
Следовательно, исследования по созданию, научной проработке и опробованию МУН необходимо проводить уже сейчас, чтобы результатами можно было в дальнейшем воспользоваться в любой момент в зависимости от цены на нефть и величины ее запасов в РФ. При этом необходимо иметь в виду, что оценка экономической эффективности технологии МУН является едва ли не основным показателем, определяющим возможность ее широкого промышленного применения. Именно поэтому в общей схеме технологии МУН важнейшим этапом перед масштабной промышленной реализацией является обязательное проведение опробования на многоскважинном пилотном участке в течение 2–5 лет.
Следует обратить внимание на то, что государство в ряде случаев фактически устранилось от функций управления и контроля выполнения лицензионных соглашений и проектных решений по разработке нефтяных месторождений. Основным принципом управления должно быть сочетание экономического стимулирования применения методов увеличения нефтеотдачи с жестким контролем законности использования этих стимулов.
В настоящее время необходимо формирование структуры государственного управления и контроля рационального использования запасов нефти, способной реализовать механизм стимулирования, контроля и обязательного применения достижений научно-технического прогресса в целях правильности разработки месторождений и значительного увеличения КИН. При формировании государственной структуры по контролю рационального использования запасов следует иметь в виду, что вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, приуроченных в значительной степени к нетрадиционным и низкопроницаемым коллекторам, месторождениям с высоковязкой нефтью и с невыработанными участками (целиками), возможно лишь на основе инновационного развития и промышленного освоения современных методов увеличения нефтеотдачи – газовых, тепловых, химических и их интеграции. Эти методы будут сопровождаться сложными внутрипластовыми процессами, химическими реакциями, фазовыми переходами, экзотермическими окислительными, термодинамическими процессами, связанными с формированием эффективного смешивающегося агента, изменениями состояния породы и ее фильтрационно-емкостных свойств. Применение способов разработки, сопровождающихся столь сложными процессами, требует постоянного контроля за процессами разработки, математического моделирования сложных пластовых процессов и оперативного принятия решений по управлению разработкой месторождений.
На основании сказанного государственная структура по контролю рационального использования запасов должна обладать компетенциями как в области наукоемких инновационных технологий нефтегазовой отрасли, так и в области математических методов, информационных и цифровых технологий.
1. 
Ситуация с КИН оставляет желать лучшего. Но конструктивный критический анализ должен содержать определенные пути решения поставленного вопроса.
Повышение конечного коэффициента извлечения нефти на объектах разработки нефтяных месторождений Российской Федерации безусловно возможно посредством активного развития инновационных, высокоэффективных технологий и методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Правовой гарантией выполнения поставленной задачи «обеспечения наиболее полного извлечения из недр запасов» жидких и газообразных углеводородов является закон «О недрах» и ряд других нормативно-правовых документов. В комплекс ключевых мер, предусмотренных в принятой в этом году «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года», для решения задач по обеспечению стабильного, при благоприятных условиях растущего уровня добычи нефти входят в том числе:
• комплексное стимулирование разработки «зрелых» месторождений;
• введение в экономический оборот малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, трудноизвлекаемых запасов нефти на основе инновационных отечественных технологий и оборудования;
• создание технологических полигонов для отработки технологий рентабельной добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов и многое другое.
Решение поставленных задач повышения КИН за счет инновационных МУН призвано поддерживать добычу нефти и газового конденсата в период до 2024 г. в диапазоне 555 – 560 млн т, а в период до 2035 года – в диапазоне 490 – 555 млн т.
Необходимо учесть некоторые научно-технические и технологические аспекты решения отраслевых проблемных задач, связанных с КИН и МУН:
– во-первых, конечный или текущий коэффициент извлечения нефти – актуальный, перманентно изменяющийся, количественный и качественный показатель рациональности разработки нефтяного месторождения, представляющий собой простое отношение, соответственно, извлекаемого запаса или накопленного отбора нефти к ее геологическим балансовым запасам. При всей своей простоте КИН зависит от невероятно большого количества параметров и показателей, определяемых с помощью многочисленных лабораторных, промысловых, аналитических исследований, которые используются при создании геолого-гидродинамической модели и проектировании процесса разработки месторождений углеводородов;
- во-вторых, сравнительный анализ среднестатистических КИН по странам мира и по регионам не несет никаких принципиальных научных или технологических предпосылок по объективным основаниям. Среднестатистический конечный КИН по России условно можно определить по проектным документам (ПД) на определенный год. Допустим, на 2010 г. КИН составил 38 %, но через год или годы эта величина изменится и станет 32 или 42 %. В силу того, что ПД утверждаются на 3–7 лет, в зависимости от его статуса, а проект рассчитывается и составляется на конец разработки примерно на 50–100 лет, каждый раз приходится количественно уточнять новый КИН. Поскольку при составлении нового ПД через 3 – 7 лет, как правило, происходят ожидаемые изменения геологических и извлекаемых запасов жидких и газообразных углеводородов. По оценкам некоторых авторов, при расчете геологических запасов в условиях оптимальной изученности объекта разработки и в зависимости от их объема погрешности могут доходить от 25 до 80 %, а для категории С2 до 95 %. Такие же погрешности возможны при расчете извлекаемых запасов углеводородов. Следовательно, в этом смысле допускается некоторая условность при определении КИН. Сюда следует добавить допустимые погрешности при гидродинамическом моделировании, которые, по мнению специалистов, составляют не менее 20 %;
– в-третьих, есть еще один архиважный вопрос, касающийся выбора оптимального варианта проекта разработки, от которого во многом зависит судьба КИН и МУН. Является ли оптимальным выбор варианта проекта разработки из числа 3-х или 4-х вариантов, представленных пользователем недр, и обеспечит ли выбранный вариант проекта максимальный конечный КИН при максимуме чистого дисконтированного дохода (ЧДД)?
Пояснить эту мысль можно с помощью рис. 1, на котором представлен наглядный пример традиционного выбора варианта проекта разработки. Сплошные части линий ЧДД и КИН соответствуют четырем вариантам, рассчитанным проектантами, оптимальным является четвертый, который и был утвержден. Варианты 5 – 8 были рассчитаны дополнительно в ходе подготовки работы, они отмечены штриховыми линиями. С учетом дополнительных расчетов, оптимальным вариантом проекта разработки будет обозначенный на заштрихованной части линий КИН и ЧДД уровень, соответствующий шестому варианту проекта. Таким образом, зачастую при утверждении варианта число рассчитанных вариантов не доводится до уровня, позволяющего выбрать действительно оптимальный вариант разработки, что делает существующий подход сомнительным.
На рис. 2 показан новый подход к решению этой задачи и представлены результаты расчета выбора оптимального варианта проекта разработки, в том числе учитывающий отклонения запасов как в положительную, так и в отрицательную сторону до ±10%; 25 %; 40 % и 50%. В данном случае, используя минимаксные критерии теории игр, в том числе методы Лапласа, Севиджа, Ходжа-Лемана, Гурвица, метод максимальной полезности и теории нечетких множеств Л. Заде удается научно обоснованно решить поставленную задачу и осуществить оптимальный выбор проекта, обеспечивающий полноту извлечения нефти – КИН с максимально возможным – ЧДД.
4. Как известно, специально разработанная для процесса заводнения теория двухфазной фильтрации Бакли-Леверетта привела к неустойчивости фронта вытеснения из-за скачка и тройственности водонасышенности.
Профессор Чарный И.А. по этому поводу отмечает, что «начиная с некоторого момента времени, распределение насыщенности может оказаться многозначным, аналогично, например, волнам Римана конечной амплитуды, которые изучаются в теории ударных волн. Очевидно, многозначность Sв (водонасыщенности) физически невозможна. Это говорит о том, что в зоне движения двухфазной жидкости образуются скачки. Многозначность в волновых задачах механики сплошных сред обычно означает возможность существования разрывов или скачков искомых функций».
Такого же мнения придерживаются многие отечественные и зарубежные специалисты.
Принципиально важным является постановка и решение задачи по прогнозированию скорости изменения нефтяной и водной фаз в структуре потока жидкости, приводящего к неустойчивости фронта вытеснения, установленного на основе управляющего параметра.
Теория катастроф исследует динамические процессы, составляющие широкий класс нелинейных систем, описываемые в том числе квадратичными полиномами.
Временные ряды динамики текущих и накопленных отборов нефти и воды по скважине за исследуемый период времени могут быть описаны системой дифференциальных уравнений моделей роста:
где aO, bO, cO, aW, bW, cW – постоянные коэффициенты, а ԚO и ԚW – соответственно накопленный отбор нефти и воды.
После факторизации полиномов второго порядка, входящих в правую часть уравнений, интегрирования и преобразований получены общие решения уравнения для всех возможных комбинаций параметров или коэффициентов полиномов, входящих в систему. Дискриминанты полиномов являются управляющими параметрами, контролирующими существенные особенности и решения.
Возможность проведенных выше классификации и качественного анализа решений уравнений во временной области и автономных уравнений основана на известных соотношениях между скоростью изменения измеряемых величин и самими этими величинами. Данные соотношения имеют вид вышеуказанных обыкновенных дифференциальных уравнений, разрешенных относительно производной. С помощью метода наименьших квадратов (МНК) можно приблизить квадратичным полиномом правую часть системы (11) – величину изменения измеряемой величины за единицу времени (скорость)
чтобы получить соотношение (11), точнее, решить обратную задачу – определить коэффициенты aO, bO, cO, aW, bW, cW при помощи МНК, при условии, что значения Ԛoi и Ԛwi i=1,2,…n известны. В связи с вышеизложенным можно сделать заключение о том, что множество катастроф уравнения роста определяется множеством решений, полученных при равенстве нулю дискриминант по нефти и воде. Полученный вывод для задачи гидродинамического воздействия примет вид:
где коэффициенты aO, bO, cO, aW, bW, cW для каждой фазы нефть или вода определяются из уравнения (11) известным методом наименьших квадратов (МНК), а полученная система алгебраических уравнений решается методом Гаусса.
Очевидно, что структура потока жидкости главным образом состоит из двух конкурирующих фаз – нефти и воды. Следовательно, характер потока определяет взаимовлияние двух фаз. Поэтому при определении на фазовой плоскости тренда снижения или роста по каждой фазе необходимо установить последний фрагмент периода времени, представляющий «оперативную память» скважины. Она характеризует реакцию скважины на последние события, определяющие ее поведение. Дискриминантный критерий и соответствующие стратегии выбора режима работы скважины можно сформулировать в зависимости от принадлежности конкретному семейству D++, D+−, D−+ или D–– следующим образом:
• при DO < 0 и DW > 0 (семейство решений D−+), на фазовой плоскости отбор нефти имеет тренд к росту, а воды к снижению. Рекомендуется увеличение отбора жидкости из скважины с учетом потенциальной возможности насосного оборудования. В том случае, если пройден максимум в тренде роста нефти или потенциальные возможности насосного оборудования имеют ограничения, рекомендуется временное сохранение режима еще на месяц;
• при DO > 0 и DW < 0 (семейство решений DD+−), на фазовой плоскости отбор нефти имеет тренд к снижению, а воды к росту, рекомендуется ограничить отбор жидкости из добывающей скважины или провести геолого-технические мероприятия по снижению водопритока из взаимодействующих нагнетательных скважин системы ППД. Это случай – предвестник катастрофы, когда следует ожидать прорыва воды, приводящего к скачкообразному изменению водонасыщенности;
• при DO < 0 и DW < 0 (семейство решений D––), отборы нефти и воды имеют тренд к росту, но максимум по нефти не пройден, а по воде пройден, и если позволяют потенциальные возможности насосного оборудования, то рекомендуется увеличить отбор жидкости. Если максимум по нефти пройден, а по воде нет, то режим работы скважины следует сохранить, а также провести геолого-технические мероприятия по снижению водопритока, в том числе в соседних взаимодействующих нагнетательных скважинах системы ППД.
При DO > 0 и DW > 0 (семейство решений D++), отборы нефти и воды имеют тренд к снижению, рекомендуется провести геолого-технические мероприятия по интенсификации притока жидкости в добывающей скважине и корректировать компенсацию через взаимодействующие нагнетательные скважины системы ППД. С этой целью предлагается научно-методический системный подход, включающий ряд самостоятельных задач, органически сочетающихся при нестационарном заводнении в условиях неустойчивости фронта вытеснения. В числе необходимых и приоритетных задач рассматривается:
• определение застойных и слабодренируемых зон залежи с помощью расчета коэффициентов нормированного удельного отбора по нефти, воде и жидкости;
• распределение фонда добывающих скважин по технологическим группам по отборам нефти и воды согласно принципа Парето;
• определение взаимовлияния скважин добывающего и нагнетательного фонда посредством установления статистической и причинно-следственной связи;
• оптимизация системы «ППД-пласт-скважина» посредством мониторинга и регулирования технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин на основании расчетов динамики дискриминантного критерия по моделям роста нефти и воды;
• регулирование напорных характеристик насосов в соответствии с требованиями условий оптимизации системы «ППД-пласт-скважина»;
• практическое воплощение полученных критериев и решающих правил в виде программы регулирования режимов работы добывающего и нагнетательного фонда скважин и программы геолого-технических мероприятий для вовлечения в разработку застойных и слабодренируемых зон и повышения продуктивности низкодебитных скважин.
Что касается интенсификации или форсирования отбора жидкости, следует отметить, – эти процессы возможны только в условиях сбалансированной работы системы «ППД-пласт-скважина», предусматривающие высокое пластовое давление, забойное давление существенно превышающее давления насыщения, работу насоса в оптимальном диапазоне на левой ветви напорной характеристики, высокий динамический уровень. Кроме этого важен оперативный прогноз изменения соотношения скорости нефтяной и водной фазы в структуре потока, для чего рекомендуется использовать методику, основанную на модели роста, теории катастроф. Любые другие версии интенсификации и форсирования отбора нефти могут привести к преждевременному обводнению продукции добывающих скважин.
Ниже представлен пример оптимизации режима работы добывающей скважины 3124 с помощью системного анализа, в том числе дискриминантного критерия. Было рекомендовано перенести режим работы с правой ветви напорной характеристики насоса ЭЦН-40 в левую ветвь и установить подачу не более 38 м3/сут., при этом также рекомендовано существенно уменьшить закачку в окружающие нагнетательные скважины с 09.2019 г. по 12.2019 г., а затем восстановить закачку на уровне 08.2019 г. В результате был получен технологический и экономический эффект – дополнительная добыча нефти и сокращение закачки воды.
5. Тяжелые и высоковязкие нефти, а также битумы выделены в отдельную категорию углеводородного ряда, и МУН для их добычи существенно отличаются по технологической успешности и экономической эффективности или рентабельности.
Поскольку для восполнения ресурсной базы нам приходится обращаться к ТРИЗ, к которым относятся месторождения тяжелых и вязких нефтей, необходимо, используя отечественную и зарубежную научно-техническую базу и накопленный опыт разработки, создать «банк технологических решений» по этой проблеме.
На Ярегском месторождении усовершенствован уникальный термошахтный метод, позволивший повысить КИН от 5 до 55 %, и впервые в стране освоены технология и технические средства для закачки пара с температурой более 300 оС на глубину до 1400 м на Усинском месторождении. Огромный опыт применения тепловых методов накоплен на месторождениях в республике Татарстан, полезно было бы изучить канадские технологии. Наибольшую эффективность имеют методы площадного паротеплового воздействия в сочетании с применением ПАВ, диоксида углерода через паронагнетательные скважины-заводнение паром, пароциклическая обработка добывающих скважин, создание систем паронагнетательных и добывающих горизонтальных скважин (SAGD).
Не секрет, что проекты разработки высоковязких и тяжелых нефтей основываются на долгосрочных инвестиционных соглашениях, они высокозатратные, чувствительны к изменению рыночной конъюнктуры. Поэтому для стимулирования разработки таких объектов незаменима роль государства по гибкому и оперативному регулированию налоговой нагрузки, с целью обеспечения рентабельности проектов разработки высоковязких и тяжелых нефтей.
Помимо преодоления трудностей добычи высоковязких и тяжелых нефтей необходимо решать не менее важные задачи транспортировки и переработки добытого сырья, извлечения ценных попутно-добываемых компонентов.
6. Технология гидроразрыва пласта – давно и прочно занявшая лидирующие позиции в ряду наиболее эффективных и высокорентабельных технологий, доказавших свой потенциал в достижении кратного увеличения дебитов скважин. Для низкопроницаемых коллекторов данная технология является чуть ли не основным способом разработки и входит в комплекс процесса заканчивания пробуренных скважин. Технология бурения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП, благодаря которой осуществилась «сланцевая революция» в Америке, практически единственная на сегодняшний день технология, позволяющая разрабатывать трудноизвлекаемые запасы низкопроницаемых коллекторов.
Конечно, бездумный подход может скомпрометировать любую хорошую технологию, как это было в 90-х гг. прошлого столетия, когда для интенсификации отборов активных запасов месторождений «разрывали» коллектора с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, создав реноме ГРП как технологии для «хищнической», «избирательной» разработки месторождения. Для предотвращения подобных случаев существует уполномоченные государственные контрольные органы и соответствующее законодательство о недропользовании.
7. Для развития производства нефтегазового оборудования мирового уровня требуются существенные инвестиции и инновационные технологии, перспективу которых определяет конъюнктура рынка– активный спрос на энергоносители, высокие цены на углеводороды, комфортные условия экономического развития, политическая стабильность и многое другое. В условиях санкционного режима, пандемических ограничений и длительной самоизоляции, спада потребления и добычи углеводородов, снижения спроса и цены на продукты переработки УВС под ударом оказалась нефтегазодобывающая промышленность и отрасль нефтегазовых сервисных услуг. Существенное сокращение объемов заказов предприятий, кроме ожидаемого банкротства, ничего хорошего не сулит. В таких кризисных условиях рассчитывать можно только на продуманную государственную финансовую поддержку и усиление системы госзаказа, особенно в части разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, для добычи которых требуются долгосрочные инвестиции и наукоемкие инновационные технологии, тем более что это напрямую содержится в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 г. Кадровый потенциал, научно-технический и технологический уровень развития страны вполне позволяют решить эти сложные задачи.
8. Эксплуатация истощенных месторождений на поздней стадии разработки в любом случае будет осуществляться в рамках утвержденного проектного документа или дополнения к нему, где будут определены пути достижения планируемого рентабельного КИН – с помощью оптимизации вторичного, третичного и четвертичного МУН и по завершении разработки порядок ликвидации скважин, и (при необходимости) консервации в целом разработки месторождения.
Наиболее вероятен сценарий консервации объектов разработки на определенное время (порядка 5–10 лет), за которое под воздействием обратимой части деформационно-напряженного состояния коллектора восстановится пластовое давление, и под взаимодействием гравитационных, молекулярных и капиллярных сил произойдет межфазное перераспределение флюидов в коллекторе. Учитывая, что к моменту завершения разработки объекта более 50 % геологических запасов остаются в залежи, есть надежда, что после расконсервирования, ревизии оборудования, проведения комплекса исследований и составления проекта доразработки, добыча нефти возобновится. И вполне можно рассчитывать на увеличение КИН. Уже есть научные работы, обобщающие подобный опыт реэксплуатации, подтверждающий эффективность на уровне 20–30 % дополнительной нефти от уровня уже добытого объема нефти.
Растет число научных публикаций об исследованиях проблемы восполнения запасов нефтяных месторождений. Рассматриваются варианты возможных источников и механизма восполнения углеводородов в разрабатываемых залежах. В том числе – восполнение нефтяных залежей в свете новой концепции, связанной с активизацией глубинной дегазации Земли. Находят косвенное подтверждение предположения о миграции в истощенные нефтяные месторождения газоконденсата из нижележащих слоев.
Но при этом можно согласиться с учеными, утверждающими, что «наиболее сложным, дискуссионным и неизученным является вопрос об источнике и механизме современного восполнения залежей, поскольку взгляды специалистов расходятся как на природу самого процесса и наличие вещества поступающего в залежь, так и на источники этого вещества». Безусловно, требуются пространственные и временные координаты локации этих заманчивых ресурсов. В любом случае, выдвинутая коллегами гипотеза имеет право на жизнь, но должна быть признана не только геологами. Она должна убедить и удовлетворить разработчиков этих «новых» месторождений. Уверен, с разработкой таких месторождений никаких проблем не будет.
Следует добавить, что научная истина в своем развитии проходит через несколько стадий – сначала стадия формирования полноценной идеи, затем – освоения перспективной гипотезы и наконец – стадия создания серьезной теории, превратившей идею и гипотезу в ожидаемый очевидный результат.
И в заключение, что касается фонда бездействующих и простаивающих скважин, то в процессе разработки эти издержки производства допустимы, но их количество регламентируется нормативными и проектными документами, хотя зачастую эти нормы недропользователь не соблюдает.
1. 
В последние десятилетия наметились негативные тенденции в нефтяной промышленности РФ, которая, как известно, является стратегической отраслью для экономики нашей страны.
Можно назвать следующие объективные факторы ухудшения КИН на месторождениях в России:
– высокая степень выработанности месторождений;
– рост месторождений залежей с трудноизвлекаемыми запасами (тяжелые и высоковязкие нефти);
– увеличение доли мелких месторождений;
– большое число простаивающих скважин.
К ним добавляются субъективные факторы, связанные с разработкой и освоением скважин нефтяными компаниями:
– недостаточный объем эксплуатационного бурения;
– отступление от проектных показателей;
– выборочный интенсивный отбор высокопродуктивных запасов;
– высокая обводненность скважин;
– ухудшение ситуации с доступом к новой технике и технологиям.
Очевидно, что работа по ликвидации отмеченных издержек ведется, но, на наш взгляд, в базовых документах осмыслены преимущественно старые проблемы. Вопросы о доступе к финансам, технике и технологиям не получили еще должного осмысления. Между тем, перечисленные выше моменты нацеливают только на более эффективную разведку и вовлечение в оборот ресурсов. Действительно, определенный потенциал есть благодаря уникальной минерально-сырьевой базе. Запасы нефти в РФ, относящиеся к категории «промышленные», составляют 17 млрд т. При сегодняшнем уровне добычи их хватит на ближайшие 30 лет. Так, 80 % запасов находятся в уже разрабатываемых месторождениях с развитой производственной инфраструктурой. Доля новых месторождений в указанных запасах составляет только 20 %, и вовлечение их в разработку потребует значительных вложений в доразведку, освоения месторождений и строительства новой производственной инфраструктуры. Согласно же данным мировых аналитических агентств, экономически целесообразные к разработке запасы в РФ составляют около 7 млрд т. К тому же, при сегодняшней налоговой системе нерентабельны для разработки 90 % запасов новых месторождений и 30 % – на уже разрабатываемых месторождениях. За последние десятилетия отмечается резкое ухудшение ресурсной базы РФ. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы являются: естественное истощение недр; резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в геологоразведочные работы (ГРР); увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (вязкие нефти, природные битумы) в структуре минерально-сырьевой базы, необходимость освоения глубокозалегающих горизонтов зрелых месторождений.
В связи с высокой степенью выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях РФ происходит интенсивное ухудшение их качественного состояния. В то же время вновь открытые месторождения содержат большую долю трудноизвлекаемых запасов. Понятие «трудноизвлекаемые запасы» имеет как геолого-технический аспект, отражающий сложные геологические характеристики продуктивных пластов, так и экономический аспект, означающий, что добыча нефти в условиях действующей налоговой системы оказывается нерентабельной. В структуре нефтяных запасов РФ доля трудноизвлекаемых запасов за последние 30 лет возросла с 10 до 45 %. Вследствие этого устойчиво снижается проектный КИН. Ухудшение и снижение добычи нефти прогнозируется и в дальнейшем, поскольку большинство скважин находится в завершающей стадии, а новые скважины имеют небольшое число месторождений. При этом необходимо особо отметить неудовлетворительную деятельность нефтегазовых компаний по воспроизводству минерально-сырьевой базы. Чтобы справиться с проблемами, нужно не только более ясно определить стратегию развития отрасли (а значит и экономики страны в целом), но и параллельно решать, с одной стороны, вопросы экономические (налоговая, таможенная, антимонопольная политика и пр.), а с другой стороны – вопросы доступа к современной технике и технологиям. И по каждой из отмеченных позиций мы видим довольно серьезные проблемы.
С начала 1990-х гг. в России сформировалось противоречие между экономическими критериями и законодательными требованиями к разработке месторождений, что привело в реальной практике к неполному извлечению нефти. В результате большое число скважин было остановлено, добыча стала производиться выборочно, а КИН уменьшался уже на стадии проектирования конкретно взятой разработки. В проектных документах на разработку нефтяных месторождений сроки реализации проекта отражают интересы арендатора недр– нефтегазодобывающей компании, а не интересы государства – собственника недр. Такой подход не обеспечивает комплексное извлечение нефти из недр, так как значительная доля нефти остается в недрах, хотя могла бы быть извлечена при положительной эффективности разработки.
В условиях действующей налоговой системы нефтяные компании экономически заинтересованы в прекращении эксплуатации малорентабельных скважин, что позволяет им избегать убытков по этим скважинам и повышать общую рентабельность своей деятельности. Между тем, в случае экономического стимулирования со стороны малопродуктивные и бездействующие эксплуатационные скважины представляют интерес для средних и малых компаний, так как они располагают необходимой инфраструктурой. Здесь корень актуализации проблем новой техники и технологий. Мировой опыт показывает, что практически все ведущие зарубежные нефтегазовые компании инвестируют значительные средства в поиск инновационных решений, касающихся уже разведанных и запущенных в разработку запасов.
Задача увеличения КИН в России поставлена сегодня на государственном уровне. Причем наша страна в этом отношении – не единственная в мире. Соответствующие программы были приняты и работают в США, Норвегии, Канаде и др. По имеющимся данным, среднее значение КИН в развитых нефтедобывающих странах медленно, но неуклонно растет, средняя проектная нефтеотдача в мире составляет около 0,30, а по месторождениям США – около 0,39 при значительно худшей структуре запасов. По мнению многих специалистов, в обозримом будущем величина нефтеотдачи вполне реально может достигать 0,50–0,60 и даже 0,70. На этом фоне положение дел в нефтяной отрасли России следует признать крайне неудовлетворительным. По мнению вице-президента фирмы ПАО «ЛУКОЙЛ» Л.В. Федуна, в настоящее время проектный КИН в России составляет 0,37, а достигнутый – всего 0,20, тогда как в США – 0,43. Особенно тревожный факт, который требует своего немедленного осмысления, состоит в том, что в России КИН в последнее время неумолимо падает: за последние десятилетия с 0,51 (1961 г.) до 0,27–0,29 (в настоящее время). И это при том, что в мировой нефтяной промышленности он, напротив, повышается. Так, например, в США он вырос с 0,28 до 0,41. В целом, за последние 20 лет из-за снижения КИН Россия потеряла около 20 млрд т нефти. Подсчитано, что увеличение среднего КИН по мировой индустрии всего на 1 % эквивалентно прибавке глобальных извлекаемых запасов нефти примерно на 4,5 млрд т. Не случайно развитие технологий добычи способствовало тому, что мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились за последние несколько десятков лет в 1,4 раза или на 65 млрд т. В указанном контексте задача повышения КИН является для отечественной нефтяной промышленности одной из основных.
3. Освоение новых месторождений требует больших капитальных затрат и, прежде всего, на развитие инфраструктуры. В этой связи возрастает роль МУН, которые могут отчасти компенсировать недостаток ввода новых мощностей за счет повышения отбора нефти на действующих месторождениях. Но добиться такого эффекта возможно только при правильном подборе соответствующих МУН. Российские НГДК при оценке проектного КИН в качестве методов, позволяющих повысить нефтеотдачу пласта, рассматривают первичные и вторичные методы нефтедобычи, которые давали хорошие результаты на менее сложных запасах, а современные МУН применяются в недостаточной степени.
На фоне отмеченных проблем небесполезно вспомнить, что в свое время СССР был пионером применения новейших МУН, таких как заводнение, кислотная обработка и гидроразрыв пласта. К началу 1990 г. добыча нефти с применением современных на тот момент МУН выросла с 6 до 12 млн т в год при том, что в то время общая годовая нефтедобыча в мире за счет МУН составляла всего около 100 млн т. В РФ применялись более 20 методов (130 технологий) на более чем 330 объектах (150 месторождениях) с общим объемом геологических запасов нефти около 5 млрд т. В настоящее время наблюдается тревожная тенденция падения добычи нефти. Так, в основном нефтегазодобывающем регионе РФ– Западной Сибири ежесуточная добыча нефти c 2006 по 2012 г. сократилась примерно на 7 % . В РФ использование современных МУН в последнее десятилетие не увеличилось. Добыча нефти с их использованием составляет не более 3 % от общей добычи в стране, в то время как в США – более 10 %.
Существует множество технологий методов интенсификации добычи нефти: гидродинамические, связанные с интенсификацией притока жидкости к скважине (различных модификации ГРП, различные комбинации реагентной, волновой и электрической обработки и др.), физико-химические, тепловые, газовые и микробиологические методы, построенные на разных принципах воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).
МУН нельзя оценивать однозначно без конкретной привязки к разрабатываемому месторождению, учета его геологических особенностей, стадии разработки, экономического обоснования др. Исходя из этих начальных данных, утверждается проект разработки месторождения, в котором отражены темпы ввода скважин в строй, плотность сетки скважин и их размещение, возможность использования различных методов интенсификации добычи нефти и т.д. Необходимо отметить, что применение новых МУН увеличивает стоимость добычи в освоенных районах нефтедобычи приблизительно на $ 25–40 на каждую тонну нефти, а в неосвоенных – на $ 60–72.
Тепловые МУН являются приоритетными с точки зрения масштабов внедрения и добычи нефти, так как использование других методов воздействия практически невозможно при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей. Основной фактор, определяющий рост объема добычи нефти за счет термических методов, – это наличие высокоэффективных тепловых МУН, включая эффективное теплоэнергетическое оборудование и технологии, а также средства эффективного контроля за процессами их регулирования. При оценке возможных перспектив развития тепловых методов в России необходимо учитывать их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов.
Методы вытеснения нефти газами (воздухом, углеводородным газом, СО2 и их модификации) – наиболее динамично развивающиеся технологии для повышения нефтеотдачи пластов с низкопроницаемыми коллекторами. Их применение позволяет увеличить КИН на 5–17% по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко и коммерчески обоснованно газовые технологии развиваются в США.
Химические МУН также имеют свои недостатки. При использовании химических методов (в 20 % случаев), в землю закачивается большое количество различных агрессивных химических реагентов, последствия воздействия которых на природу, в частности на подземные воды, пагубны. Помимо этого, агрессивные реагенты сокращают срок службы металлических частей скважин, причиняя прямые убытки добывающим компаниям. Химические методы позволяют увеличить нефтеотдачу на 0,25–0,30 и имеют экономическую эффективность 648 руб./т.
В последние годы стали комбинировать уже известные методы с целью получения синергетического эффекта и снижения энергоемкости: сочетаются гидродинамический и тепловой, гидродинамический и физико-химический, тепловой и физико-химический методы и так далее. Некоторые авторы называют их четверичными МУН.
В качестве примера можно привести методы акустического воздействия на призабойную зону скважины. К достоинствам технологии можно отнести:
– применимость как дополнительной к основным методам нефтедобычи к скважинам, находящимся на поздней стадии разработки или к бездействующим (то есть данная технология не заменяет существующие, а только избирательно их дополняет);
– простоту метода и конструкции применяемой компоновки для комбинированной обработки;
– успешность обработки, которая имеет серьезные преимущества по стоимости обработки одной скважины (330 руб/т нефти, что в 3–4 раза меньше в сравнении с ГРП);
– экологическую безопасность как для недр, так и для окружающей среды.
Вместе с тем данная технология имеет недостаток– она применима к скважинам, удовлетворяющим только определенным геолого-промысловым параметрам и режимам эксплуатации скважины. Критерии подбора скважин достаточно жесткие и, как показали опытно-промысловые испытания на 68 скважинах Самотлорского месторождения, эта технология оказалась применима примерно для 10 % скважин, предложенных заказчиком.
В России наиболее распространенными на месторождениях МУН являются заводнение и ГРП. Кроме того, активно используется технология горизонтального бурения – дебит таких скважин в 4–5 раз превышает дебит обычных, но оно и втрое дороже. Несмотря на применение методов повышения нефтеотдачи, КИН в РФ продолжает падать и не превышает 0,25–0,30. Это означает, что больше половины нефти остается в месторождении. За рубежом все больше используются так называемые третичные МУНы, к которым относятся вытеснение нефти из пласта с помощью химических агентов, газов, полимерных веществ и биологические методы.
Вместе с тем, опыт России и других стран свидетельствует о возможности увеличения нефтеотдачи за счет применения тепловых методов на 15–20 %, газовых – на 5–10 % и физико-химических – на 3–8 %. Важным также представляется опыт применения тепловых, газовых и химических методов на 365 участках 150 месторождений страны, где были вовлечены месторождения более чем с 5 млрд. тонн балансовых запасов нефти, которые обеспечили прирост извлекаемых запасов в объеме около 250 млн т. Отечественные нефтегазовые компании выбирают МУН, которые ведут не к более полному извлечению нефти из пласта, а к ее ускоренному отбору для снижения себестоимости, практически не задумываясь о долгосрочных перспективах эксплуатации скважин, что ведет к дальнейшему снижению КИН.
Годовая добыча нефти за счет применения МУН в мире оценивается в 120–130 млн т. При этом, к примеру, в США с их помощью добывается около 40 млн т (30 %) или 10% от всей добычи нефти в стране. Согласно данным МЭА, к 2030 г. с применением современных МУН будет добываться около 300 млн т нефти в год, причем три четверти этого объема придется на США, Саудовскую Аравию, Кувейт и Китай. Россия по-прежнему отстает от ведущих нефтедобывающих стран в области внедрения современных МУН.
Есть несколько причин отставания отечественных НГК в применении МУН:
1. Одной из основных причин слабого применения новейших МУН является отсутствие необходимого стимулирования со стороны государства. Во многих нефтедобывающих странах недостаток применения инновационных МУН компенсируется государством в виде налоговых льгот или субсидий на НИР и НИОКР. Кроме того, нефтедобытчики осознают тот факт, что лежащая в недрах нефть их собственность, из которой необходимо извлечь максимум пользы, доведя КИН до максимальных значений. Наши НГДК, в отличие от тех же американских, не являются собственниками недр и, получая от государства временную лицензию на их разработку, стремятся как можно быстрее извлечь нефть из продуктивных пластов, не задумываясь о трудноизвлекаемой части нефтяных месторождений. Поскольку руководство большинства нефтяных компаний не склонно вкладываться в дорогостоящие МУН, остается единственный выход– это регулирование на уровне государства. Пришло время сформировать Федеральную программу разработки и испытаний современных МУН.
2. НГДК руководствуются сиюминутными интересами и используют методы, которые позволяют получить как можно больше нефти при минимальных вложениях. До сих пор основным методом увеличения нефтеотдачи остается заводнение. Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири закачивается от 6–14 м3 воды на 1 т нефти, обводненность скважин достигает 80–95 %. В результате такой варварской разработки многие скважины загублены безвозвратно.
3. Отсутствие квалифицированных кадров, когда отсутствуют специалисты именно «по разработке нефти» с необходимым уровнем фундаментальных знаний по геологии. В вузах РФ выпускаются специалисты по специальности «эксплуатация и разработка месторождений», уровень геологической подготовки которых недостаточен для освоения и применения современных МУН. Не способствуют решению данной проблемы и проводимые реформы по «оптимизации» вузов, когда резко сокращается число студентов по специальности «инженер», тогда как сегодня нужны узкие специалисты по методам интенсификации добычи нефти со знаниями геологии пласта.
В ситуации, которая сложилась в РФ в связи с введенными со стороны Евросоюза и США экономическими санкциями, «возникли масштабные стратегические вызовы, связанные с обеспечением средств для технического перевооружения». Для адекватного ответа на них необходимо:
– изменить существующую систему налогообложения, которая ориентирована не на показатели прибыльности проекта, а на валовые показатели добычи нефти, что делает экономически нецелесообразным применение НГДК передовых МУН, так как их осуществление требует повышенной капиталоемкости и увеличивает инвестиционные риски;
– в целях повышения КИН и внедрения современных МУН на уровне государства сформировать «Федеральную программу разработки и испытаний современных МУН»;
– увеличить объем финансирования ГРР из федерального бюджета, а также стимулировать государством проекты по проведению ГРР, осуществляемые НГДК; прирост запасов необходимо осуществлять не только за счет открытия новых месторождений, но и за счет переоценки запасов действующих месторождений;
– для подготовки квалифицированных кадров в соответствующих профильных вузах начать подготовку специалистов по освоению и применению современных МУН с необходимым уровнем фундаментальных знаний по геологии нефтяного пласта;
– использовать комбинированные методы (четвертичные методы) для восстановления продуктивности низкодебитных или бездействующих скважин, когда за счет получения синергетического эффекта можно добиться значительного ресурсо- и энергосбережения, снижения экологического воздействия на окружающую среду, повышения экономической эффективности добычи нефти (залогом этого является интенсивное развитие научных исследований и прикладных работ).
5. Оценивая перспективы добычи нефти в мире, можно констатировать: эпоха дешевой и легко добываемой нефти закончилась. В то же время мировые ресурсы тяжелых и вязких нефтей оцениваются в 700 млрд т, что сопоставимо с мировыми запасами обычной нефти. В России запасы таких нефтей составляют 7,2 млрд т или 28,6 % от балансовых запасов, которые сосредоточены на 267 месторождениях. Прогнозы динамики структуры запасов не внушают оптимизма– к 2030 г. доля ТИЗ достигнет 80 %, что ведет к сокращению ресурсной базы и ухудшению ее качества.
В России месторождения таких нефтей сосредоточены в Татарстане, Башкортостане, Самарской области, Коми, Удмуртии, Краснодарском крае и др. и составляют примерно 55 млрд т. Поскольку тяжелые и вязкие нефти будут основным сырьем на ближайшие 50–70 лет, в настоящее время уделяется большое внимание освоению и вводу в промышленную разработку месторождений высоковязких нефтей, а также новых технологий, что остается актуальной проблемой для НГДК.
Высоковязкие нефти на сегодняшний день осваиваются в основном термическими методами добычи нефти и реже – карьерным, если позволяет геология месторождения. В настоящее время известен ряд технологий: паротепловой (наиболее распространен), парогравитационный метод дренирования, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, извлечение с добавлениями растворителей, холодная добыча (CHOPS) и другие, которые так или иначе связаны с увеличением температуры в стволе скважины или призабойной зоне скважины (ПЗС). Применимость обусловлена геологией месторождения, физико-химическими свойствами нефти или битума, запасами углеводородного сырья, существующей инфраструктурой, условиями климата и др. С применением тепловых МУН в мире каждый год добывают около 80 млн т нефти (65 % добычи с применением МУН).
Сложности для добычи и переработки ТИЗ добавляет то, что нефти и битумы очень сильно разнятся как по составу, так и по свойствам, что потребует всестороннего изучения и систематизации знаний о них. Решение вопроса рациональной переработки тяжелых высоковязких нефтей затруднено тем, что данные по их свойствам и составу весьма неполны, разноречивы и не носят системного характера
Пришло ли время для НГДК заниматься освоением ТИЗ при имеющихся запасах нефти в РФ?
Время разработки технологии освоения ТИЗ, как и любой другой инновационной технологии – от НИР, НИОКР до опытно-промысловых испытаний (ОПИ) и внедрения в производство – может занять 10–15 лет и более. Естественно, что это потребует огромных затрат, но это задача стратегическая для всего нефтегазового комплекса РФ, и отставание в разработке оборудования и технологий освоения ТИЗ может стать необратимым. Отставание приведет к тому, что придется опять покупать оборудование и технологии в США или Европе.
Насколько рентабельны процессы добычи тяжелой и вязкой нефти, битумов?
Себестоимость добычи таких нефтей и битумов в 3 – 4 раза больше себестоимости обычной нефти, и необходимо субсидирование данных работ государством. Это очевидно на примере государственного подхода к добыче нефти из битуминозных песков в Канаде, где используются 4 типа субсидий. По оценке EnviroEconomics, объем субсидий на единицу добычи составляет здесь около $ 100/м3, а доля субсидий в стоимости добытой нефти– 3–6 %. В РФ принят Федеральный закон № 213-ФЗ от 23.07.2013, который стимулирует НГДК для разработки запасов трудноизвлекаемой нефти.
Перспективность добычи и переработки тяжелых нефтей и битумов обусловлена также тем, что они как ценное сырье для нефтехимической промышленности содержат уникальные компоненты (цветные металлы, нафтеновые кислоты, сульфокислоты и др.), стоимость которых может превосходить стоимость самих нефтей при разработке соответствующих технологий их переработки.
В Коми примерно 40 % высоковязкой нефти добывается тепловыми методами. Так, на Усинском месторождении освоено оборудование и технология термошахтного метода (глубина закачки пара до 1400 м, температура более 300 °С), что позволяет вести добычу высоковязкой нефти (700 мПа*с) с КИН до 50–60 %.
6. Различают следующие варианты ГРП: стандартный, сложно-профильный, большеобъемный, многостадийный гидроразрыв, кислотный, пенный, гибридный, селективный, импульсный и другие виды.
О пользе или вреде ГРП, как и о достоинствах и недостатках метода любого другого метода, нельзя судить однозначно без конкретной привязки к разрабатываемому месторождению (геолого-промысловые условия, стадия разработки, технологические и другие факторы). Действительно, к этому методу достаточно противоречивое отношение, но он используется на месторождениях достаточно широко.
Отношение к методу ГРП неоднозначно. Прочно укоренилось отрицательное мнение, что метод ГРП «идеально» соответствует сложившимся условиям российской «рыночной» экономики, чреватым неопределенностью и периодическими кризисами, а также отношениям арендатора недр (НГДК) и собственника недр (государства). НГДК руководствуются сиюминутными интересами, стараются за короткий срок получить как можно больше нефти при минимальных вложениях. ГРП позволяют получить быстрый, но относительно краткосрочный эффект, нанося при этом зачастую невосполнимый ущерб как самому месторождению, так и экологической ситуации в регионе нефтедобычи. В результате недостаточно обоснованного применения ГРП, на месторождении остается много не выработанных зон скопления нефти, а в случае наличия водоносного пласта вблизи залежей нефти это вызывает также быстрое обводнение скважины, которая навсегда остается потерянным объектом нефтедобычи. Этот метод хоть и позволяет увеличить КИН в 2–3 раза, однако и стоимость работ при этом в 3–4 раза выше (от 3,5–4,5 млн руб. за скважинную операцию).
Есть и другое мнение. Так, заслуженный геолог РФ, профессор С. Кузьменков считает, что геологическое строение месторождений Югры позволяет проводить ГРП без ущерба для месторождения. При проведении ГРП на глубине 1500–3000 м залегающая сверху толща служит «флюидоупором», и многолетние наблюдения показывают, что «прорывы» флюидов единичны даже спустя 50–60 лет, если правильно составить план проведения ГТМ и строго соблюдать технологические требования.
7. Согласно информации бывшего министра энергетики, а ныне вице-премьера А. Новака:
«…к 2014 году доля импорта в поставках нефтегазового оборудования в РФ была примерно 80 %, причем по некоторым позициям российские аналоги отсутствовали полностью». Сегодня, когда Евросоюз и США наложили санкции (причем существует законопроект об «адских» санкциях, предусматривающий полный запрет продажи оборудования и технологий нефтегазовым компаниям из РФ), ситуация еще более ухудшилась. Президент Союза нефтегазопромышленников РФ Г. Шмаль приводит следующие данные: «ежегодно российские нефтегазовые компании закупают оборудование на 10 млрд долл.,
из которых 5 млрд уходят за рубеж».
Среди причин такого состояния дел можно назвать следующие:
– отсутствие инжиниринговых компаний и собственных технологий;
– утрату РФ роли ведущего игрока на рынке геологоразведки, как это было в период существования СССР, в силу чего столь ощутима импортозависимость в этом секторе;
– непонимание того, что надо не вытеснять иностранные технологии, а развивать их внутри страны для создания высокого уровня добавленной стоимости продукции и последующего экспорта.
После распада Советского Союза, конечно, не без помощи приемов информационной войны, даже в кругах «специалистов» укрепилось мнение, что производство высокоавтоматизированных установок и комплексов для разведки и добычи углеводородов – удел европейских и американских производителей. На наш взгляд, в кооперации страны региона (Китай, Азербайджан, Казахстан, Белоруссия, Украина и др.) могут в сравнительно короткий промежуток времени освоить производство оборудования для разведки и добычи углеводородов. В частности Белоруссия, для которой «импортозамещение» уже давно не пустой звук, показала, как страна, обладая относительно небольшими ресурсами, может «создать отрасль нефтяного машиностроения», продукция которой востребована ведущими мировыми нефтесервисными компаниями. При этом, к примеру, белорусская группа ФИД стала «производителем колтюбингового оборудования, которое выпускается только в США и Канаде».
Поставщики оборудования и нефтесервисных услуг на рынке выбираются на тендерной основе. Российские компании по разным причинам не всегда выдерживают конкуренцию (отсутствие необходимого опыта, подтверждающих высокую надежность и эксплуатационную готовность оборудования сертификатов, недостаточный мобилизационный потенциал и др.). Международный рынок нефтегазового оборудования и нефтесервисных услуг имеет свои узкие специализации, где выделяются лидеры, которых не так уж и много. Не секрет, что правительства многих стран активно продвигают свои отечественные компании на мировой рынок, но только необходимо понимать, что продвигаемые оборудование и нефтесервисные услуги должны отвечать мировым требованиям, иначе никакой протекционизм не поможет. Сегодня важно развивать именно наукоемкие и высокотехнологичные сегменты рынка, что хорошо иллюстрирует пример строительства морских нефтяных платформ для добычи на российском шельфе. Основания платформ производятся в РФ, а верхняя часть строения – электроника, оборудование для бурения, жизнеобеспечение и др. – за рубежом и, в конечном итоге, по «весу железа» преимущество на российской стороне, а вот в технологиях и по деньгам – на иностранной стороне.
Необходимо отметить, что база для выпуска многих видов оборудования для освоения шельфа в России имеется, учитывая, что 80 % оборудования для обустройства устьев скважин (темплеты, манифольды) можно выпускать, переоборудовав существующие предприятия, а остальное – точную механику и автоматику, – создав соответствующие совместные предприятия или закупая их. Интересно также привлечение конверсионных технологий и производственных мощностей, работающих в сфере оборонной промышленности. Нужно либо создавать для этого собственную техническую и научную базу, либо налаживать совместные предприятия с теми компаниями, которые располагают подобными технологиями, но никак не делать ставку не простую покупку оборудования и технологий или открытие филиалов известных нефтесервисных компаний (Total, Statoil Hydro, Shevron, Van Oord и др.), и далее увеличивая нашу техническую и технологическую отсталость.
В целом представляется очевидным, что интересы национальных компаний должны быть поддержаны и защищены на государственном уровне не в ущерб качеству поставляемой продукции и оказываемых нефтесервисных услуг. Без корпоративного ведения работ по разработке нового уникального оборудования современное оборудование изготовить невозможно. И помощь государства в рамках инновационных проектов в этой сфере деятельности – основной прорывной момент на рынок. Интересен в этом плане пример Норвегии, где приблизительно 40 лет назад на уровне руководства страны было принято решение о самостоятельной разработке норвежского шельфа. Это, в свою очередь, дало толчок к развитию сопутствующих отраслей промышленности. В результате сегодня Норвегия – один из лидеров освоения глубоководного шельфа. Россия всегда имела развитое нефтегазовое машиностроение. Однако в момент распада СССР отрасль была существенно отброшена в своем развитии. Одна из основных проблем сегодня нам видится в том, что нет системы, позволяющей ориентировать нефтегазовые компании на приобретение отечественного оборудования. Поэтому нефтяники, газовики закупают американские буровые установки, другое оборудование, а наши предприятия не участвуют в этом процессе.
Использование такого высокотехнологического оборудования и технологий, разумеется, требует подготовки высококвалифицированного персонала. В качестве примера можно указать на чрезвычайное происшествие на нефтяной платформе месторождения Макондо (Мексиканский залив), ставшее крупнейшей техногенной катастрофой с человеческими жертвами. Причем в залив вылилось около 5 млн баррелей нефти. В настоящее время требуется подготовка квалифицированных кадров узких специальностей, а проводившаяся в последние десятилетия «оптимизация» высшего образования вряд ли способствовала достижению этих целей. Было понятно, что в прежнем виде вузы функционировать не могут, но объединение не совпадающих по профилям учебных заведений привело к уничтожению целых научных школ и, в первую очередь, в геологоразведке. Но есть и положительные тенденции. Проблемой подготовки специалистов сегодня занимаются не только государственные вузы, но и, например, Архангельский ТГУ совместно с университетом г. Ставангер (Норвегия) при финансовой поддержке норвежской компании «Статойл АСА», Томский политехнический университет при финансовой поддержке компании «Газпром нефть шельф». Важно лишь закрепить эту тенденцию более тесной увязкой учебного процесса с реальной практикой, с запросами работодателей.
Очень перспективно сотрудничество с нефтегазовыми компаниями из Китая как потенциальных инвесторов, так партнеров для совместной разработки нового оборудования и эффективных технологий для НГК РФ. Причем акцент необходимо сделать не только на сотрудничество компаний–гигантов – «Роснефть», «Газпром», «Транснефть» (со стороны РФ) и зарубежных CNOOC, CNPC, China National Refinery Corporation (CNRC) и Sinopec. Важно развивать сотрудничество между малыми и средними компаниями нефтегазового сектора экономики. Как известно, примерно 60–70 % сотрудничества между компаниями США и Китая (первая и вторая экономики мира) приходится именно на малый и средний бизнес.
У российской промышленности, специализирующейся на оборудовании для работ на шельфе, есть хорошие шансы на успешную конкуренцию не только на российском, но и на мировом рынке. Основой отраслевого развития сегодня является восстановление способности национальной промышленности всерьез и на равных конкурировать с западными монополистами. Однако необходимо ясно понимать, что это стремление будет очень ревниво воспринято конкурентами, встретит системное противодействие с применением, главным образом, инструментов финансовой и ценовой политики.
P.S.
Ситуация с мировым кризисом 2020 г. плюс пандемия коронавируса радикально «переформатировали» весь мир, не оставив в стороне нефтяную отрасль и ускорив резкий спад спроса на нефть, что связанно с рядом факторов:
– падение цены на нефть на сегодняшний день составило 40–45 $/бар, спроса на нефть – примерно на 30–40%, при скоплении больших запасов нефти и высоком уровне заполняемости нефтехранилищ, которые еще будут влиять на спрос и цену нефти в течение 2–3 лет; соглашение ОПЕК+ с начала мая ограничивает добычу нефти примерно на 9,7 млн бар/сут (23 % добычи участников сделки); снижение добычи нефти у российских НГДК в 2020 г. составит примерно 8–10 % (45–56 млн т);
– кардинально изменилась концепция «мобильности» населения: работа на «удаленке», ограничения для части населения привели к тому, что после «первой волны» пандемии падение потребления в транспортном секторе составило 18–20 % потребляемой нефти (примерно пятая часть); к концу второй волны можно ожидать падение еще примерно на 8–10 %, т. е. общего падения примерно на 30 %.
Но, как известно, у любого кризиса есть отрицательные и положительные стороны. Для решения проблем с разработкой МУН и повышения КИН в связи с мировым кризисом 2020 г. ситуация даже улучшилась:
– благодаря кризису НГДК получили стимул для переоценки долгосрочных стратегических приоритетов, неизбежной реструктуризации отрасли, отказа от разработки целого ряда долгосрочных проектов (разведка и освоение новых, в особенности шельфовых месторождений, месторождений, расположенных в труднодоступных районах и др.);
– по оценкам МЭА, в 2020 г. НГДК в среднем сократят инвестиции на 35 % – до самого низкого за последние 15 лет уровня. В условиях кризиса для НГДН экономически эффективнее инвестировать средства для разработки МУН с целью повышения добычи, что позволит НГДК эксплуатировать малопродуктивные и бездействующие эксплуатационные скважины, которые располагают необходимой инфраструктурой, нежели разрабатывать новые месторождения;
– в период кризиса и экономических санкций со стороны США и Евросоюза правильно построенная экономическая политика государства даст мощный толчок для импортозамещения в сфере производства нефтегазового оборудования и разработки новых инновационных МУН.
1. 
Средний КИН в ХМАО-Югре по промышленным категориям запасов составляет 36 %. По уникальным месторождениям округа, таким как Самотлорское– 49,8 %, Приобское – 33,2 %, Красноленинское – 26,8 %, Ватьеганское – 33,7 %. Наибольший КИН отмечается на Руфь-Еганском месторождении и составляет 53,6 %.
Нельзя согласиться с утверждением, что КИН падает. Значения КИН снижаются со временем, ввиду того что основные крупные и уникальные месторождения уже найдены и разрабатываются, в настоящее время происходит открытие и вовлечение в разработку залежей с ухудшенными геолого-физическими характеристиками и краевых частей разрабатываемых месторождений (с пониженными нефтенасыщенными толщинами и, как правило подстилаемые пластовой водой). С этим фактом и связано снижение КИН.
2. Геологические запасы считаются по каждой залежи, по результатам бурения скважин, проведению комплекса ГИС и исследованию керна. Трехмерная геологическая модель позволяет воплотить представления о геологическом строении месторождения, основанные на имеющихся данных. Далее проводятся расчеты вариантов дальнейшей разработки месторождения с учетом технических и экономических ограничений. В настоящее время в ГКЗ имеется два понятия КИН: рентабельный – который достижим в современных экономических условиях и технологический – максимально достижимый с применением всех современных технологий добычи нефти.
3. В последнее время все большее распространение получают технологии бурения горизонтальных скважин и проведение многостадийных ГРП. Но данная технология продиктована необходимостью вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов (ТРИЗ). Все ГТМы и МУНы должны применяться адресно и в соответствии с проектными решениями на разработку месторождения.
4. Справедливо замечено, что форсированные отборы и чрезмерная интенсификация может привести к преждевременному обводнению и погубить разработку месторождения. Но не стоит обходить тот факт, что без применения интенсификации добычи на низкопроницаемых, сильно прерывистых и неоднородных пластах невозможно подойти к разработке. Недропользователям необходимо тщательно подходить к вопросу интенсификации добычи не злоупотреблять данными методами, в противном случае можно просто добывать закачиваемую в пласт воду, и это не приведет к увеличению нефтеотдачи.
5. В ХМАО практически нет высоковязких нефтей (только на 4 месторождениях есть пласты в вязкостью более 50сПз: Ван-Еганское, Северное, Мултановское, Южно-Ягунское). По опыту разработки месторождений высоковязких нефтей можно сказать, что сейчас есть технологии, позволяющие рентабельно добывать даже такие нестандартные запасы.
6. Технология ГРП на месторождениях округа активно применяется на протяжении последних
30 лет. Данная технология позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые пласты и добывать нефть там, где это раньше было невозможно из-за низких дебитов по нефти. Применение ГРП может иметь негативный эффект если при проектировании были допущены ошибки и неправильно были выбраны параметры операции. Например, на залежах с низкими нефтенасыщенными толщинами и близким расположением водонасыщенных пропластков трещина ГРП может привести к резкому росту обводненности продукции скважины. Экологический вред технологии ГРП в США сводится к тому, что происходит прорыв трещин в верхние водоносные пласты, которые участвуют в водообмене с поверхностными водами. У нас же глубина залегания нефтяных пластов составляет более 2 км, что несоизмеримо с высотой трещины ГРП (30–50 м).
7. За последние годы российская промышленность сделала скачок вперед в части импортозамещения. Большая часть оборудования для добычи нефти и нефтесервиса производится в России.
8. Сегодня имеется положительный опыт временной консервации отдельных высокообводненных объектов (не рентабельных) месторождений, стоит отметить, что при прекращении разработки нефтенасыщенность пластов естественным образом восстанавливается, и через некоторое время разработка данных объектов снова становится рентабельной (БВ6-1 Северо-Поточного месторождения). Также положительный опыт остановки добычи нефти был получен на истощенном Стрежевском месторождении («Томскнефть»). Из-за проблем с объектами нефтесбора и инфраструктуры с 2003 по 2013 гг. добыча нефти была прекращена, а после успешно восстановлена.
