ИННОВАЦИИ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Аннотация: В статье рассматриваются инновации в добыче нефти, позволяющие увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов, результаты инновационной деятельности российских и зарубежных нефтедобывающих компаний.

Ключевые слова: месторождение нефти, добыча нефти, инновации, методы увеличения нефтеотдачи.

Введение. Повышение эффективности работы нефтяных компаний в настоящее время во многом зависит от инноваций в технологиях добычи нефти, т.к. значительное количество месторождений углеводородного сырья в России и мире находятся на завершающей стадии разработки. Инновационная стратегия компаний по использованию новшеств позволяет повысить компетенции персонала, получить выгоду в виде новизны, увеличить технологический потенциал предприятия.

Отечественная добыча нефти за счет внедрения новаций, включая современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), не имеет значительных объемов – не более 3 % от общей добычи в стране. Например, в США этот показатель составляет более 10 %. Основной причиной такой разницы является отсутствие в нашей стране необходимого стимулирования нефтедобывающих компаний для масштабного применения современных методов увеличения нефтеотдачи .

Актуальной проблемой предприятий нефтяной промышленности в России и мире является внедрение новаций для увеличения объемов добычи нефти. Целью настоящей работы является анализ современных методов увеличения нефтеотдачи, состояние и перспективы их применения в России и за рубежом.

Методы добычи нефти. В зависимости от давления в продуктивном пласте и выбора способов его поддержания применяются три метода добычи нефти: первичный, вторичный, третичный .

Особенность первичного метода состоит в том, что нефть поднимается на устье скважины из пласта под высоким давлением за счет ее замещения водой или газами. Коэффициент извлечения нефти (КИН) в этом случае составляет 5-15 %. Возможным является вариант, когда давления в пласте достаточно для подъема нефти до поверхности. При недостаточном давлении требуется применение механизированной добычи с использованием погружных, штанговых, электрических насосов, газлифта.

Вторичные методы добычи нефти применяются, когда давление в продуктивном пласте снизилось настолько, что не обеспечивает подъем нефти на устье скважины. В этом случае в пласт закачивается вода, природный или попутный газ в качестве внешнего источника энергии. Применение вторичных методов позволяет увеличить КИН на 25-30 % в зависимости от свойств нефти и вмещающих ее пород. Суммарное значение коэффициента извлечения нефти в результате применения первичных и вторичных методов составляет 35-40 %. При этом закачивание воды в продуктивный пласт увеличивает обводненность нефти иногда до 95 %.

Третичные методы увеличивают подвижность нефти в пластовых условиях для увеличения нефтеотдачи, и  они относятся к современным методам увеличения нефтеотдачи пластов. Такие методы, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты, позволяют повысить КИН еще на 5-15 %. К третичным методам относятся:  Физико-химические методы, включая заводнение полимерное, мицеллярное, с применением поверхностно-активных веществ;  Газовые методы, включая закачивание в пласт углеводородных газов, диоксида углерода, азота;  Тепловые методы, включая вытеснение нефти в результате внутрипластовых экзотермических окислительных реакций;  Микробиологические методы, включая внедрение бактерий в продуктивный пласт.

Однако методы увеличения нефтеотдачи включают помимо третичных, т.е. «современных МУН», еще и гидродинамические методы, состоящие из различных способов интенсификации притока жидкости в скважине :  Гидроразрыв и газодинамический разрыв пласта;  Обработка призабойной зоны скважин;  Акустическая обработка скважин;  Электрогидравлическая обработка скважин;  Азотно-импульсная обработка скважин;  Волновое воздействие на продуктивные пласты;

Современные методы увеличения нефтеотдачи.

Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются. Возможность увеличения нефтеотдачи за счет применения газовых методов составляет 5-10 %, физико-химических 3-8 %, тепловых 15-20 %. До настоящего времени предпочтение отдается тепловым методам (около 50 % добычи от применения МУН) и газовым, связанным с закачиванием диоксида углерода (около 45 %). Доля дополнительной добычи за счет применения указанных методов превышает 95 % .

На некоторых месторождениях в Татарии, Западной Сибири уже используются водогазовые методы воздействия; в республике Коми на Усинском, Ярегском месторождениях применяются тепловые методы; в Башкирии, Татарстане применяются физико-химические методы; для продуктивных пластов баженовской свиты в Западной Сибири планируются опытные работы по термогазовому воздействию. Такой подход положительно сказался на изменении коэффициента нефтеотдачи в России в последние годы. В 2000-х годах снижение среднего проектного КИН достигло значения 0,30. В настоящее время российский показатель КИН составляет около 0,38, что не хуже уровня других нефтедобывающих стран .

В Канаде, Норвегии, Китае, США для развития нефтедобычи созданы государственные программы освоения современных МУН, недропользователи экономически заинтересованы в активном участии по реализации таких программ.

Мировая тенденция инновационного развития нефтедобычи способствовала тому, что в настоящее время общие мировые доказанные запасы увеличились в 1,4 раза (на 65 млрд. т), а проектная нефтеотдача – до 50 %.

Наиболее перспективным современным МУН является термогазовое воздействие на пласт (ТГВ). Применение этого метода в США в период 2004-2006 гг. привело к увеличению добычи нефти почти в 4,4 раза. Успешная реализация государственной программы внедрения МУН на месторождениях США позволяет уже более 15 лет наращивать показатели нефтеотдачи и поддерживать объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне 3-4 млрд. т. .

В последние годы российские нефтяные компании также проводят работы по применению термогазового метода увеличения нефтеотдачи на различных месторождениях: в ОАО «Сургутнефтегаз» на Маслиховском и Ай-Пимском месторождениях; в АО «РИТЭК» на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях; в ОАО «Газпром нефть» на Приобском месторождении; в ОАО «Зарубежнефть» на залежах Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком автономном округе и на Висовом месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе.

Метод термогазового повышения нефтеотдачи продуктивных пластов впервые предложен в институте «ВНИИнефть» в 1971 г. Основой метода является закачивание воздуха в толщу пласта. Внутрипластовые окислительные процессы с участием кислорода воздуха приводят к образованию эффективных газообразных агентов, вытесняющих нефть. Компонентный состав агентов включает азот, диоксид углерода, легкие углеводороды. Высокая эффективность действия агента по вытеснению нефти достигается за счет его смешивания с пластовой нефтью .

В течение 2007-2011 гг. некоторые научные коллективы в Татарстане проводили экспериментальные исследования, а также опытные работы на одной из скважин для обоснования внедрения МУН за счет процессов активации природных нанокатализаторов, содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений. Результатом исследований явилась разработка научных основ внутрипластовых процессов, определение их технологических параметров и условий применения МУН на скважинах .

Приведенные примеры свидетельствуют о том, что выбор оптимального метода повышения нефтеотдачи конкретного месторождения и объекта разработки требует проведения исследования коллекторских свойств продуктивных пластов и анализа экономических показателей внедрения новации.

Россия обладает значительной ресурсной базой по добыче нефти и газа. По состоянию на конец 2015 г. разведанные запасы нефти оцениваются в 14 млрд. т (6,0 % мирового объема), запасы газа – в 32,3 трлн. м3 (17,3 % мирового объема). В 2015 г. добыча нефти в России составила 540,7 млн. т, природного и попутного нефтяного газа было добыто 635,5 млрд. м3. При этом нефти переработано 282 млн. т, газа – 71,6 млрд. м3 .

Увеличение переработки добываемого углеводородного сырья является приоритетной задачей промышленного развития России, т.к. продукция нефте- и газохимии является вторым сырьевым эшелоном на фоне первичной добычи нефти и газа.

Большинство российских нефте- и газоперерабатывающих заводов были построены 50-60 лет назад. В настоящее время проводится масштабная модернизация устаревшего технологического оборудования заводов, ввод в эксплуатацию новых производственных мощностей с высокой степенью автоматизации процессов [6-10].