Умная добыча

Неблагоприятные геологические условия, исчерпание запасов углеводородов и низкая экономическая эффективность добычи нефти вынуждают пермских нефтяников обращаться к инновациям. Как показывает практика, внедрять такие технологии под силу только крупным производителям, таким как «ЛУКОЙЛ». Именно на таких национальных компаниях и государстве, по мнению экспертов, лежит ответственность за развитие отрасли.

По разным оценкам исследователей, в России на сегодняшний день добыто более половины геологических запасов нефти. Оставшиеся запасы оцениваются как трудноизвлекаемые.

В Прикамье, по общим оценкам, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 470 млн тонн. По данным ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 66% остаточных извлекаемых пород нефти — трудноизвлекаемы. Притом, что ежегодно добыча нефти в Прикамье постоянно увеличивается на 3–4%. Согласно данным Росстата, в общем списке российских нефтедобывающих компаний край занимает восьмое место или 2,58% от всей добытой нефти в стране. При таком раскладе даже небольшие объемы, по меркам ХМАО, который в прошлом году добыл 51,3% всей нефти в России (262,482 млн. тонн), заставляют пермских нефтяников задуматься не только над модернизацией оборудования и поиском новых технологий добычи нефти.

Поэтапное внедрение «Инновации и новые технологии последнее время неразлучны с нефтяниками, и это во многом не дань моде, а производственная необходимость», — утверждает замдекана по научно-исследовательской работе, кандидат технических наук Пермского национального исследовательского политехнического университета Сергей Чернышов. По словам ученого, весь процесс нефтедобычи в целом можно разделить на несколько этапов, согласно классической схеме: строительство скважин, разработка и эксплуатация месторождений, переработка и нефтехимия. И каждый из этих этапов мировые нефтегазодобывающие компании стараются наполнить пулом новых разработок.

Так, на этапе бурения скважин инновационные технологии связаны — это проводка горизонтальных, многоствольных скважин на большие глубины (5000–7000 м) с большим проложением (2–5 тыс. м). «Инновации помогают при решении задач ориентированной проводки ствола скважин, разработки новых составов технологических жидкостей для бурения, крепления, освоения и ремонта скважин, в состав которых все чаще входят наноматериалы», — рассказывает господин Чернышов. Кроме того, сегодня принято применять комплексный подход к процессу заканчивания скважин, направленные на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

«На этапе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений инновационная активность направлена в основном на повышение нефтеотдачи пластов (это новые методы и материалы воздействия на пласт: интеграция тепловых и газовых методов, применение новых поверхностно-активных веществ, полимеров, закачка углекислого газа) и оптимизацию процессов разработки и эксплуатации месторождений», — говорит эксперт. Сергей Чернышов также упоминает зарекомендовавшие себя технологии работы с пластами: технологии многозонных гидроразрывов пласта (ГРП), управляемых ГРП (позволяют управлять размерами формируемых трещин), водогазовое воздействие на пласт, технологии одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ), одновременной раздельной закачки (ОРЗ). Отдельно стоят инновационные технологии интеллектуальных месторождений (так называемые I-Fields) и технологии разработки нетрадиционных запасов углеводородов — сланцевого газа, битуминозных песков. Не на последнем месте по значению стоят этапы нефтепереработки и нефтехимии, на которых уже сейчас активно внедряются нанотехнологии, наноматериалы, коллоидная химия.

По словам доктора технических наук, профессора кафедры геофизики Пермского национального исследовательского университета и одновременно генерального директора малого нефтедобывающего предприятия «Институт РОСТЭК» Валерия Силаева, есть несколько общих направлений, по которым сегодня нефтяники ведут поиск новых нестандартных решений. Во-первых, это интенсификация добычи нефти. Эта проблема существует повсеместно и относится она не только к пермским нефтедобытчикам. До 60% всей нефти в стране остается в недрах. Так, в августе этого года на совещании по инновационному развитию министр энергетики РФ Александр Новак заявил, что коэффициент извлечения нефти из месторождений в России остается крайне низким и в среднем составляет 37%. Притом, что в развитых странах он достигает 65–70%.

Еще одно направление, обозначенное господином Силаевым, — это поиск новых нестандартных коллекторов нефти. К таким нестандартным источникам нефти можно отнести нефтеносные пески, тяжелую вязкую нефть, биотопливо. Все они могли бы, к примеру, стать достаточно популярными источникам транспортного топлива в условиях истощения стандартных источников нефти. Помимо этого ведется поиск новых способов вскрытия пласта, цель которых связана с решением «нестандартных ловушек».

В кильватере

у «нефтяных гигантов» Как признаются нефтяники, внедрением инноваций в добычу нефти в первую очередь занимаются крупные нефтяные компании, бюджет которых насчитывает несколько миллиардов рублей.

В Прикамье традиционно основные объемы добычи углеводородов приходятся на ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», его дочернее предприятие ООО «Урал-Ойл» и совместное с «ЛУКОЙЛом» предприятие ЗАО «ПермТОТИнефть». Так, в 2011 году только «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» было извлечено 96,2% (12,7 млн тонн) объемов нефти.

Такие внушительные, по меркам Прикамья, объемы добычи позволили «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2011 году потратить около 14,6 млрд руб. на модернизацию оборудования. На эти средства компания приобрела уникальные для российской нефтяной отрасли насосы немецкой фирмы «Sulzer», ввела в эксплуатацию микротурбинные электростанции на базе агрегатов американской фирмы «Capstone», построила на территории УППН «Оса» теплоэлектростанцию (ТЭС), не имеющую аналогов в России. Инновационность ТЭС состоит в том, что вырабатываемая ею энергия на основе пара органической жидкости полностью обеспечивает потребности УППН в электричестве и тепле. Помимо этого установка позволяет повысить уровень переработки попутного нефтяного газа с месторождения (ПНГ) до 95%, требуемых с 1 января 2012 года российским законодательством.

Особо стоит отметить внедрение в 2011 году проекта интеллектуального промысла или так называемых I-Fields («интеллектуальных месторождений»). Такая система в Прикамье впервые была реализована на кусте Кокуйского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». В ее основе лежат гидроприводы штангового глубинного насоса «Гейзер». В компании отмечают, что такая система позволяет дистанционно — «с пульта оператора» оперативно оценивать основные параметры работы скважин и насосного оборудования, менять длину хода и число качаний гидравлического привода штангового глубинного насоса. До конца 2012 года на месторождении планируется ввести в работу еще 136 гидравлических приводов.

Развитие технологии «интеллектуального» месторождения в группе «ЛУКОЙЛ» проводится в рамках сотрудничества с «Пермской научно-производственной приборостроительной компанией» (ПНППК), филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» и Пермским национальным исследовательским политехническим университетом. В компании отмечают, что более 35% всех изобретений института внедрены и успешно применяются на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». В рамках такой исследовательской работы лукойловцы совместно с «ПермНИПИнефть», ОАО «Урал-Ойл» и ПНППК на Обвинском месторождении провели опытно-промышленные испытания интеллектуальной станции управления установок погружных центробежных насосов (УЭЦН) и установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Благодаря применению такой установки дебит газожидкостной смеси увеличился на 14%, а энергопотребление уменьшилось на 17%.

Помимо этого, как подчеркивают в «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», компания уже сейчас использует ряд современных технологий геологоразведки и бурения скважин. Среди основных — бурение разведочных и эксплуатационных скважин малого диаметра, строительство многоствольных скважин, бурение скважин с горизонтальным окончанием с заканчиванием, предусматривающим спуск оборудования для проведения многозонного гидравлического разрыва пластов, телеметрическое и геологическое сопровождение строительства скважин с горизонтальным окончанием в режиме реального времени, бурение горизонтальных скважин с большим проложением.

Проблемы малых

предприятий В отличие от «ЛУКОЙЛа» руководители малых нефтяных компаний неохотно рассказывают о том, какие инновации они внедряют. «Малым предприятиям нефтяной отрасли сложно конкурировать с грандами, так как многие инновационные технологии им не по карману (например интеллектуальные месторождения, направленный гидравлический разрыв пластов)», — утверждает Сергей Чернышов. Это подтверждают и в самих нефтяных компаниях, которых в Прикамье насчитывается около 26.

«Что вы имеете в виду под „новыми технологиями“? — заявил BG директор ЗАО «Уралнефтесервис» (разрабатывает Ожгинское и Алтыновское месторождения) Сергей Александров. — У нас уже давно ничего не меняется».

«У нас была одна инновация — увеличение нефтедобычи не прострелом, а методом так называемого сверления. Это относительно новая технология. Но это новшество не дало ощутимых результатов», — рассказывает генеральный директор ОАО «Пермоблнефть» Алексей Червонных. По его словам, сейчас компания рассматривает замену обычных насосных установок на электроцентробежные: «Особенно это нам бы помогло на вязких нефтяных месторождениях. Но это достаточно дорого». Помимо этого в «Пермоблнефти» практикуется применение реактивов, уменьшающих вязкость нефти.

Как признается Алексей Червонных, внедрение инноваций в малых нефтяных компаниях остается «дорогим удовольствием». По его оценке, затраты на бурение одной скважины составляют 20–30 млн руб., а месторождения (в зависимости от количества скважин — три-пять) — 50–70 млн руб. А инвестиционный период может составить до 15–20 лет. Такие затраты, по словам бизнесмена, ведут к тому, что малые нефтяные компании не могут «тратиться на качество».

По мнению Валерия Силаева, одна из причин отставания — это высокие налоги, которые в ряде случаев достигают 63%, которые не позволяют получить высокую прибыль. При обороте 8–10 млн руб. в год компания может отдавать 5–6 млн руб. налогов.

Пермский край существенно не отличается от других субъектов федерации по объему внедренных инноваций, полагает директор по сервису ЗАО «Полиэкс» (компания занимается разработками в области химических технологий и реагентов для текущего и капитального ремонта скважин, а также для процессов добычи и транспорта нефти и газа) Алексей Мокрушин: «Политика в каждом регионе направлена на благоприятное сотрудничество с нефтедобывающими компаниями». Эксперт также отмечает, что крупные нефтедобывающие компании, на которые ориентируются местные компании, за последние годы не предложили по-настоящему инновационных разработок.

«В планы новые направления не попадают. Даже в опытных разработках находится то, что уже два-три года как используется в других регионах. Внедряется очень медленно и очень мало», — делится своими впечатлениями господин Мокрушин.

Эксперты BG, однако, видят несколько путей дальнейшего развития. «Для того чтобы внедрить новые разработки в Перми, нужно финансирование: со стороны заказчика, либо со стороны властей — льготами, налоговым послаблением. В этом случае мы сможем выдавать более дешевые для компаний продукты», — полагает господин Мокрушин.

По мнению Сергея Чернышова, малым нефтяным компаниям необходимо формировать так называемый портфель технологий, выбирая, какие технологии компании необходимы для экономически эффективной разработки существующих и будущих месторождений. «И дальше уже можно выбирать какие-то технологии, можно пробовать развивать самостоятельно, какие технологии купить, а какие разрабатывать в партнерстве с другим предприятием», — считает эксперт.

Кроме того, эксперты полагают, что развитие инновационной составляющей производства во многом зависит от «локомотивов» отрасли, которые могли бы дать импульс развитию, в том числе малым нефтяным компаниям. Включая малые нефтяные компании в систему магистральных трубопроводов «Транснефть», крупные компании, такие как «ЛУКОЙЛ», вынуждены предъявлять комплекс требований, когда нефть полностью проходит предварительную обработку до товарного качества. Такие мероприятия, по словам господина Силаева, поднимают нефтяные компании «на ступень в технологическом цикле», как это произошло с его компанией «Институт РОСТЭК». Подобная технология, по словам эксперта, также позволяет увеличить выручку, до 30% которой теряют небольшие предприятия при самостоятельной продаже углеводородов соседним нефтеперегонным компаниям.