Современные технологии добычи нефти. Новые технологии добычи нефти


Новые технологии добычи нефти и газа

В период кризиса нефтегазовые компании стремятся оптимизировать производственные технологии, чтобы увеличить уровень прибыли. Перенасыщение рынка негативно повлияло на весь нефтегазовый сектор российской экономики. Международная выставка «Нефтегаз-2016» организована при поддержке государства. На данном мероприятии будут рассмотрены различные направления: оптимизация технологических процессов, снижение производственных издержек, поиск новых рынков, способы получения государственной поддержки и научно-исследовательские разработки.

Это мероприятие включает в себя деловую программу, которая состоит из семинаров для руководителей, маркетологов и технических специалистов. На выставку приглашено 795 участников из 33 стран. Организаторы мероприятия ожидают более 20000 посетителей. Выставка «Нефтегаз-2016» - это отличная возможность для установления новых деловых связей и обмена опытом.

Оптимизация технологических процессов

Снижение производственных издержек и удешевление технологических процессов – одни из главных тем, которые будут обсуждаться участниками выставки. Крупные производители расскажут о проектах новых технологий и перспективных направлениях модернизации процессов переработки нефти и газа. Инновационные технологии нефтегазового комплекса представят лидирующие предприятия Азии, России, Европы и США. Данный аспект выставки посвящен следующим направлениям нефтегазовой переработки:

  • геологическим исследованиям;
  • строительству нефтяных скважин на воде;
  • энергетическому обеспечению технологических процессов;
  • автоматизированным системам управления производством;
  • технологическому и лабораторному оборудованию;
  • управлению нефтегазовым комплексом в условиях кризиса.

Модернизация этих направлений нефтегазовой отрасли позволит существенно снизить производственные издержки. Масштаб выставки «Нефтегаз-2016» соответствует стандартам «Всемирной ассоциации выставочной индустрии», которые предъявляются к подобным мероприятиям в Европе и США. Данная выставка будет проходить в Москве в ЦВК «Экспоцентр». Участники этого мероприятия смогут остановиться в элитном отеле Crowne Plaza Moscow. Эта гостиница предлагает постояльцам широкий спектр услуг и высокий уровень обслуживания. Билеты на выставку рекомендуется приобретать заранее.

fb.ru

Ресурсы – 16 – Почему новые технологии нефтедобычи приближают время стабильного дефицита нефти?

Продолжение, начало в пятнадцати предыдущих постах

Этот пост является продолжением разбора показательной презентации «SPE International», призванной убедить читателя, что нефть и газ еще много лет будут сполна обеспечивать энергетические потребности современного человечества.

На этот раз речь пойдет о парадоксальной ситуации: внедрение новейших, наисовременнейших технологией нефтедобычи, которые призваны УВЕЛИЧИТЬ текущую добычу нефти, на самом деле лишь приближает будущий нефтяной кризис.

А по сути – речь идет всё о том же блефе крупнейших нефтегазовых корпораций, который был проиллюстрирован в предыдущем посте этой рубрики. Чтобы по-прежнему получать Прибыль «здесь и сейчас», хозяева нефтяного бизнеса готовы еще больше ускорить темпы, которыми они расходуют еще имеющуюся на Земле относительно легко доступную нефть.

Потому что именно эта легко доступная нефть, добывать которую «энергетически» рентабельно, ДОТИРУЕТ своей энергией новейшие способы крайне энергоемкой нефтедобычи с помощью новейших высоких технологий, а также столь же энергоемкую и очень «тяжелую» добычу нефти из нетрадиционных источников, таких как нефтеносные сланцы и битумные пески…

И главным способом искажения реальности – по-прежнему является перевод реальных, физических и энергетических взаимоотношений с окружающей средой в… чисто условный денежный эквивалент. Уж чего-чего, а этого условного добра у нас сейчас много как никогда )))

Впрочем, лучше перейти к первоисточнику…

ИЗ КНИГИ МАРКА ЛОТАРЁВА «ТОЧКА ОТСЧЕТА –2017. ИСХОДНИКИ. 1. РЕСУРСЫ»

(с) Марк Лотарёв, 2012

«7. «Трудноизвлекаемые запасы и дорогостоящая добыча из зрелых месторождений».

Допустим, однако, что новые технологии позволят повысить извлечение нефти с 35–50% до 65–70%, о которых пишет профессор Брагинский.

Очевидно, что в данном случае речь идет о тех самых «методах увеличения нефтеотдачи», которые уже упоминались в предыдущей главе.

Напомню, такие методы обходятся в 2,5 раза дороже, чем добыча нефти из уже разрабатываемых месторождений традиционными способами, и на 20% дороже, чем извлечение нефти из битуминозных песчаников и сверхглубоких месторождений. (Правда, это все равно дешевле, чем добывать нефть на арктическом шельфе.)

Итак, допустим, что новые технологии дадут возможность выкачивать из месторождений примерно в 1,65 раза больше черного золота, чем это возможно сейчас.

65% – это очень существенная прибавка к оставшимся извлекаемым запасам. Это еще примерно 455–585 млрд. баррелей дополнительной нефти! Хватило бы для поддержки мирового хозяйства на 14–18 лет.

Однако, чтобы воплотить эти возможности в реальность, новые технологии сначала нужно будет внедрить. То есть заменить прежнюю систему нефтедобычи и на новую систему, которая позволит извлекать из недр более «тяжелые» запасы черного золота. Причем, сделать это нужно будет широко, повсеместно.

Вероятно, вы уже понимаете, что такой технологический переход потребует значительного количества времени (обычно он занимает 15–20 лет) и существенных затрат.

Если привычно оценить такие затраты в условных «деньгах» (которые люди могут производить в любом потребном количестве), ситуация может показаться вполне разрешимой.

Но стоит из мира условных денежных иллюзий спуститься на землю, и картина окажется принципиально иной. Потому что для широкого внедрения новых технологий нефтедобычи понадобятся… столь же широкие вложения вполне конкретной энергии. Чтобы с ее помощью добыть и перевезти необходимое количество сырья, переработать его в новое технологическое оборудование, вновь перевезти его – уже к местам нефтедобычи – и, наконец, запустить в эксплуатацию. (Увы, но даже вторичная переработка продукции, которую так любят преподносить в качестве «экологической альтернативы», – тоже требует значительных энергетических вложений.)

Причем, использовать во всех этих процессах придется энергию из источников, уже существующих.

Сейчас порядка 86–88% энергии (по разным оценкам) люди добывают из уже разрабатываемых запасов ископаемых углеводородов. И самый весомый вклад – вносит нефть!

Поэтому для внедрения новых «прорывных» технологий в нефтяную отрасль понадобятся вовсе не «миллиарды долларов» (как пишут практически во всех источниках информации), а большое, очень большое количество НЕФТИ. Той самой нефти, нехватку которой с помощью новых технологий собираются «преодолеть».

Уже сама по себе разработка новых технологий извлечения нефти и то потребует дополнительных энергетических затрат. На поддержание той части научно-технической инфраструктуры, которая необходима для поиска новых научных и инженерных решений в нефтяной отрасли. (Все исследовательские центры, лаборатории, учебные и научные учреждения создаются и эксплуатируются с помощью энергии.)

Иными словами, для того, чтобы извлечь примерно в 1,65 раза больше нефти с помощью новых технологий, нужно будет затратить примерно в 2,5 раза больше усилий, чем при добыче нефти нынешними методами. (Причем, нынешние методы уже включают в себя такие энергоемкие технологии, как, например, горизонтальное бурение и закачка в пласты огромных объемов морской воды.) И эти дополнительные усилия потребуют дополнительного расхода энергии, получать которую будут… преимущественно из нефти! Той нефти, которая добывается вот прямо сейчас с помощью энергетически более рентабельных технологий.

О том, что извлекать дополнительную нефть из уже существующих месторождений придется именно таким образом, написано и в презентации SPE International:

«Ресурсы нефти и газа. Преобладающий объем добычи будет приходиться на трудноизвлекаемые запасы и дорогостоящую добычу из зрелых месторождений. /Выделено автором/.

(Нефть, газ и энергия: мифы и реальность. [Электронный ресурс] – Режим доступа: www.energy4me.org/download/RUSOilGasMythsReality.ppt)

Как видите, речь идет именно о преобладающем объеме добычи. Разве не подтверждает это косвенно тот факт, что запасы обычной, «легкой» нефти уже подходят к концу? Иначе, зачем выкачивать нефть в основном трудноизвлекаемую и дорогостоящую?

Что собой представляет «дорогостоящая добыча из зрелых месторождений» вы, наверное, уже поняли. Это те самые методы увеличения нефтеотдачи, которые требуют в 2,5 раза больших затрат, чем добыча нефти традиционными способами, и на 20% больших затрат, чем нужно для добычи «тяжелой» нефти из битуминозных песков Канады. Затрат, разумеется, энергетических. Потому что с помощью электронной единички даже с двенадцатью нулями (если взять ее саму по себе) не то что тонны, а и пол-литра черного золота из земли не выкачаешь. Физическая сила нужна.

Словом, с дорогостоящей добычей всё более-менее ясно. А что собой представляют «трудноизвлекаемые запасы»? В презентации SPE International, конечно же, есть четкий ответ на этот вопрос:

«Нетрадиционные источники нефти.

Нефтеносный сланец. Компания Shell вложила значительные средства в разработку этого источника ископаемого топлива и вскоре реализует экспериментальный проект по добыче нефти из сланца в южной части штата Вайоминг.

Нефтеносные пески. Если рассматривать нефтеносные пески в качестве ресурсов, то по количеству нефти Канада оставит далеко позади Саудовскую Аравию.

Тяжелая нефть. Если рассматривать тяжелую нефть в качестве ресурса, то по количеству нефти Венесуэла оставит далеко позади Саудовскую Аравию».

(Нефть, газ и энергия: мифы и реальность. [Электронный ресурс] – Режим доступа: www.energy4me.org/download/RUSOilGasMythsReality.ppt)

Красиво звучит, не правда ли? Вот они, эти новые, «нетрадиционные источники нефти», которые «оставят далеко позади»…

Ну что ж, попробуем разобраться.

О нефтеносных песках Канады я уже подробно рассказывал в предыдущей главе. Добыча из них нефти требует «огромных инвестиций». При этом, несмотря на «огромные инвестиции», вклад этого «источника» в мировую нефтедобычу – даже по самым оптимистичным прогнозам составит к 2015 году максимум 2%. Слишком маленькая величина, чтобы принципиально повлиять на общее падение нефтедобычи, которое может начаться уже между 2015 и 2020 годом.

Под «тяжелой» нефтью Венесуэлы, очевидно, имеются в виду те же битуминозные пески. Только уже не Канадские, а Венесуэльские, расположенные в бассейне реки Ориноко, в одном из последних оставшихся на Земле массивов влажных тропических лесов – «легких этой планеты».

В настоящее время сверхтяжелую нефть Венесуэлы еще только начинают разрабатывать, и соответственно ежегодный вклад ее в мировую нефтедобычу будет еще меньше, чем вклад битуминозных песков Канады. По крайней мере, в ближайшие десять–пятнадцать лет он вряд ли превысит 1–2% мировой потребности в нефти. В то время как дефицит нефти к тому времени может достичь уже 20–25%. (Если вы помните, разрыв в спросе и предложении к 2030 г. может составить около 16 млрд. барр./год, а это более половины всей нефти, которая добывается в настоящее время.)

Пожалуй, рассчитывать на сверхтяжелую нефть Ориноко как на «спасителя» энергетической ситуации – тоже не имеет здравого смысла.

Осталось определиться с нефтеносными сланцами США.

Вот конкретная информация об этом «нетрадиционном источнике» черного золота, приведенная в эссе Мэтта Савинара:

«В то время как Shell ведет экспериментальную программу по их освоению [нефтеносных сланцев], даже Стив Мут (Steve Mut), глава подразделения компании по нетрадиционным источникам, высказался менее чем оптимистично, отвечая на вопрос о способности горючих сланцев смягчить надвигающийся крах. Согласно тому, как журналист Стюарт Стэнифорд (Stuart Staniford) осветил недавнюю конференцию, посвященную пику нефти:

«Отвечая на вопросы, Стив оценил предположительную выработку нефти из сланцев к 2015-му году как незначительную. Однако если все пройдет успешно, она может достичь 5 млн. баррелей в день к 2030-му».

Незаинтересованные наблюдатели еще более пессимистичны в отношении горючих сланцев. Геолог, др. Уолтер Янгквист (Walter Youngquist) отмечает:

«Рядового гражданина… подводят к вере в то, что у Соединенных Штатов на самом деле нет проблем с запасами нефти, поскольку горючие сланцы содержат объем «пригодной для извлечения нефти», равный «более чем 64% подтвержденных мировых резервов сырой нефти».

Предполагается, что США могут вскрыть этот гигантский резерв в любое время. Это совершенно неверно. Все попытки получить эту «нефть» из сланцев экономически провалились. Более того, «нефть» (а это не такая нефть, как обычная сырая, о чем умалчивают) возможно, и пригодна для извлечения, но вот полученная в результате энергия может и не сравняться с использованной в процессе. Если же извлечение нефти энергетически убыточно, то проект — провальный».

Это означает, что любая попытка заменить природную нефть горючими сланцами в действительности ухудшит наше положение, поскольку проект будет потреблять больше энергии, чем поставлять, вне зависимости от того, насколько возрастут цены. Тем не менее, большие суммы денег, вероятно, будут выброшены на освоение нефтеносных сланцев, поскольку большинство инвесторов столь же энергетически безграмотно, как и население в целом.

Дополнительные трудности, связанные с горючими сланцами, документально подтверждены профессором экономики Калифорнийского университета Джеймсом Гамильтоном (James Hamilton). Он пишет:

«Выводы недавнего исследования RAND (некоммерческая научно-исследовательская корпорация в США — прим. переводчика): пройдет как минимум 12 лет, прежде чем в освоении горючих сланцев наступит фаза наращивания выработки. Это технологическая оценка, а не отсылка к процессу экологической проверки. Если утверждение проекта нефтеперегонного завода и его постройка занимают 15 лет (несмотря на хорошо изученную технологию и хорошо известные экологические последствия), то рассматривать сланцы как нечто, способное в ближайшем будущем внести большой вклад в мировую энергетику, представляется крайне нереалистичным». <…>

Беккенское месторождение — это даже не нефтяной бассейн, а сланцевая порода, залегающая в 9000 футах под землей, содержащая крохотное количество нефти, которая возможно когда-нибудь будет извлечена (при непомерной себестоимости). Как отмечает статья в газете Toronto Star:

«Предположив, что удастся добыть все 4,3 млрд. баррелей, мы получим эквивалент девятимесячного потребления нефти в США. Теперь давайте рассмотрим природу беккенской нефти. Там нет больших подземных бассейнов, куда можно просто запустить металлическую «соломинку», чтобы выкачивать нефть. Вместо этого, нефть заключена в слоях горючих сланцев — в осадочных породах, находящихся на глубине до 3 км. Поход за беккенской нефтью обойдется недешево, так же, как и корпорации Chevron придется раскошелиться, если она надеется добыть «от 3 до 15» млрд. баррелей из своего месторождения «Джек», найденного в Мексиканском заливе, в километрах под водой. Технология для этого существует – по крайней мере, часть ее. Ну, так мы могли бы осуществить и пилотируемый полет на Марс, если бы действительно захотели его оплачивать».

Если все пойдет точно по плану, из Беккенское месторождения все-таки можно будет ежедневно добывать (в максимуме) до нескольких сотен тысяч баррелей нефти, хотя и очень дорогостоящей. Аналитик из нефтегазовой отрасли Дейв Коуэн (Dave Cohen) объясняет:

«Если остальная часть Миддл-Беккена так же продуктивна, как уже пробуренные скважины Элм-Кулей, и если продолжится постоянный приток крупных инвестиций в бурение на западе бассейна Уиллистон, мы, возможно, увидим пик добычи на уровне свыше 100 тыс. баррелей в день. Да, это всего лишь предположение, основанное на опыте, но погрешность оценки менее одного порядка. То есть речь может идти о пике добычи в районе сотен тысяч, но никак не миллионов баррелей в день».

В расширенном независимом анализе, опубликованном на рецензируемом специалистами сайте The Oil Drum, сделаны схожие выводы относительно потенциала Беккенских сланцев:

«За последние 50 с лишним лет из Беккена в Монтане и Северной Дакоте было получено примерно 111 млн. баррелей нефти. Совокупная добыча там все еще растет и составляет 75 тыс. баррелей в день (по данным на октябрь 2007-го года). В связи с очень непостоянным характером сланцевых месторождений, исторически сложившимися параметрами беккенской нефтедобычи и тем фактом, что уровень добычи в расчете на скважину, похоже, уже достиг пика, представляется маловероятным, чтобы общая производительность Беккена превзошла нынешнюю более чем вдвое или втрое».

(Мэтт Савинар. Пик нефти: жизнь после нефтяного краха. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://ecocrisis.wordpress.com/economia/peakoil/)

Как видите, объем нефтедобычи из сланцев к 2015 году оценивают как незначительный даже представители самих нефтедобывающих компаний. Но даже если в условиях дефицита черного золота в разработку сланцев будут вложены очередные «огромные инвестиции» (разумеется, прежде всего, энергетические!), то по оптимистичным прогнозам к 2030-му выработка сланцевой нефти может достичь всего лишь 5 млн. баррелей в день или 1,825 млрд. баррелей в год.

Если вы помните, к тому времени ежегодный дефицит нефти в мировом хозяйстве может составить 16 млрд. баррелей, что почти на порядок превышает возможный вклад нефтеносных сланцев!

Так есть ли смысл потратить огромное количество еще имеющейся обычной, хорошей нефти на то, чтобы с ее энергетической помощью получить в 2030 году всего лишь 1,825 млрд. баррелей «плохой» нефти из сланцев? А главное, насколько такая программа использования «нетрадиционных источников» может увеличить и без того колоссальный дефицит нефти, который прогнозируют к 2031 году?!»

Продолжение следует

Полный текст первой части «Точки отсчета – 2017. Исходники 1. Ресурсы Вы можете найти по адресу:http://www.mark-lotarev.narod.ru/knigao/isxod-r.html

hippy-end.livejournal.com

Современные технологии добычи нефти

Человечество использует нефть уже более шести тысячи лет. Но именно бурение и промышленная добыча начались только в девятнадцатом веке. Почти все количество мировой нефти добывается при помощи буровых скважин, которые закрепляются стальными трубами. Для того чтобы поднять нефть и сопутствующие продукты в виде воды и газа в скважине предусмотрена герметичная система всех механизмов, рассчитанная на выдерживание огромных давлений, которые соизмеримы с давлением в пластах.

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами. Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр – все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.

Современные системы внутриотраслевой траспортировки скважин, которые осуществляются посредством трубопроводов, включают в себя напорную систему и самотечную. Напорная система подразумевает собственное давление на устье скважины, а самотечная осуществляется путем преодоления отметки устья над пометкой группового сборного пункта. В процессе разработки нефтяных месторождений, которые находятся на континентальных шельфах, происходит создание морских нефтяных промыслов.

К современным технологиям добычи нефти относятся следующие применяемые способы эксплуатации нефтяных месторождений – фонтанный, компрессорный и насосный.

coroma.ru

Новые технологии в нефтедобыче

В НГДУ «Быстринскнефть» продолжают внедрять новые технологии в нефтедобыче. Это позволило увеличить добычу на старых месторождениях, а при разработке Рогожинки решить немало технических головоломок.

– Запасы старых месторождений потихоньку вырабатываются, и извлекать углеводороды на них с каждым годом становится все сложнее. И вот нам дали в разработку Рогожниковское месторождение. Сразу скажу, что геологам непонятно, как там появилась нефть. По доминирующей сегодня органической теории происхождения нефти, в том районе ее не должно было быть, – говорит главный инженер НГДУ «Быстринскнефть» Ростислав Куза.

В этой части Октябрьского района, по мнению ученых, много миллионов лет назад действовали вулканы. Соответственно, основным коллектором нефти является не песчаник, а вулканическая горная порода. В трещинах внутри них и находится нефть. Причем она «разбросана» произвольно, а не упорядоченными пластами, как в Сургутском районе. По своей структуре это аналог торта «Графские развалины», а другие месторождения похожи на слоеный «Наполеон». Поэтому предугадать, где находится нефть, не самая простая задача. Те, кто бывал на Рогожинке, хорошо запомнили местные холмы и дороги. Перепады высот достигают двух сотен метров. Грунт по большей части глинистый. А глина, как известно, практически не пропускает воду. Соответственно, если сойти с дороги и углубиться в лес, то прогулка станет не самой приятной. Ведь низины между холмами заполнены водой, которая не везде испаряется и к концу жаркого лета. 

Гидродинамическое моделирование

Это, конечно, не весь перечень трудностей, с которыми сталкиваются специалисты НГДУ «Быстринскнефть». Ведь, кроме Рогожниковского, управление занимается разработкой и других месторождений. В том числе таких, запасы которых уже достаточно выработаны.

На помощь геологам приходят современные технологии. В ситуационной комнате НГДУ смонтирован экран для компьютерного моделирования.

У меня сразу возник вопрос: как такое большое по весу и объему оборудование оказалось на восьмом этаже? «Это отдельная история. Размеры не позволяли его поднять на лифте, да и проемы дверей были маловаты. Пришлось привлекать кран и тащить экран через балкон. А для того, чтобы в помещении хватало освещения, необходимо было установить мансардные окна, цена на которые одна из самых приемлимых в регионе», – говорит заместитель начальника НГДУ «Быстринскнефть» по геологии Алексей Кондаков.

Эти труды оказались не напрасными, теперь на экране можно наблюдать результаты гидродинамического моделирования. Эта технология позволяет математическим путем рассчитать местоположение остаточных запасов нефти и направить мероприятия именно в те зоны.

Естественно, любой экран сам по себе лишь дополнение для наглядной демонстрации. Для составления объемной графической модели месторождения используется иностранный программно-аппаратный комплекс. Он позволяет составить объемную графическую модель месторождения. 

Просто и наглядно

Когда в ситуационной комнате проходит совещание, то на экране выводится 3D-модель, и с помощью специальных очков можно заглянуть глубоко под землю. «Комплекс позволяет отображать информацию, причем как в виде базы данных, так и в виде графики. Инженер-геолог нажимает кнопку мыши, и по клику на экране отображаются параметры той или иной скважины, пласта, представленного в графическом виде. Не у всех есть пространственное мышление, а тут и не специалисту все становится понятным. Современные скважины можно сравнить с корневой системой растения. Ведь сейчас широко практикуется зарезка боковых стволов», – поясняет Алексей Кондаков.

Геологам НГДУ «Быстринскнефть» пришлось осваивать и внедрять технологию практически с нуля. Ведь в вузах подобные вещи изучаются лишь вскользь. «И тут мы сделали ставку на молодежь. Она наиболее восприимчива ко всему, что связано с компьютерами», – говорят в управлении.

Сегодня в управлении применяется и множество методов, направленных на интенсификацию добычи и повышения коэффициента извлечения нефти. Более половины добытой «Быстринкой» нефти – из скважин, где проводились гидравлические разрывы пласта либо зарезка боковых стволов. Вот тут-то и применяется информация, полученная с помощью метода трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.

Добыча нефти в НГДУ «Быстринскнефть» сегодня составляет более 25 тысяч тонн в сутки, добыча газа – более 4,5 млн куб. м в сутки. Всего в управлении 2 800 эксплуатационных нефтяных скважин. Из них в 970 скважинах сделан гидроразрыв, а в 690 – зарезка боковых стволов.

www.oilcareer.ru

Академия Наук Республики Башкортостан - Новые наукоемкие технологии добычи нефти и газа

 ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ (чл.-корр. АН РБ Андреев В.Е., д.т.н. Котенев Ю.А.)

В ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан» разработана  и широко внедрена в производство интегрированная метотехнология освоения трудно-извлекаемых запасов нефти и газа, включающая в себя следующие основные элементы:

  • методология проведения работ, основанная на использовании принципов системного геотехнологического анализа, прогнозирования и мониторинга разработки месторождений;
  • информационная база – банк технологий увеличения нефтегазоотдачи, интенсификации добычи и снижения обводненности продукции; базы геолого-геофизических данных объектов разработки, а также программные комплексы дизайна технологических параметров методов воздействия на пласт;
  • технологическая и реагентная база – комплекс адресных технологий освоения ТрИЗ с использованием гидродинамических, физико-химических, микробиологических, газовых, термических и комплексных МУН.

В период с 2001 по 2013 г.г. данный комплекс разработок прошел апробацию на месторождениях компаний «Роснефть», Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром», и др. (Россия), «Узбекнефть» (Узбекистан), «Казахойл» (Казахстан). Ученые АН РБ могут предложить их любым заказчикам и адресно адаптировать методы с учетом геолого-физических и физико-химических особенностей пластовых систем.

Основные результаты внедрения технологий ИНТНМ РБ на нефтяных и газовых месторождениях РФ и СНГ

Компания

Количество скважино-обработок

Средняя удельная технологическая эффективность

Дополнительная добыча нефти, тыс.т.

т / 1 т реагента

тыс.т. / скв.-обр.

Технология увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов на основе термогелеобразующего состава «РВ-ЗП-1»

АНК «БАШНЕФТЬ»

23

52

1,04

24

НК «ЛУКОЙЛ»

61

124

2,42

113,3

НК «РОСНЕФТЬ»

22

360

7,2

162

Технология увеличения нефтеотдачи высокообводненных пластов на основе микробиологического реагента «ИАИП-1»

АНК «БАШНЕФТЬ»

70

85

1,2

85

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

134

47,7

0,69

87

НК «ЛУКОЙЛ»

7

68

1,2

8,2

Технология снижения обводненности продукции высокообводненных терригенных пластов на основе реагента «АСС-1»

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

6

234

1,23

5,8

Технология  снижения обводненности продукции высокообводненных карбонатных пластов на основе реагента «КАРФАС»

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

36

96,5

1,49

51,3

НК «ЛУКОЙЛ»

53

87,1

0,52

27,6

НХК «УЗБЕКНЕФТЬ»

3

225

4,5

13,5

Технология интенсификации добычи нефти и газа на основе композиции «СКРИД»

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

85

228,9

0,4

34,4

НК «ЛУКОЙЛ»

102

351,2

0,41

42,1

РАО «ГАЗПРОМ»

3

1,17млн.м³ газа

11,7 млн.м³ газа

35 млн.м³ газа

410 (конденсат)

4,1 (конденсат)

12,3 (конденсат)

Комплексные технологии увеличения нефтеотдачи с нестационарным заводнением

НК «ЛУКОЙЛ»

с «ИАИП-1»

3

175,5

3,66

11,1

НК «ЛУКОЙЛ»

с «РВ-ЗП-1»

4

227

4,15

16,6

Совместно с ООО «Благодаровойл» на Кереметьевском месторождении (Самарская область) разработана и внедрена в производство энерго- ресурсосберегающая технология повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязких нефтей. Создана внутрипромысловая система поддержания пластовой температуры и пластового давления, где в качестве вытесняющего агента используется сточная вода, нагретая с помощью тепла, полученного в результате сжигания попутного нефтяного газа. Прирост коэффициента извлечения нефти по сравнению с традиционным «холодным» заводнением составит 5,5 пунктов.

Разработана и внедрена в производство технология снижения содержания воды в продукции нефтяных и газовых скважин с применением гидрофобизирующего составов на основе реагентов ЗСК-1 и ЗСК-2. Испытания технологии, проведенные на скважинах Пунгинского подземного хранилища газа (ПХГ) показали ее высокую эффективность: содержание воды в продукции газовых скважин было снижено в 5 раз.

Совместно с ООО «Импульс» и сервисной фирмой «Халибуртон» (США) внедрены в производство на месторождениях Кожасай и Алибекмола Республики Казахстан технологии интенсификации притока из пласта (2 добывающие скважины) и регулирования профиля приемистости (1 нагнетательная скважина) с использованием кислотного раствора избирательного действия.    

Совместно с ООО «РН-Красноярск НИПИнефть» разработан стандарт предприятия по обеспечению несущей способности ствола скважины в процессе бурения и крепления скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении ОАО «Востоксибнефтегаз».

Проведены опытно-промышленные испытания (ОПИ) на 5 скважинах  Ванкорского месторождения ОАО «Роснефть» (Красноярский край)  технологии гидромеханического упрочнения ствола стенок скважины в процессе ее бурения. Результат ОПИ – нелинейный рост технико-экономических показателей по предупреждению осложнений качества крепления и заканчивания скважин.

В результате внедрения технологий института на месторождениях РФ и СНГ за период 2001-2013 г.г. дополнительно добыто около 600 тыс. т нефти.

Попутный нефтяной газ, добываемый с нефтью из нефтяных скважин, является экологически чистым высококалорийным топливом и ценным сырьем для нефтехимического производства. Тем не менее, при эксплуатации нефтяных месторождений часть нефтяного попутного газа, не находя применения, сжигается в факелах.

В настоящее время по разным источникам, в стране сжигается около 20 млрд м3/год нефтяного газа, что составляет третью часть от объема его добычи.

По результатам научных исследований в рамках регионального конкурса фундаментальных исследований – анализа объемов добычи и утилизации нефтяного газа по нефтедобывающим предприятиям, обзора технических достижений в этой области и изучения нормативно-правовых и социальных аспектов недропользования, создающих условия для реализации мероприятий по утилизации газа, выявлено, что наиболее низкий уровень утилизации НПГ наблюдается на низкодебитных, удаленных и истощенных месторождениях и на месторождениях, расположенных в регионах с суровыми климатическими условиями с неразвитой инфраструктурой. Установлено, что основной причиной сжигания нефтяного газа в факелах является чрезмерно высокая стоимость мероприятий по его утилизации при отсутствии соответствующей нормативно-правовой базы, стимулирующей их внедрение, и общего системного подхода к выбору рентабельных методов утилизации газа.

Специалистами ГУП «ИПТЭР» РБ (акад. АН РБ  А.Г. Гумеров,  д.т.н. С.Г. Бажайкин) предложено свое видение решения проблем утилизации нефтяного газа с использованием критериального метода, пригодного как для выбора экономически эффективных мероприятий, так и для урегулирования на законодательном и административно-правовом уровнях непосильных для недропользователей проблем утилизации газа конкретно по каждому месторождению с использованием природо-охранных и энергосберегающих и налоговых механизмов.

Разработанный метод критериального подхода к выбору экономически эффективных мероприятий по утилизации нефтяного газа, позволяет: 

  • ранжировать нефтедобывающие месторождения по возможности утилизировать нефтяной газ;
  • учесть проблемы, связанные с утилизацией газа, уже при проектных работах;
  • выбрать экономически эффективные мероприятия по утилизации газа на всех стадиях недропользования;
  • урегулировать на законодательном и административно-правовом уровнях непосильные для недропользователя проблемы по утилизации нефтяного газа конкретно по каждому месторождению.

www.anrb.ru