Управление Ростехнадзора по Калужской области

Инновационные перспективы нефтегазового комплекса


Кстати, о Мексиканском заливе

Анатолий ДМИТРИЕВСКИЙ, директор Института проблем нефти и газа РАН, академик, проф., д.г-м.н. (Москва)

История развития нефтяной промышленности России связана с добычей легкой, маловязкой и малосернистой нефти, размещенной в природных резервуарах с хорошими коллекторскими параметрами. Обилие подобных залежей нефти определяло возможность первоочередного освоения неглубоко залегающих нефтяных месторождений с редко встречающимися аномально высокими пластовыми давлениями и температурами.

Все эти условия определяли преимущественное использование технологии заводнения, в развитии которой нефтяная наука и практика добились впечатляющих результатов. И сегодня более 95% нефти России добывается с использованием технологии заводнения, обеспечивающей максимальную степень извлечения углеводородов из недр. По мере истощения легкодоступных ресурсов растет число месторождений с тяжелой вязкой нефтью. Увеличиваются глубины бурения, все чаще встречаются залежи с аномально высокими давлениями и температурами. Перед российской нефтегазовой отраслью стоит немало технологических проблем, но науке вполне по силам способствовать их разрешению.

Легкодоступные месторождения истощаются, отсюда и снижение коэффициента извлечения нефти (КИН). Это важная современная проблема. КИН снижается не потому, что мы стали хуже работать. В советское время КИН равнялся 41%, сейчас в США – 33%, у нас называют 28–30%. Но инновационного движения в этом направлении пока нет. Нужен толчок со стороны государства, но через рыночные механизмы, законы, налогообложение.

Мы же, со своей стороны, делаем все возможное. Например, наш институт (ИПНГ) открыл новые месторождения углеводородного сырья. В пределах Оренбургского газоконденсатного месторождения, находящегося в стадии падающей добычи, открыто месторождение матричной нефти! Его подтвержденные запасы – 2,59 млрд. тонн. Таких месторождений за последние 25 лет в мире не открывалось. Почему же эта нефть оставалась неоткрытой? Потому, что она связана с карбонатной матрицей. Геофизические скважины показывают, что нефть есть, а извлечь ее не получается. Но там вся таблица Менделеева, это нефтегазохимия нашей страны! То есть нефть по-прежнему находится у нас под ногами, в глубоких пластах, только надо учиться ее извлекать.

Одна из проблем – транспортные магистрали. Это общая головная боль. Например, газопроводов в стране 160 тысяч километров, а диагностикой охватывается 20 тысяч в год. Здесь прошли – через год порыв, там прошли – через три года, но весь цикл так или иначе занимает восемь лет. Мы установили, что порывы зависят от глубинных процессов в земле, от динамики разломов, эманации внутренних газов, электромагнитных полей и прочего. И нам удалось продлить срок службы трубопроводов с 30 лет до 45–48 лет. Это сотни миллиардов долларов экономии! Или экологические решения, например по консервации скважин. Вот на Астраханском ГКМ надо законсервировать скважину – раньше при этом на поверхность вырывалось огромное количество сероводорода. Сейчас разработан метод, основанный на текучести соли под давлением 750 г2/см, который полностью восстанавливает геологическое залегание пластов и не допускает выброса газов. Другая технология – газовая смесь сероводорода и метана не перерабатывается на заводе с получением гор серы, а в жидком виде при температуре –20°С закачивается пласт, где найдено железо, в итоге получается серный колчедан, который связывает серу на миллионы лет. Далее, мы установили, что на Астраханском газоконденсатном месторождении (ГКМ) вместо постройки завода за $5 млрд. для переработки 12 млрд. кубометров газа самым правильным будет ввести в действие восемь установок мощностью по 1,5 млрд. кубометров газа –их общая стоимость в 180–00 раз ниже, чем у одного крупного завода. По всей технологической цепочке в России есть инновационные решения.

Открытия российских ученых позволяют создать новые высокие технологии, обеспечивающие увеличение степени извлечения углеводородов из недр для наиболее масштабных категорий запасов нефти (обводненные месторождения и трудноизвлекаемые запасы); технологию, повышающую эффективность добычи низконапорного газа, запасы которого в Западной Сибири превышают 3,0 трлн. кубометров. Применительно к условиям Астраханского газоконденсатного месторождения с повышенным содержанием агрессивных газов стало возможным разработать технологию сепарации сероводорода и метана непосредственно в промысловых условиях, что позволяет в 2–раза увеличить добычу газа. Метод эмиссионной сейсмотомографии позволяет локализовать источники эмиссионного излучения и области рассеяния сейсмических волн, оценить интенсивность и спектр излучения. Поле регистрируется на поверхности или в скважинах площадной или трехмерной группой трехкомпонентных сейсмических приемников.

Метод не требует обычного определения времени вступления сигнала, что позволяет определять источники с интерферирующими сигнала. Получены новые научные результаты влияния энергетики, динамики и дегазации Земли на процессы генезиса нефти и газа формирование месторождений углеводородного сырья. Обоснована нефтегазоносность больших глубин (девонские отложения Астраханского карбонатного массива, доюрский комплекс Западной Сибири). Установлено масштабное развитие природных карбонатно-органических полимеров, обеспечивающих формирование месторождений нового вида углеводородного сырья –матричной нефти. При участии российской науки разработана эта универсальная технология добычи нефти из обводненных месторождений «Темпоскрин». Эта «интеллектуальная» система избирательно воздействует на высокопроницаемые обводненные пласты, резко снижая их проницаемость, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, изменяет фильтрационные потоки, увеличивая охват пласта заводнением, что приводит к снижению обводненности добываемой продукции, увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи.

Данная технология позволяет:

■ подключить в разработку ранее не работавшие пласты и пропластки;

■ увеличить коэффициент охвата пластов заводнением;

■ изменить фильтрационные потоки жидкости;

■ выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины и пласта;

■ повысить вытесняющую способность закачиваемой системы;

■ за счет флоккулирующих свойств создать условия для возникновения дополнительного остаточного сопротивления воде;

■ уменьшить обводненность добываемой продукции;

■ повысить нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии их эксплуатации.

Еще одно достижение – сверхзвуковая «3S»-технология сепарации углеводородных смесей. Научная основа технологии базируется на современной аэродинамике, газовой динамике ударных волн, термодинамике и теории фазовых превращений углеводородных смесей. На входе поток газа искусственно закручивается и ускоряется, проходя через сопло Лаваля. Под действием центробежных сил происходит разделение жидкой и газовой фазы.

Некоторые преимущества «3S»-технологии по сравнению с традиционными технологиями сепарации углеводородов из природного газа:

■ малогабаритность и, как следствие, возможность размещения в достаточно ограниченном объеме;

■ возможность достаточно легкого включения в комплекс другого оборудования;

■ снижение стоимости монтажа и установки;

■ низкие капитальные затраты и эксплуатационные издержки;

■ экологическая безопасность;

■ отсутствие движущихся частей;

■ нет потребности в постоянном обслуживании;

■ способность использовать обычно пропадающую энергию пласта;

■ более высокая эффективность посравнению с общераспространенным оборудованием для сепарации. «3S»-технология используется для решения следующих задач газовой промышленности:

■ подготовка газа к транспорту (дегидратация и выделение тяжелых углеводородов);

■ сепарация пропан-бутанов (LPG);

■ сепарация H2S и СО2;

■ выделение этана;

■ сжижение метана.

Столько в Академии наук накоплено материалов! Достаточно взглянуть на них немного по-другому, и добыча ресурсов может перейти на новую ступень.

Надо правильно расставить акценты. Будущее России – в ее науке, инновациях в нефтегазовом комплексе.

P. S. А теперь несколько слов о том, что у всех на слуху – об аварии в Мексиканском заливе. На больших глубинах иная динамика пластов, иные условиях их залегания, поэтому должны применяться другие подходы к извлечению ресурсов. В Мексиканском заливе находятся очень крупные месторождения. Если бы не произошло этой аварии, через два дня ВР объявило бы об открытии крупнейшего месторождения легкой нефти. ВР не справилась с повышенным давлением, поскольку рассчитывала на данные уже открытых в заливе месторождений. Но не обязательно на одной и той же глубине будет одинаковое давление, потому что условия образования месторождений различны. На дне этого залива происходят даже излияния асфальта – там и вулкан есть, сформированный подобным образом. Энергетика, динамика Земли двигает подземные пласты, и давно изученные регионы снова становятся неизвестными. В точке бурения оказалась зона аномально высокого пластового давления, намного выше расчетных 700 атм. Пробуренная ВР скважина имела глубину 11,2 км – самая глубокая скважина в практике нефтедобычи. На скважине было две автоматических задвижки, рассчитанных на 700 атм. Было две кнопки: одна у бурового мастера, вторая у капитана. Но ничего не помогло. К слову, в Мексиканском заливе можно сбрасывать нефть в море, и там она разлагается сама благодаря высокой температуре воды. А на Сахалине, к примеру, запрещено: провели исследование по всему трофическому ряду (живность в воде), и выяснилось, что наша природа более ранима.