«Газпромнефть-Ямал» завершила строительство на Новопортовском месторождении первой в России многозабойной скважины с четырьмя горизонтальными обсаженными стволами. Общая проходка составила 6756 метров. «Форпост» ознакомился с существующими технологиями, повышающими нефтеотдачу, и практикой их внедрения крупными сырьевыми компаниями.
Современное состояние ресурсной базы нефти в России характеризуется снижением текущих разведанных запасов и низкими темпами их воспроизводства. В долгосрочной перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи углеводородов, это может стать серьезной угрозой энергетической и экономической безопасности государства, а также пошатнуть позиции нашей страны как крупнейшего экспортёра «чёрного золота».
В конце 2015 года в нераспределенном фонде оставалось всего 6% извлекаемых запасов категории ABC1+C2. Это означает, что новых разведанных и готовых к освоению месторождений практически не осталось. В то же время при разработке «природных кладовых» в таких регионах как Ямал, Восточная Сибирь, Якутия возникает ряд технологических проблем, связанных с низкой температурой пластов, сложным геологическим строением залежей, громадными толщами пород, лежащими в зоне вечной мерзлоты, и сложнейшими природно-климатическими условиями. В освоенных районах, таких как Западная Сибирь, нефтяная промышленность сталкивается с проблемой уменьшения размеров месторождений и ухудшением качества коллекторов.
Основной прирост запасов нефти сегодня осуществляется за счет доразведки «старых» месторождений. Запасы переводятся из категории С2 и пересчитываются в большую сторону в связи с тем, что новые технологии позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). Таким образом, именно эффективное внедрение инноваций и повышение за счёт этого нефтеотдачи становится для национальной нефтегазовой отрасли стратегической задачей.
Как отмечают специалисты «Газпром нефти», 70% ресурсной базы компании формируют сложные запасы, поэтому доля высокотехнологичных объектов в общем объеме бурения сегодня превышает 50%. Один из ключевых методов увеличения добычи (МУН) — бурение многоствольных скважин, что позволяет расширить зону охвата пласта. Ещё одна технология, повышающая эффективность разработки месторождений, - горизонтальное бурение с множественными ответвлениями, получившая название «Рыбья кость». Такая конструкция также даёт возможность существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков, но при этом требует меньшего объема буровых работ, чем при создании многоствольной скважины. Каждое из ответвлений направляется в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Этот метод сегодня активно осваивается «Газпром нефтью» на Восточно-Мессояхском месторождении.
«Роснефть» в ноябре 2017 года в составе консорциума «Сахалин-1» успешно завершила бурение на месторождении Чайво в Охотском море самой протяженной скважины в мире. Её длина с горизонтальным окончанием составляет 15 тысяч метров. Скважина относится к категории сверхсложных, индекс сложности по DDI (Directional drilling index) составляет 8,0 пунктов, отход от вертикали - 14 129 метров. За последние пять лет на проекте уже установлено пять рекордов по бурению скважин с самой большой в мире глубиной по стволу.
«Татнефть» в прошлом году провела работы по повышению нефтеотдачи пластов на 2 859 скважинах. Химическими методами обработано 1 307 из них, на 820-ти применялся метод гидроразрыва пласта (ГРП).
Один из лидеров российской нефтегазовой отрасли в части применения новых технологий – компания «Лукойл», активно разрабатывающая инновации для добычи сверхвязкой нефти (проекты Ярегского и Усинского месторождений). Доля дополнительной добычи компании, обеспеченной внедрением технологий повышения нефтеотдачи составила в 2016 году порядка 20% (21,85 млн т из 110), 32% из которых были обеспечены технологиями ГРП, 26% - бурением вторых стволов, 16% - интенсификацией добычи, и порядка 11% - химическими методами. Однако КИН на месторождении все равно не превышает средних российских показателей.
«Многие страны столкнулись с этой проблемой значительно раньше нас. И за рубежом технологии, позволяющие работать с труднодоступными запасами, уже освоены, - говорит Председатель Комитета Государственной Думы РФ по энергетике Павел Завальный. - Мы больше полагались на западный опыт, на те же американские компании, привлекая их к этой работе, применяя их технологии и оборудование. Но введение санкций, конечно, повлияло на наши возможности. Если газовая отрасль сегодня зависит от импорта не более чем на 5 %, то зависимость в нефтяной достигает 40%. Конечно, нам нужны новые отечественные технологии для того, чтобы компенсировать ухудшение структуры запасов за счёт повышения эффективности добычи, коэффициента извлечения нефти. У нас сейчас проектный коэффициент – 36%, а текущее значение -26. В то же время лучшие практики позволяют Норвегии достигнуть цифры 50%, Америке - более 40».
Показатели нефтеотдачи в разных странах мира значительно отличаются. Так, для нефтяных компаний Латинской Америки и Юго-Восточной Азии он составляет порядка 24-27%, Ирана – 16-17%, США, Канады, Саудовской Аравии – 33-37%, стран СНГ и России – до 35%. Примером одного из самых впечатляющих с точки зрения нефтеотдачи проектов в мире является месторождение Статфьорд (Норвегия). КИН там составляет 66%.
Для того, чтобы хоть немного приблизиться к подобным значениям необходимо вкладывать средства в профильную науку и образование, стимулировать отрасль за счёт облегчения налогового режима. Генеральный директор Belgrave Oil and Gas Corp Джон Белгрейв считает, что ничего принципиально нового в области МУН изобрести уже не получится, а обеспечить рост коэффициента можно, благодаря умелому комбинированию существующих методов. В этой связи основной причиной снижения показателей нефтеотдачи он считает недостаток в отрасли квалифицированных специалистов, владеющих опытом применения технологий отработки пласта.
Отсутствие необходимого стимулирования со стороны государства в условиях сравнительно низких цен на нефть существенно ограничивает внедрение технологий, увеличивающих КИН. Так, рентабельность метода гидроразрыва пласта, к примеру, колеблется в ценовом коридоре $60 – 80/барр. А хорошо зарекомендовавшие себя в других странах закачка в пласт СО2, пара или полимеров вовсе не находят широкого применения в России.
Самым универсальным методом увеличения нефтеотдачи Белгрейв считает метод внутрипластового горения, который дает хорошие результаты при любых характеристиках пласта, однако, для его эффективного применения требуются высококлассные специалисты, способные принимать смелые неординарные решения. Существенную долю успеха обеспечивает и добросовестная грамотная организация работ по повышению нефтеотдачи. Пласт необходимо наблюдать с самого начала разработки месторождения до ее конечной стадии, а не только когда показатели первичной добычи начинают падать, как это зачастую происходит в реальной практике. Правильная конфигурация скважин и обоснованные темпы отбора смогут гарантировать возможность применить МУН в дальнейшем.
