№ 7 (July 2008)
Сегодня инновационные технологии стали насущной необходимостью для нефте- и газодобычи в осложненных условиях. Проблема внедрения подобных технологий на российских месторождениях в настоящее время весьма актуальна, ведь из 160 тыс. действующих скважин 70% – с осложненными условиями эксплуатации.
Сегодня инновационные технологии стали насущной необходимостью для нефте- и газодобычи в осложненных условиях. Проблема внедрения подобных технологий на российских месторождениях в настоящее время весьма актуальна, ведь из 160 тыс. действующих скважин 70% – с осложненными условиями эксплуатации.
В 2000 году общий баланс добычи углеводородов выглядел следующим образом: доля легкой нефти составляла 38%, газа – 54%, тяжелой нефти – 7%, и битума – 1%. При этом ожидается, что к 2020 году структура добычи изменится следующим образом: легкая нефть составит только 25% от общей добычи углеводородов, газ – 47%, доля тяжелой нефти увеличится до 15%, битумов – до 10%, кроме того, в разработке появятся газогидраты – 3%. По современным оценкам мировые запасы битумов в четыре-пять раз превышают запасы нефти. В частности, на территории Татарстана выявлено 450 месторождений природных битумов; при средней глубине залегания от 70 до 200 м их ресурсы составляют от 1,5 до 7 млрд т. Согласно оценкам специалистов, себестоимость добычи битумозных нефтей составляет $110-150 за тонну, в зависимости от глубины залегания и концентрации запасов. Немаловажную роль играет и тот факт, что для разработки данных месторождений с начала 2007 года введена нулевая ставка НДПИ .
Приведенные выше данные упоминались во вступительном слове Владимира Ивановского, профессора РГУ им. И.М. Губкина, на церемонии открытия конференции, состоявшейся в рамках прошедшей в Москве выставки «Нефтегаз-2008». Тема этой конференции, проведенной РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и изданием «Территория НЕФТЕГАЗ» при поддержке ЦВК «Экспоцентр» и MesseDusseldorf и информационной информационной поддержке НГЕ, – «Техника и технологии добычи и подготовки нефти и газа в осложненных условиях», оказалась очень актуальной. На конференции выступили более 30 докладчиков, и большинство представили новые разработки и технологии для осложненных условий добычи и подготовки углеводородов.
Открывая конференцию, проф. Ивановский говорил о том, что смещение в сторону добычи в осложненных условиях наблюдается и в сегменте природного газа. По мнению Ивановского, добыча «сухого» газа из сеноманских пластов неглубокого залегания будет неизбежно сокращаться, при этом возрастет добыча «жирного» газа ачимовских пластов, залегающих на глубине 3-4 тыс. м. Себестоимость добычи такого газа в два с лишним раза выше, но и запасы его значительно больше. Предполагается, что к 2020 году газ с осложненными условиями добычи и подготовки превысит по объему добычи легкий «сухой» газ .
В своем выступлении на конференции начальник управления по добыче газа и газового конденсата ОАО «Газпром» В.З. Минликаев коснулся проблем разработки трудноизвлекаемых запасов туронских залежей .Эффективной технологией для разработки туронских залежей является применение многозабойных скважин (МЗС). Данная технология позволяет обеспечить максимальную площадь контакта с продуктивным пластом, увеличить зону дренирования и снизить депрессию на пласт. Несмотря на то, что использование технологии МЗС требует дополнительных начальных инвестиций в оборудование, впоследствии оно приводит к снижению общих капитальных затрат и, соответственно, стоимости разработки месторождения. Из-за уменьшения количества необходимых скважин сокращаются текущие расходы, снижается потребность в устьевом оборудовании, становятся меньше размеры буровых площадок, уменьшается неблагоприятное воздействие на окружающую среду.
Из-за снижения давления, при разработке газоконденсатных объектов пластовые потери конденсата составляют 50% от начальных геологических запасов. В то же время, экспериментальные работы, проводимые на Вуктыльском меторождении, подтверждают возможность извлечения выпавшего в продуктивных пластах конденсата.
Организация добычи и подготовки газа, конденсата и нефти в условиях низких пластовых давлений на завершающем этапе разработки, в случае трудноизвлекаемых запасов и отсутствия производственной и социальной инфраструктуры, помимо технических решений, требует и новых экономических подходов, в частности дифференциации НДПИ .
Главный специалист отдела новых технологий ООО «НК Роснефть-НТЦ » В.М.Ляпунова поделилась опытом проведения кислотных ГРП и большеобъемных кислотных обработок на месторождениях ОАО «Ставропольнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Северная нефть».
На первом этапе проводился полный анализ геологических особенностей месторождения и состава нефти. Только после этого был выбран метод воздействия БСКО или кислотного ГРП, при необходимости – с использованием систем ПАВ, понижающих межфазное натяжение, ингибиторов железа, синтетической кислоты, антисладжевых добавок и секвестров железа. Применялись также ингибиторы коррозии и отклоняющие жидкости. В итоге комплексный, индивидуальный подход дал положительные результаты – в частности, было отмечено повышение дебита на скважину в среднем 240% от начального – до обработки – показателя .
Интересный доклад представил Владимир Валовский, заместитель директора института «ТатНИПИнефть». Он рассказал о нескольких перспективных технологиях для работы в осложненных условиях эксплуатации, используемых специалистами ОАО «Татнефть».
В частности, при эксплуатации скважин, осложненных АСПО, применяются штанги с наплавленными скребками-центраторами, а также НКТ с полимерным покрытием ПЭП-585, что позволяет значительно повысить МРП оборудования – более чем в три раза по сравнению с 2000 годом. Применение штанговых насосов с цепным приводом для скважин с высоковязкой продукцией снижает силы вязкого трения на 60-70%, сокращает энергозатраты на 15-20%, снижает затраты на монтаж, уменьшает нагрузку на штангу, снижает количество ремонтов в 1,5 раза и увеличивает МРП с 671 до 899 сут . С 2005 года количество насосов с цепным приводом в ОАО «Татнефть» увеличилось втрое.
Добыча из простаивающих скважин осуществляется передвижными установками для свабирования. Такие агрегаты быстро приводятся в рабочее состояние, могут иметь собственную цистерну для закачки добытой нефти. Для мобильных установок свабирования разработаны различные конструкции свабов – например, цельнометаллический сваб или сваб с резиновыми манжетами. За 2007 год мобильными устройствами для свабирования было добыто 253,5 тыс. т нефти.
«Татнефть» использует также и технологию скважин малого диаметра. При диаметре колонны 114 мм затраты на обустройство скважины снижаются на 30-40%, что позволяет пробурить больше скважин и повысить КИН без увеличения бюджета .
Начальник производственного отдела ОАО «Ноябрьскнефтегаз» С.Н. Ануфриев говорил о сложностях, с которыми компания столкнулась при механизированной добыче с 3-километровой глубины на Ямале. Это минеральные соли, механические примеси и попутный нефтяной газ, так как в этом районе есть около десятка месторождений с высоким газовым фактором в диапазоне от 300 до 4 000 м3/ м3, что создает большие помехи для стабильной работы центробежного насоса. То есть, все недавно приобретенные месторождения – осложненные, с высоким газовым фактором. Против вредного воздействия солей применяется технология закачки ингибиторов с помощью устьевых дозаторов и через систему ППД. От механических примесей можно защититься фильтрами ЖНШ, в конструкцию которых добавлены центраторы для снижения риска повреждения фильтра при спуске в скважину. Совместно с компанией «Новомет-Пермь» в 2007 году было разработано уникальное оборудование – мультифазный насос. Это предвключенное устройство, обеспечивающее надежную работу насоса при при содержании свободного газа на входе до 60%. Мультифазный насос:
– сжимает газожидкостную смесь и уменьшает объем свободного газа;
– прокачивает газожидкостную смесь сквозь основной насос, предотвращая образование в нем газовых пробок;
– имеет образивостойкую конструкцию, и может эксплуатироваться в скважинах с концентрацией абразива до 1 000 мг/л.
При этом, газожидкостная смесь не выбрасывается в затрубное пространство, а проходит через основной насос; за счет газлифт-эффекта, в НКТ газ совершает полезную работу, увеличивая КПД установки. В настоящее время на Вынгапурском месторождении находятся в работе две скважины, где установки ВНН-124 укомплектованы предвключенными мультифазными насосами. Они стабильно работают, обеспечивая забойное давление на 60% ниже давления насыщения с газовым фактором более 1 000 м3/м3. С начала 2008 года начат серийный выпуск данной продукции, и компания планирует установить свыше 100 мультифазных насосов .
Представитель компании PCM Oil&Gas в России Фредерик Джиберт предложил новую разработку – цельнометаллический насос кавитационного типа PCM VULCAIN. Насос предназначен для поднятия тяжелой нефти высокой вязкости при повышенной температуре. Максимальная рабочая температура углеводородов составляет 350 ºС. Насос способен качать смесь, имеющую в составе до 5% песка и до 60% газа. По испытаниям в Канаде и в Африке уже получены положительные результаты. Максимальная вязкость перекачиваемой среды, при которой не снижается напорная характеристика насоса – 10 тыс. сантистоксов. Конструкция защищена двумя патентами.
Компания Centrilift Baker Hughes представила на конференции результаты исследований методов добычи тяжелой нефти и битумных песков с применением пара.
На практике установка по добыче нефти методом паро-гравитационного дренажа доказала свою работоспособность при температуре жидкости до 240 ºС, что является очень хорошим результатом.
В применении новых технологий мы пока отстаем
Зав. кафедрой машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Владимир Ивановский
«Нефть и газ Евразия»: Насколько часто встречаются осложненные условия добычи нефти и газа в настоящее время?
Владимир Ивановский: Сегодня практически не осталось месторождений, которые можно назвать легкими, хорошими, удобными для эксплуатации. Многие уже практически выработали свой ресурс. В то же время, месторождения, привлекательные с точки зрения геологии, вязкости и других факторов, как правило, находятся в регионах с неразвитой инфраструктурой и тяжелейшими климатическими условиями. Везде есть свои сложности. Все «сливки» уже сняли. Это общемировая тенденция, если не брать в расчет США, которые имеют возможность закупать нефть за рубежом и консервировать многие из своих месторождений с хорошими показателями, приберегая на будущее.
НГЕ: Какие технологии применяются для осложненной добычи?
Ивановский: На самом деле почти каждая скважина требует своей технологии. Есть похожие скважины, но даже при использовании типовых технологий выбор режимов практически для каждой скважины должен быть свой.
НГЕ: Какие наиболее важные направления в развитии технологий Вы могли бы отметить?
Ивановский: В первую очередь, это применение центробежных насосов, которые уже добывают более 70% нефти в нашей стране. Использовать центробежные насосы начали давно, но за последние три года отечественная промышленность выпустила втрое больше типоразмеров таких насосов, нежели за весь предшествующий период. Причина увеличения производства – изменение условий эксплуатации. Появилась возможность использовать различные предвключенные устройства, новые материалы, технологические приемы запуска, остановки, изменения частоты работы, что обеспечило большую вариативность для ЭЦН .
Можно также отметить технологии термовоздействия на призабойную часть пласта, а также и на большую его часть, при разных условиях эксплуатации. Воздействие осуществляется путем закачки пара, теплоносителей других видов – например, воды, воды с ПАВ или с химическими растворителями, с целью улучшения выноса высоковязкой нефти.
Если говорить о будущем, очень важна разработка технологий добычи высоковязких нефтей и битумов. Объемы запасов этих углеводородов огромны – не только у нас, но и в других странах. И находятся они достаточно близко: например, в Татарии глубина залегания – от 70 м. Здесь потребуются совершенно другие технологии, в некоторых случаях возможна даже добыча открытым способом – экскаватором, песка в котором есть битум. В кубометре породы примерно 30% битума, остальное – песок. Аналогичные технологии разрабатываются и в Канаде компанией Centrilift, есть и отечественные разработки, но пока они очень высокозатратные.
НГЕ: Насколько эффективно применение технологии гидроразрыва?
Ивановский: ГРП очень нужен. Ведь как получается – сделали прокол в земле, и то, что вокруг этого прокола, можно собирать, а то, что чуть дальше – уже нет. В этом случае приходится либо очень часто бурить скважины, что слишком дорого, либо использовать технологию, которая обеспечит нормальное движение жидкости по пласту. И здесь приходит на помощь технология ГРП, в случае необходимости – с применением кислоты или специальных пропантов. Однако ГРП иногда настолько изменяет пласт, что можно потом не найти кусков изначально обнаруженной структуры.
НГЕ: Насколько технология ГРП соответствует требованиям экологической безопасности?
Ивановский: Представьте, например идет закачка кислоты. Вся ли кислота попадет в пласт? Не вся – нет 100%-й герметичности обсадных колон. Поэтому, когда я несколько лет назад работал в Татарии, бывало так, что приходишь на знакомый родник, а воду там брать уже нельзя – она вся либо соленая, либо кислая. В последнее время экологии уделяется больше внимания, многое сделано для улучшения экологической ситуации.
НГЕ: С точки зрения технологий, отстают ли наши добывающие компании от западных?
Ивановский: В основном, мы отстаем именно в области применения новых технологий. Например, технология ГРП была разработана еще в СССР, многоствольные скважины, горизонтальное бурение – тоже наши разработки. Не хватает не финансов, а, скорее, политической воли руководства компаний. Ни одна компания не вложит ни рубля, если отдача от данного проекта ожидается более чем через два года. Руководители высшего звена просто не выходят на такие решения, предпочитая краткосрочные проекты.
«Татнефть» – среди лидеров по внедрению новых технологий
Заместитель директора по научной работе института «ТатНИПИнефть» Владимир Валовский
«Нефть и газ Евразия»: Чем вызван интерес к теме добычи нефти и газа а осложненных условиях?
Владимир Валовский: Главным образом, этот интерес связан со временем разработки месторождений. Основные месторождения, эксплуатируемые «Татнефтью», перешли в позднюю стадию разработки. В этом году исполняется 60 лет с начала разработки самого уникального – Ромашкинского – месторождения . Если раньше нефть фонтанировала, то теперь это 100%-я механизированная добыча. В то же время, по динамике добычи «Татнефть» – единственная компания, которой удается поддерживать добычу в течении последних десяти лет на одном уровне, и даже с некотором приростом.
НГЕ: Как выбираются технологии для каждой конкретной скважины?
Валовский: В первую очередь, это определяется экономическими факторами. В компании развит расчетный аппарат, каждое месторождение рассчитывается по индексу доходности, срокам окупаемости, другим экономическим критериям. Только после финансовой экспертизы проекта на него выделяются средства.
НГЕ: Какие новые технологии используются «Татнефтью»?
Валовский: В компании применяется технология одновременной раздельной эксплуатации пластов с одной скважины, обеспечивающая сокращение затрат и прирост дебита.
Сейчас у нас свыше 200 скважин оборудовано по следующей схеме: в случае, если скважина вскрывает два пласта, они разделяются пакером, и, с помощью специальных технических устройств, ведется раздельная добыча с разным дебитом, разными давлениями. Данная технология позволяет экономить на бурении дополнительных скважин .
Кроме того, сегодня активно ведутся работы по освоению технологии скважин малого диаметра. Колонна диаметром 114 мм позволяет сократить стоимость строительства скважины на 30-40% по сравнению со стандартными скважинами. Соответственно, теми же средствами можно пробурить больше скважин, уплотнить сетку скважин и повысить коэффициент нефтеизвлечения с тех же самых площадей.
НГЕ: Как решается проблема использования попутного газа?
Валовский: В «Татнефти» утилизируется около 95% попутного газа, то же Ромашкинское месторождение на 99% охвачено системой сбора попутного газа для Минибаевского газоперерабатывающего завода. По этому показателю мы занимаем второе место после «Сургутнефтегаза».
Что касается новых, удаленных, месторождений, они пока не охвачены – экономически невыгодно тянуть от них трубопроводы к заводу. На отдаленных месторождениях планируется установить газоэлектростанции, которые будут обеспечивать производство необходимой энергией.
Назову и еще одну возможность утилизации попутного газа – его можно использовать с целью выработки тепла, необходимого для технологических процессов подготовки высоковязкой нефти.
