USD ЦБ — 57,57 +0,30
EUR ЦБ — 67,89 −0,02
Brent — 57,17 −0,28%
пятница 20 октября 17:28

Наука и технологии // Добыча и переработка

Снижение затрат при нефтедобыче

12 августа 2016 г., 17:12А. Я. Хавкин,профессор РГУ нефти и газа имени И.М.ГубкинаNeftegaz.RU4348

В статье обоснована необходимость активного применения в отрасли нефтегазовых нанотехнологий, существенно повышающих выработку нефти даже из трудноизвлекемых запасов (ТРИЗ) и снижающих энергозатраты.

Снижение цены на нефть сделало еще более актуальным вопросы снижения себестоимости добычи нефти за счет повышения эффективности нефтеизвлечения и снижения энергозатрат.

Для развития национальной нефтегазовой промышленности необходимо поддержание высокого уровня рентабельности в нефтегазовом секторе экономики и мотивирование предприятий на разработку и использование инновационных технологий.

В выручке российского экспорта нефть до последнего времени составляла 34%, а газ - 15% [1].

В «Энергетической стратегии России на период до 2030 г» (ЭСР-2030), утвержденной Правительством РФ в 2009 г, нефтегазовый комплекс отмечен в качестве одного из базовых генераторов инноваций и стимулирует опережающее развитие смежных отраслей и экономики в целом [2].

Вместе с тем, запасы наиболее интенсивно разрабатываемых пластов с текущим темпом отбора более 6%, обеспечивающих более половины добычи нефти, сократились на 110 млн т, а отбор из пластов с текущим темпом отбора 2-6% увеличился на 76 млн т. При этом значительный прирост запасов произошел на объектах с текущими темпами отбора менее 2% [3], т.е. с низкопроницаемым коллектором.

В технологическом отношении Россия отстает от развитых стран - значение коэффициента извлечения нефти в России упало в 2009 г до 0,3, а в 2015 г составляло 0,27.

Россия занимает 8 место в мире по запасам нефти, была мировым лидером по добыче нефти, и в 2015 г заняла 3 место по добыче после США и Саудовской Аравии.

В технологическом отношении Россия отстает от развитых стран - значение коэффициента извлечения нефти (КИН) в России в 2009 г составило 0,3, в 2015 г - уже 0,27 [4], а в США КИН вырос до 0,4 при существенно худшей структуре запасов.

По отдельным объектам за рубежом нефтяные компании имеют КИН на уровне 0,4-0,45, а на крупных объектах - 0,5. К 2020 г западные страны планируют выйти на средний КИН=0,5 [5].

В России КИН на уровне 0,5 на крупных месторождениях достигнут только на Ромашкинском месторождении [6].

При этом, себестоимость добычи 1 барр нефти составляла в начале 21 века для ВР - 4 долл США, в России - в среднем 2-3 долл США, а для Саудовской Аравии - 1-1,5 долл США [7]. В последние годы эта величина выросла.

По данным Morgan Stanley [8], себестоимость добычи в России находится в среднем на уровне 7-8 долл США, что с учетом 75-80% налогов в цене российской нефти [9] составит необходимую минимальную цену на уровне 32 долл США.

При этом себестоимость добычи нефти в США в среднем выше (до 10 долл США), а вот с учетом налогов составляет около 25 долл США, что ниже чем в России. Более того, итоговая необходимая для рентабельной добычи цена на нефть у свыше 80 % мирового производства составляет примерно 30 долл США за барр. Это относится к Саудовской Аравии, Мексике, Ираку, ОАЭ, Китаю, Канаде (за исключением песков с высоковязкой нефтью), Англии, Нигерии [8].

При цене барреля нефти менее 40 долл США (себестоимость менее 10 долл/барр) вроде бы заводнение является единственным способом добычи нефти. Но КИН при заводнении без добавок каких-либо реагентов ее «облагораживания» в условиях российских запасов нефти низкий - так на ряде объектов, при любых затратах, достичь КИН при заводнении более 0,25 не удастся [10].

Поэтому задача обеспечения страны нефтью и газом на основе высокорентабельных энергосберегающих инновационных технологий во всем цикле движения нефти и газа от скважины до потребителя, повышающих КИН до 0,5-0,6 и снижающих себестоимость до 2-3 долл/барр хотя бы для добычи 300 млнт/год, должна стать таким же национальным проектом, какими были атомный проект и полет в космос [10].

Для обеспечения высоких КИН следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород, в 1ю очередь, на наноуровне. И создавать нефтегазовые нантехнологии.

Для обеспечения высоких КИН и снижения энергозатрат в нефтегазодобыче следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород и во всем цикле нефтедобычи на наноуровне [10].

Высокая обводненность продукции приводит к значительным затратам на подъем воды. Уменьшение обводненности за счет НГНТ весьма значимо экономически: снижение обводненности при ОПР в Урало-Поволжье составляло 15-20%, увеличение дебитов по нефти в 1,5-1,7 раз, технологический эффект 0,5-10 тыс. т дополнительно добытой нефти на 1 обработанную скважину [10].

На рис. 1 и 2 представлены результаты ОПР при испытании предложенной модификации пенной технологии ограничения водопритока. В качестве одного из экспериментальных объектов была выбрана нагнетательная скважина по пласту Тл Москудинского нефтяного месторождения НГДУ Чернушканефть. Пласт представлен терригенным коллектором (проницаемость 0,2 мкм2, коэффициент расчлененности 2,7). Показатели работы одной добывающей реагирующей скважины представлены на рис. 1.

Рис. 1. Показатели работы реагирующей добывающей скважины после закачки пенной системы в нагнетательную скважину (ОПЗ).

Рис. 2. Дебиты по нефти Qн (т/сут), по жидкости Qж (т/сут), обводненность F(%) для добывающей скважины и объем закачки в нагнетательную скважину Qз (м3/мес).

Экономический эффект от применения нефтегазовых нанотехнологий: снижение обводненностии при ОПР, что позволяют увеличить дебиты по нефти в 1,5-1,7 раз. Технологический эффект - 0,5-10 тыс т дополнительно добытой нефти на 1 обработанную скважину

Как видно из рис. 1, обработка нагнетательной скважины (на рис. 1 - в конце 3го месяца) привела к резкому улучшению работы добывающей скважины - увеличился дебит по нефти за счет уменьшения дебита воды. Увеличение минерализации добываемой воды свидетельствует об увеличении коэффициента охвата.

Технологический эффект на одну обработку значительно превысил 10000 т, что многократно окупило затраты на проведение работ.

На рис. 2 также представлена динамика показателей работы одной из реагирующих добывающих скважин после закачки пен в нагнетательную скважину на другом объекте. Как видно из рис. 2, пуск скважины после полутора лет простоя привел сначала к снижению обводненности при отборе нефти из зоны дренирования скважины. Затем обводненность после 5 месяцев работы скважины вновь стала расти, как это было до остановки этой скважины.

Применение пен в декабре 2006 г. привело к изменению тенденции роста обводненности и дебита по жидкости к тенденции их снижения (рис. 2). Видно, что снижение дебита по жидкости начинает проявляться практически сразу, а снижение обводненности на 20-30% начинает проявляться через несколько месяцев. Для увеличения дебита по нефти рекомендовано увеличение дебита по жидкости [10].

В 2015 г. Россия добыла 534 млн т нефти.

ЭСР-2035 предусматривает сохранение годовой добычи нефти до 2035 г в оптимистическом варианте на уровне 525 млн т [4], что явно недостаточно с учетом прогноза по росту энергопотребленния в мире в ближайшие 10 лет на 30-50%.

Обводненность добываемой нефти в Росси превышает 85%, что означает подъем 6 м3 воды с 1 т нефти. В мире эта величина 75% и поднимается только 3 м3 воды с 1 т нефти. Нефтегазовые нанотехнологии могут обеспечить выход к 2035 г на 700 млн т при том же промысловом обустройстве за счет снижении обводненности продукции.

Нефтегазовые нанотехнологии могут обеспечить выход к 2025 г на нефтеотдачу 50%, а к 2035 г - на нефтеотдачу 60%

Одним из МУН является применение полимеров в качестве загущающих воду агентов.

Высокая минерализация пластовых вод осложняет применение метода - вязкость полимерного раствора уменьшается, а сорбция полимера увеличивается, с увеличением минерализации воды, что делает неоднозначной оценку эффективности полимерного воздействия на нефтяной пласт.

Для повышения КИН было предложено регулировать пластовый ионный обмен закачкой предоторочки пресной воды. Такая НГНТ была осуществлена в России на ряде месторождений. Технологический эффект составил 400-1100 т (в среднем 590 т) на одну ту закачанного в пласт полимера.

Ограничения применения полимерных растворов в низкопроницаемых коллекторах были связаны с тем, что высокомолекулярные полимеры забивали пористую среду, препятствуя последующему движению воды. Экспериментальные исследования показали, что выбор полимерных систем с размерами агрегатов в нанодиапазоне позволяет повысить КИН в низкопроницаемых коллекторах на 0,2-0,25.

В процессах водонефтеподготовки использование гидродинамических наноэффектов для разрушения бронирующих оболочек в эмульсиях (НГНТ) позволяет обеспечить качественную подготовку продукции при снижении удельного расхода деэмульгатора в 1,5-2 раза и температуры процесса на 10-15 оС, что несет в себе огромный экономический эффект [10].

По мнению работников компании Shell, НГНТ позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, повысить КИН, создать условия для развития новых направлений бизнеса [11].

В мире в среднем с каждой тонной нефти добывается 3 тонны воды и ежегодно расходуется более 40 млрд долл США на отделение и очистку попутной воды [12].

Россия добывает 13,5% от мировой добычи. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится не менее 5 млрд долл США. Но и обводненность продукции в России намного больше среднемировой (75%) - как отмечено выше, в России отбирается более 5 объемов воды на один объем нефти. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится значительно больше 7 млрд долл США. Снижение обводненности хотя бы до среднемирового уровня даст экономию 2 млрд долл США.

Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти, что в свою очередь приведет к уменьшению экономически приемлемого дебита скважин по нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН.

Более того, на крупнейшем в России Самотлорском месторождении пробурено около 15 тыс скважин, а используется менее 1/3. При этом Федеральное агентство по недропользованию готово тратить на глушение малодебитных скважин по 5 млн руб/год [13], вместо того, чтобы внедрять современные технологии повышения эффективности нефтедобычи.

Жизнеспособность любого нефтедобывающего предприятия характеризуется рентабельностью производства, определяемого доходами и затратами материальных и трудовых ресурсов. Затраты электроэнергии являются одной из важнейших составляющих материальных ресурсов, необходимых для обеспечения бесперебойной работы нефтепромыслов. Проведем энергетический анализ добычи нефти на примере одного из нефтедобывающих предприятий России. Количество скважин, обводненность и другие параметры приняты условно.

На промысловых объектах необходимо поднять на дневную поверхность большие объемы попутно-извлекаемых вод; транспортировать эту воду по внутрипромысловым коммуникациям; подготовить эти значительные объемы попутно извлекаемой воды для ее закачки в пласт. Эти проблемы решаются за счет снижения обводненности добываемой продукции, путем применения потокоотклоняющих и водоизолирующих технологий, приводя к увеличению охвата пласта закачиваемым агентом и росту КИН.

Кроме того, часть энергозатрат связана с проведением работ по очистке скважинного оборудования от асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО). Для уменьшения этих затрат применяются различные ингибиторы и скребки.

Часть энергозатрат связана с плохой приемистостью нагнетательных скважин, что заставляет повышать давление нагнетания. При этом растут не только энергозатраты, но и вероятность порыва трубопроводов.

Анализ показал, что удельные затраты электроэнергии на закачку воды составляют в среднем 8,5 квт×час/м3.

Удельные затраты электроэнергии на подъем жидкости с помощью ЭЦН составляют 21,6 квт×час/м3, а с помощью ШГН - 68,4 квт×час/м3. Удельные затраты электроэнергии на прокачку жидкости до центрального пункта сдачи нефти (ЦПС) составляют 5,9 квт-час/м3, до узла сдачи (УЗСд) - 4,1 квт×час/м3, до установки подготовки и сброса воды (УПСВ) - 8,9 квт×час/м3.

Отметим, что по разным участкам нефтедобывающего предприятия указанные величины значительно менялись.

По данным РусГидро, затратив 1 кВт×ч, можно добыть 75 кг угля, 35 кг нефти, испечь 99 буханок хлеба, выткать 10 м ситца, вспахать 2,5 сотки земли [14, 15]. 1 кВт×ч = 3,6 МДж, поэтому затратив 1 ТДж, можно добыть 20 тыс т угля, 10тыс т нефти, вспахать 70 км2 земли.

Прошедшие опытно-промышленную апробацию нанотехнологии Хавкина А.Я. [10], кроме того, что они приводят к повышению КИН, показали следующие значения экономии электроэнергии на 1 м3: 1,5 МДж - предупреждении образования отложений смол и парафинов в добывающей скважине; 2,5 МДж - при закачке воды в пласт для вытеснения нефти; 18 МДж - при снижении обводненности добываемой продукции; 30 МДж - при снижении температуры нефтеподготовки при отделении от нее воды.

В целом, от прошедших опытно-промышленную апробацию технологий Хавкина А.Я. [10] суммарная возможная экономия электроэнергии на 1 м3 промысловой жидкости составит более 50 МДж.

Только в России суммарная возможная экономия электроэнергии может составить: 1500 ТДж - предупреждении образования отложений смол и парафинов в добывающей скважине (считая, что это будет при добыче жидкости всего 1 млрд м3); 7500 ТДж - при закачке воды в пласт для вытеснения нефти (считая, что это будет при закачке жидкости всего 3 млрд м3); 65 тыс ТДж - при снижении обводненности добываемой продукции (считая на весь объем поднимаемой жидкости 3,5 млрд м3); 30 тыс ТДж - при снижении температуры нефтеподготовки при отделении от нее воды (считая, что на подготовку нефти будет направлено водонефтяной смеси 1 млрд м3). В итоге - более 100 тыс ТДж (т.е. более 25 трлн кВт×ч ).

В нефтяной отрасли, от этих технологий значения экономии электроэнергии (вследствие структуры запасов и уже применяемых технологий) будут в 3-4 раза больше.

Поэтому активное развитие нефтегазовых нанотехнологий (НГНТ) является основой существенного повышения эффективности добычи нефти.

С учетом применения и развития НГНТ, для уже открытых месторождений на территории России должны быть следующие ориентиры по КИН: хотя бы 0,35 к 2013г, 0,4 к 2020г, 0,5 к 2030г.

Научный же потенциал КИН за счет НГНТ в России следующий: для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15-20 до 0,6-0,7, а для трудноизвлекаемых запасов - на 0,25-0,35 до 0,40-0,55.

При этом значения КИН составят 0,4 к 2013г, 0,45 к 2020г, 0,6-0,65 к 2030г. [10].

Таким образом, есть практическая возможность:

- снижения себестоимости добычи нефти до 2-5 долл США за барр к 2018г для добычи 300 млн т нефти в год, необходимых непосредственно стране.

- снижения обводненности добываемой нефти до 75% к 2018г.

- добычи 700 млн т нефти в год без дополнительных затрат на обустройство промыслов к 2018г.

- выход к 2018г на уровень проектной нефтеотдачи 40%, а к 2025г - на уровень 60%. При этом практически достигаемая нефтеотдача будет близка к этим цифрам.

- обоснования критериальных позиций по динамике энергозатрат на добычу 1 т нефти и 1 тыс м3 газа для контроля реализации в нефтегазовой отрасли Закона РФ об энергоэффективности.

Автор убежден, что НГНТ вернут уверенность в долголетней экономической рентабельности энергетически эффективной углеводородной энергетики, в том числе в России.

English announcement

In the article the necessity of active application in the oil and gas industry of nanotechnology that significantly increases the output of oil even from trudnoizlechimykh reserves and reducing energy costs.

Литература

  1. Кашин В.И. Приоритет - национальные интересы // Нефтегазовая вертикаль, 2012, № 8, с.40-43.
  2. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, 2009. http://www.inreen.org.
  3. Григорьев М. Приросты запасов крайне малы // Нефтегазовая вертикаль, 2012, № 8, с.56-57.
  4. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года // Проект, 2015, http://ac.gov.ru/files/content/1578/11-02-14-energostrategy-2035-pdf.pdf.
  5. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи / Спиридонов Ю.А., Храмов Р.А., Боксерман А.А., Хавкин А.Я. и др. // М., Госдума РФ, ОАО «Зарубежнефть», 2006, 144с.
  6. Государственный доклад «О состоянии и использовании минеральных ресурсов в 2008г.» / Гл. ред. С.Е.Донской // Минерал, Центр «Минерал» ФГУНПП «Аэрогеология», 2009, 400с.
  7. Разумнова Л. Кончилась ли эпоха дорогой нефти? // Нефть России, 2008, № 11, с.7-11.
  8. Явлинский Г. Нефть может упасть в цене до 20 долл США за барр // Эхо Москвы, 16 января 2015, http://echo.msk.ru/blog/yavlinsky_g/1474978-echo/.
  9. Из чего складывается мировая цена российской нефти марки Urals // Аргументы и факты, 2008, № 43, 22-28 октября 2008г., с.16.
  10. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член-корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М., ИИКИ, 2010, 692с.
  11. Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН, 2006, т. 76, № 5, с.398-408.
  12. Хохлов А.Р. Умные полимеры // Лекция в МГУ им. М.В.Ломоносова, http://www.phys.msu.ru/basics/lecture_Khohlov.pdf.
  13. Попова Н. Цемент для нефтяного джина // Аргументы недели, 2008, № 48, с.10-11.
  14. Годовой отчёт ОАО РусГидро за 2008 год, стр. 39.

Neftegaz.RU context