Химия и нефть

Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение — эффективный метод увеличения нефтеотдачи

Компании бьются над совершенствованием химических методов увеличения нефтеотдачи, которые могут увеличить добычу на 10–25%

Реализацией проектов с применением ASP активно занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell

Фото: Андрей Рудаков, Денис Синяков, Игорь Свириз

Поиски эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в последнее время становятся все активнее. «Газпром нефть» по праву можно назвать флагманом российских разработок в области химических МУНов — совместно с Shell компания уже несколько лет работает над внедрением химического заводнения

В ПОГОНЕ ЗА НЕФТЬЮ

В не столь отдаленной перспективе эксперты предрекают рост мирового спроса на энергоносители вкупе с уменьшением доступного количества самих наиболее популярных сегодня энергоносителей — нефти и газа. Чтобы компенсировать грядущий дефицит, международные компании уже сейчас всерьез занялись поисками новых эффективных методов увеличения нефтеотдачи. Причем во многих странах этому процессу всячески способствуют на уровне правительства: так, в США, Канаде, Норвегии, Китае, Индонезии уже существуют специальные государственные программы промысловых испытаний и освоения современных МУНов, а также создаются экономические условия, дающие возможность нефтяникам активно участвовать в реализации этих программ. Через 10–15 лет приложенные усилия должны дать ощутимые результаты: если сегодня, по оценке Международного энергетического агентства, за счет методов увеличения нефтеотдачи добывается порядка 4% мирового объема нефти (около 450 тыс. тонн/сутки), то к 2030 году эта цифра может возрасти примерно до 20% (около 3,5 млн тонн/сутки).

Первые МУНы стали появляться еще в 60‑е годы прошлого века, некоторые из них уже успешно применяются. В частности, свою эффективность в ряде случаев доказали вытеснение высоковязкой нефти перегретым паром и заводнение с закачкой растворенного газа. В то же время уже не один десяток лет компании бьются над совершенствованием химических методов, которые могут увеличить добычу в среднем на 10–25% в зависимости от условий осваиваемого коллектора. Так, Shell разрабатывает и производит поверхностно-активные вещества для щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (англ. alkali-surfactant-polymer, или ASP), а BP совместно с Chevron и Nalco внедряет технологию Bright Water, предназначенную для управления заводнением и направления нагнетаемой воды в еще не выработанные зоны пласта. К технологиям следующего поколения можно отнести заводнение с использованием гибридных ПАВов, жидких растворителей и даже так называемых биоПАВов, содержащих различные микроорганизмы.

Ситуация, сложившаяся с применением химических методов увеличения нефтеотдачи в России, парадоксальна. С одной стороны, примерно 50% запасов нефти в стране пригодны для эффективного применения к ним химических МУНов, а легкой нефти практически не осталось. С другой — существующий налоговый режим является сдерживающим фактором для реализации большинства крупномасштабных проектов с использованием дорогостоящих химреагентов. При продуманной государственной политике химические методы увеличения нефтеотдачи могли бы стать спасением для многих старых месторождений и вернуть в строй законсервированные из-за нерентабельности скважины. В то же время эксперты отмечают, что способствовать внедрению химических МУНов будут не только налоговые льготы, но и использование соответствующих химреагентов российского производства, над созданием которых сейчас бьются многие НИИ.

ТРОЙНОЙ НАПОР

Заводнение, или вытеснение нефти водой, один из первых методов увеличения нефтеотдачи, сегодня — стандартная технология, применяемая в добыче. Можно сказать, что за последние 50 лет нефтяники смогли с помощью обычного заводнения выжать максимум из большинства крупных месторождений. Но вытеснение водой не стало панацеей — несмотря на все усилия, в ряде случаев в коллекторах остается до 70% от первоначальных объемов геологических запасов нефти. В зависимости от типа коллектора и некоторых других условий эта проблема может быть решена с помощью теплового, газового или химического заводнения. Причем на последнее возлагаются особые надежды.

Чтобы понять принцип действия химического заводнения с использованием полимеров или поверхностно-активных веществ, нужно обратиться к основным факторам, препятствующим эффективной добыче. Их два: капиллярное защемление нефти между зернами породы и неполный охват пласта вытесняющей водой вследствие неоднородности пласта и/или высокой вязкости нефти. Именно на снижение влияния этих двух физических явлений и направлены химические МУНы. Высокомолекулярные полимеры увеличивают вязкость воды, тем самым выравнивая фронт заводнения и позволяя повысить равномерность охвата пласта. В свою очередь, поверхностно-активные вещества повышают подвижность нефти, снижая поверхностное натяжение на границе породы и нефти и высвобождая нефть из капилляров.

В 60‑е годы прошлого века начались первые опыты по применению полимерного и ПАВ-заводнения. Но довольно быстро стало понятно, что использование методов поодиночке — мероприятие дорогостоящее и в целом не оправдывающее себя с экономической точки зрения. В 80‑х годах проводились многочисленные лабораторные эксперименты и полевые испытания по совместному использованию ПАВов и полимеров. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВы более дешевой щелочью (содой), которая также снижает смачиваемость породы нефтью, увеличивая ее подвижность, уменьшает оседание ПАВов на породе, а при реакции с кислой нефтью еще и производит дополнительный объем ПАВов. Испытания такого тройного, щелочьПАВ-полимерного, заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15–20%. Впрочем, испытаниями все и ограничилось. Несмотря на большое количество пилотных проектов, до широкомасштабного внедрения химического заводнения дело не дошло. К тому же цены на нефть упали, и отрасли стало не до новых технологий.

К технологии ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000‑х. Толчком послужили как насущная необходимость повышать нефтеотдачу, так и ряд благоприятных факторов: высокие цены на нефть, понижение цен на ПАВы и полимеры благодаря развитию технологий производства, а также появление инструментов для моделирования разработки с применением химического заводнения, позволяющие снизить риски за счет качественного планирования. Реализацией проектов с применением ASP активно занимается концерн Shell. У компании есть несколько опытных площадок по всему миру, среди которых Западно-Салымское месторождение в Сибири.

НА САЛЫМЕ

Разработкой Западно-Салымского месторождения занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell. Изучать возможность внедрения ASP на Салыме начали еще в 2008 году. Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты — химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. Дальнейшие расчеты показали, что если проект удастся реализовать, то дополнительная добыча на месторождении может составить до 25 млн тонн нефти.

Впрочем, говорить о том, что процесс внедрения химического заводнения проходит легко и просто, не приходится. Например, требуют дальнейшего исследования механизмы нефтеотдачи при воздействии на остаточную нефть водных растворов ПАВов. Здесь нужно отдельно сказать, что с точки зрения условий применения ASP-заводнения каждый коллектор, каждое месторождения уникальны. Для подбора оптимального пакета поверхностно-активных веществ на Западно-Салымском месторождении были испытаны множество различных ПАВ и их сочетаний. После первоначального отбора было определено, что ПАВ с длинной алкильной цепью обеспечивают наилучшее взаимодействие с сырой нефтью. Причем это характерно именно для салымской нефти, содержащей относительно высокий процент таких тяжелых компонентов, как асфальтены. И подобных нюансов, в которых еще предстоит разобраться специалистам, множество.

Между тем в настоящее время специалисты СПД готовы приступить к реализации пилотного проекта по применению ASP на месторождении. Проект предполагается реализовать на небольшом участке по пятиточечной схеме: четыре нагнетательные скважины по периметру и одна добывающая в центре. В отличие от стандартной схемы расстояние между нагнетательными скважинами существенно уменьшено и составит всего 100 метров. Такое ограничение площадей, задействованных в проекте, обеспечит скорейшее получение результатов и удержание химреагентов в пределах пилотного участка, что, в свою очередь, гарантирует чистоту эксперимента.

Выйти на реализацию пилотного проекта СПД собирается к концу 2014 года. Пилот будет вестись с использованием компонентов, разработанных компанией Shell. Однако сейчас в компании идет активный поиск отечественных производителей, которые смогут поставлять необходимые химреагенты. По предварительным подсчетам, применение российских реагентов позволило бы удешевить весь процесс заводнения на 20–30%, что значительно ускорило бы его внедрение.

Что касается широкомасштабного внедрения технологии, то есть несколько факторов, объективно препятствующих этому процессу. Это и технологические причины, такие как необходимость подбирать собственный набор компонентов для каждого месторождения, и экономические: высокие затраты на импортные реагенты — порядка 3–6 тыс. рублей на тонну дополнительной нефти; затраты на создание инфраструктуры по подготовке и утилизации реагентов — более 1 тыс. рублей на тонну дополнительно добытой нефти; отсутствие налоговых преференций.

Тем не менее, по предварительным оценкам, ASP-заводнение может быть применимо на одиннадцати действующих месторождениях «Газпром нефти», содержащих около 15% извлекаемых запасов нефти компании. При проектном увеличении КИН на 15% на этих месторождениях есть потенциал дополнительной добычи около 170 млн тонн нефти. Подобная перспектива делает химическое заводнение стратегической технологией для компании, а ее внедрение — лишь вопросом времени.

Одним из камней преткновения на пути внедрения и промышленного применения химических методов увеличения нефтеотдачи (в том числе ASP) является действующая система налогообложения нефтяной отрасли. Специфика НДПИ как налога, взимаемого с валового объема добытого углеводородного сырья, не позволяет учесть геологические условия разработки каждого конкретного месторождения, а также итоговый экономический результат от реализации инвестиционного проекта по его разработке.

Ввиду значительной капиталоемкости применения химических методов увеличения нефтеотдачи промышленное применение указанных технологий с экономической точки зрения на сегодняшний день нецелесообразно. Стимулом к внедрению данных технологий может послужить появление возможности частичного или полного возмещения понесенных расходов. В качестве механизма такого возмещения можно рассматривать установление вычета из суммы начисленных налогов, в том числе НДПИ, либо включение месторождений, на которых применяются химические технологии увеличения нефтеотдачи, в перечень проектов, налогообложение которых может осуществляться путем взимания налога с финансового результата деятельности.

Учитывая, что одним из условий реализации подобных проектов со стороны государства с высокой долей вероятности будет недопущение снижения доходной части федерального бюджета, на начальном этапе построение новой системы возможно в конфигурации, предполагающей минимально необходимый уровень бюджетных поступлений, обеспечить который может, например, неполный отказ от уплаты НДПИ или налогообложение по новым правилам только дополнительных объемов нефти, извлеченной из недр благодаря использованию прогрессивных технологий увеличения нефтеотдачи.

Вопрос налогового стимулирования применения передовых методов увеличения нефтеотдачи и, в частности, ASP по инициативе «Газпром нефти» неоднократно обсуждался в федеральных органах исполнительной власти, однако ввиду достаточно сложного процесса налогового администрирования предлагаемого подхода, положительное решение о предоставлении каких-либо налоговых преференций для таких проектов до настоящего времени не принято.

АЛЕКСАНДР ШУБИН,
начальник управления налоговой политики «Газпром нефти»

ASP — одна из технологий, позволяющая извлечь остающуюся в недрах нефть. Данная технология позволяет добыть дополнительно до 20% нефти. Применительно к Западной Сибири это означает, по оценке Центра рационального недропользования им В. И. Шпильмана, 2,4 млрд тонн дополнительно извлеченной нефти.

Реализация проектов по повышению нефтеотдачи на основе трехкомпонентной смеси ASP является одной из ключевых задач компании СПД в 2014 году. Успех этого проекта позволит компенсировать падение уровня традиционной добычи нефти.

В рамках реализации пилотного проекта по ASP на Западно-Салымском месторождении будет пробурено 7 пилотных скважин, на которых мы выполним необходимый комплекс мероприятий по сбору данных и осуществим освоение скважин в соответствии с утвержденным дизайном. Помимо этого, в 2014 году СПД завершит строительство трубопровода ASP и установки смешения: к концу года планируется приступить к пуско-наладочным работам на данной установке.

МИХАИЛ ШУСТЕР,
руководитель проекта ASP компании СПД

СТАДИИ ASP-ЗАВОДНЕНИЯ

ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ХИМИЧЕСКИХ МУН В РФ

Инфографика: Алиса Бережная