Максимальная отдача

Максимальная отдача

«Салым Петролеум Девелопмент» отрабатывает прогрессивную технологию нефтедобычи

Текст: Александр Алексеев
Фото: Евгений Федосков
Инфографика: Дарья Гашек

Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell — запустила установку смешения компонентов АСП — инновационной технологии, способной существенно повысить нефтеотдачу на выработанных месторождениях Западной Сибири. Пилотный проект на Западно-Салымском месторождении СПД даст необходимую информацию и подготовит почву для дальнейшего широкомасштабного внедрения технологии в России

Большая часть месторождений в Западной Сибири, на которые приходится около половины общего объема российской добычи нефти, характеризуется высокой степенью выработки. По данным Департамента недропользования Сибирского федерального округа, речь идет почти о полуторакратном снижении добычи с 2013 по 2015 год — с 975 тыс. тонн до 661 тыс. тонн. Между тем остаточные запасы месторождений, при разработке которых использовались стандартные методы добычи, огромны. После применения традиционного метода воздействия на пласт — заводнения — в недрах остается 60–70% нефти, из которых 40–50% защемлено в порах, а 20–30% — в зонах с пониженной проницаемостью и ловушках. Извлечь хотя бы часть этих остатков можно лишь с помощью современных эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Внедрением одного из них — технологии АСП (анионное ПАВ — сода — полимер) занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), совместное предприятие Shell и «Газпром нефти», созданное в 1996 году для освоения Салымской группы нефтяных месторождений в Западной Сибири. На пиковый уровень добычи СПД (8,4 млн тонн в год) вышла в 2011 году. Теперь, с учетом постепенного снижения объемов, эти месторождения стали идеальной площадкой для испытания и применения новых технологий повышения нефтеотдачи.

Перспективный МУН

Первые МУН стали появляться еще в 60-е годы прошлого века. Большинство этих технологий можно разделить на три категории: тепловые, химические и газовые. К тепловым методам относится введение в пласт пара, тепловая энергия которого уменьшает вязкость нефти и облегчает ее передвижение к добывающей скважине. В случае газовых методов в пласт закачивается газ (природный, азот или CO2), который помогает вытеснить нефть. Химические МУН предусматривают закачку в пласт водного раствора химреагентов. Наиболее распространенное — полимерное заводнение, при котором используется раствор полимеров с высокой молекулярной массой. Эффективность применения разных методов зависит от особенностей каждого конкретного месторождения.

Пределы применимости различных методов увеличения нефтеотдачи

Алексей Говзич,
генеральный директор «Салым Петролеум Девелопмент»

Внедрение технологии АСП на Салымской группе месторождений — уникальный для России эксперимент, открывающий новую страницу в истории нефтедобычи в Западной Сибири. Наша компания первой в стране реализует метод увеличения нефтеотдачи, который позволяет технически добывать из недр дополнительно до 30% нефти. Я уверен, что в случае снятия технических рисков и предоставления необходимых налоговых льгот эта технология позволит более рационально разрабатывать десятки месторождений Западной Сибири.

Технология АСП — метод химического заводнения с использованием трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Она была разработана в начале 1980-х в научносследовательском центре компании Shell в США. В то время проводились многочисленные эксперименты по совместному применению ПАВ и полимеров для повышения эффективности их использования. Анионный ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет мобилизовать защемленную между зернами породы нефть. Полимер увеличивает вязкость раствора, что повышает эффективность процесса вытеснения мобилизованной ПАВ нефти. Сода же снижает смачиваемость породы нефтью, увеличивая ее подвижность, уменьшает оседание ПАВ на породе, а при реакции с кислой нефтью еще и производит дополнительный объем ПАВ.

стадии АСП-заводнения

Учитывая саму природу химических МУН, крайне важно, что технология АСП позволяет существенно снизить нагрузку на окружающую среду, в частности за счет того, что для ее внедрения не требуется строительства новой промысловой инфраструктуры, что заметно сокращает объем отходов на тонну дополнительно добытой нефти. Сами реагенты, закачиваемые в пласт, нетоксичны, используются в бытовой химии (сода и ПАВ) и водоочистке (полимер).

Еще один плюс АСП — энергоэффективность. При использовании стандартного МУН — заводнения — на извлечение нефти тратятся десятилетия. При применении же АСП средний срок нефтедобычи составляет 3–5 лет.

Впрочем, несмотря на все преимущества, до широкомасштабного применения технологии АСП в 1980‑х дело не дошло: на тот момент она была слишком дорогой. Западные компании вспомнили о ней лишь в начале 2000‑х. Толчком к этому стали как растущая необходимость повышать нефтеотдачу, так и ряд благоприятных факторов: высокие цены на нефть, понижение цен на ПАВ и полимеры, а также появление инструментов для моделирования разработки с применением химического заводнения. В настоящее время периметр применения АСП в мире — порядка 20 проектов. Наибольших успехов в этой области добились в Канаде, США и Китае.

Первый в России

Первый в России проект внедрения технологии АСП реализуется на Западно-Салымском месторождении СПД. Для этого актива рассматривались разные МУН, однако исследования показали, что оптимальный вариант — именно АСП. Вязкость нефти здесь мала, что делает применение тепловых методов нецелесообразным. Закачка азота, СO2 или дымовых газов также не принесет значительной дополнительной добычи, так как при пластовом давлении невозможно добиться условий, необходимых для смешивания газа с нефтью, а закачка газа в несмешивающихся условиях неэффективна. При пластовых условиях с нефтью смешивается углеводородный газ, однако этот метод на Западно-Салымском также неперспективен из-за недостатка попутного газа, а тот ПНГ, что есть, почти весь успешно реализуется. Закачка низкоминерализованной воды и чистое полимерное заводнение на поздней стадии разработки месторождения также не принесут такого эффекта.

На торжественной церемонии введения в эксплуатацию установки АСП процесс символически запустил замминистра энергетики России Кирилл Молодцов

Работать с технологией АСП в СПД начали в 2008 году. Простое тиражирование метода с актива на актив невозможно: с точки зрения условий применения АСП-заводнения каждый коллектор, каждое месторождение уникально. Поэтому в лабораторных испытаниях необходимо было подобрать такую рецептуру химреагентов, которая бы четко соответствовала составу пластовых вод и минералогии породы. Для этого сначала тестировалась химикофизическая стабильность ПАВ при условиях, соответствующих пластовым. Затем проверялась их способность к вытеснению нефти на образцах керна, отобранного из скважин месторождения. Полевые испытания, проведенные в 2009 году на одной из скважин, подтвердили теоретические расчеты: АСП-заводнение дает возможность выработки 90% остаточной нефти.

В настоящее время на Западно-Салымском месторождении реализуется пилотный проект, призванный снизить технические и экономические риски для последующего коммерческого применения АСП. В его ходе планируется собрать информацию об эффективности нового метода, приобрести реальный опыт эксплуатации специализированного оборудования, подготовки химических растворов, решить логистические задачи, а также установить партнерские отношения с производителями оборудования и химических реагентов.

Салым Петролеум Девелопмент Н.В.

Совместное предприятие, созданное в 1996 году для освоения Салымской группы нефтяных месторождений в Западной Сибири. Акционерами СПД на паритетных началах выступают ПАО «Газпром нефть» и «Шелл Салым Девелопмент Б. В.». Салымская группа месторождений включает Западно-Салымское, Верхнесалымское и Ваделыпское месторождения. Лицензиями на разработку всех трех месторождений владеет компания «Салым Петролеум Девелопмент Н. В.». Общая площадь лицензионных участков — 2141,4 км2. Извлекаемые запасы нефти категории С1 + С2 по Салымской группе месторождений, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, составляют 140 млн тонн. Накопленная добыча СПД превышает 65 млн тонн. Среднесуточная добыча сегодня — 17 тыс. тонн.

В рамках пилотного проекта АСП-заводнения на Западно-Салымском месторождении создан специальный технологический комплекс

Схема расположения скважин пилотного проекта применения технологии АСП на Западно-Салымском месторождении*

* размеры даны в метрах

В рамках пилота уже построено семь скважин, установка подготовки смеси АСП, блок разделения эмульсий для флюидов, а также трубопровод. Мощность установки смешения реагентов, запущенной СПД 24 марта нынешнего года, составляет 1000 м3 / сутки. На площадке установки происходит очистка воды, ее нагрев, непосредственное приготовление рабочих растворов, их смешение и перекачивание в нагнетательные скважины.

По оценкам специалистов Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В. И. Шпильмана, полномасштабное применение новой технологии в течение 15 лет позволит компании добыть дополнительно до 25 млн тонн нефти. Это соответствует приросту коэффициента извлечения нефти (КИН)* на 10% по месторождению, а на тех ячейках и участках заводнения, где будет применяться технология АСП, КИН повысится на 15–20%. Внедрение метода на всей территории Ханты-Мансийского автономного округа увеличит объемы добычи за тот же период на 2,4 млрд тонн нефти.

Виды на будущее

Такие перспективы, казалось бы, снимают все вопросы по поводу будущего применения современных технологий повышения нефтеотдачи, но есть одно но: они достаточно дороги. Сегодня внедрение и распространение рогрессивных МУН сдерживают экономические риски: длительный период окупаемости и высокая себестоимость — факторы, усугубляющиеся низкими мировыми ценами на нефть.

Использование прогрессивных МУН — технологически сложный и дорогой процесс, поэтому внедрение новых технологий сдерживают экономические риски

В СПД удельную стоимость добычи нефти с применением АСП сегодня оценивают в 5–9 тыс. рублей за тонну. При существующем налоговом режиме такие затраты окупить сложно, поэтому жизненные перспективы этого МУН в России будут зависеть не только от результатов пилотного проекта, но и от возможности создания для нефти АСП льготного налогового режима и локализации производства химических компонентов для технологии на территории России. Если заглянуть в мировую отраслевую историю, то несложно заметить, что широкое применение методов увеличение нефтеотдачи в США стало результатом многолетней поддержки этой работы со стороны властей. Аналогичные программы промысловых испытаний и освоения современных МУН существуют и в других странах: в Канаде, Норвегии, Китае, Индонезии. Через 10–15 лет приложенные усилия должны дать ощутимые результаты. По оценке Международного энергетического агентства, если сегодня 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). Так что льготы в конечном счете обернутся ростом доходов бюджета и повышением эффективности использования недр.

Необходимость организации производства химреагентов на территории России — также насущная необходимость. ПАВ, подобные тем, что используются в пилотном проекте СПД, в стране сегодня не выпускаются — их покупают за рубежом, и это обходится недешево. Специалисты СПД ведут активные исследования, направленные не только на разработку решений, которые позволят просто наладить производство аналогов иностранных ПАВ, но и на поиск химически отличных веществ, обладающих схожими функциональными характеристиками, компоненты которых уже производятся в России.

Нет в России и полных химических аналогов полимеров, применяемых в АСП, однако в настоящий момент в стране наблюдается общий рост производства полимеров, создаются совместные предприятия с участием ведущих химических российских и иностранных компаний, поэтому к моменту полномасштабного внедрения АСП потребность в полимерах может быть полностью обеспечена отечественными поставщиками. В сумме переход на химическую продукцию российского производства позволит снизить эксплуатационные затраты минимум на 20–30% без учета сокращения логистических издержек.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ