CC BY
57
Veaùtck IG Komi SC UB RAS, September, 2014, № 9
УДК 902 (470.1)
ПУТИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ КОМИ
Н. Н. Тимонина
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар nntimonina@geo.komisc.ru
Приводится анализ применения методов увеличения нефтеотдачи в мире и республике. Показано, что при создании соответствующих условий внедрение таких методов увеличения нефтеотдачи позволит восполнить недостающие объемы добычи, результатом чего будет более рациональное использование сырьевых ресурсов региона.
Республика относится к старым нефтедобывающим регионам, поэтому разработка мер, направленных на увеличение объемов добываемой нефти, остается актуальной на современном этапе.
Ключевые слова: минерально-сырьевая база, месторождения углеводородов, коэффициент извлечения нефти, методы увеличения нефтеотдачи.
TREND OF INNOVATIVE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS INDUSTRY OF
KOMI REPUBLIC
N. N. Timonina
Institute of Geology Komi SC UB RAS, Syktyvkar
This article provides analysis of the practice of application of enhanced oil recovery (EOR) in the world and in the country. It is proved that under the appropriate conditions a reasonable implementation of EOR would fill the missing production volumes, the result is a more efficient use of natural resources in the region.
The Komi Republic is one of the oldest oil producing regions, most of the fields have already entered the stage of declining production, so the development of measures aimed at increasing of production of crude oil remains relevant at the present stage.
Keywords: mineral resources, hydrocarbon deposits, the oil recovery factor, methods of enhanced oil recovery.
Введение
Начало сентября текущего года ознаменовалось очередной датой в истории нефтегазового комплекса республики — 85-летним юбилеем. Республика Коми расположена на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП, занимает 63 % перспективных площадей ТПП и обладает почти 51 % всех ресурсов углеводородного сырья провинции.
Большая часть месторождений на территории республики уже вошла в стадию падающей добычи, поэтому увеличение объемов добываемой нефти будет являться позитивным фактом, позволяющим надеяться на то, что и в ближайшем будущем нашему региону удастся сохранить за собой третье место в России по уровню добычи жидких углеводородов.
Разработка мероприятий, нацеленных на стабилизацию и увеличение объемов добычи углеводородов, была и остается одним из самых актуальных направлений как в области организации поисковых работ, так и в части создания предпосылок для успешного внедрения инновационных методов, направленных на повышение коэффициента извлечения нефти или внедрение рациональных способов эксплуатации.
Методы и подходы
В качестве основного методологического принципа в работе применен комплексный системный подход к исследованию проблемы эффективности недропользования. Работа выполнена на основе анализа и обобщения аналитической и статистической информации о деятельности предприятий нефтегазового комплекса.
В статье приводятся данные, полученные в ходе обобщения материалов о сырьевой базе предприятий комплекса, состоянии разработки месторождений нефти и газа.
Результаты и обсуждение
В 1929 г. по решению правительства СССР на р. Ухту была направлена крупная комплексная геологическая экспедиция с целью найти промышленную нефть на Европейском Северо-Востоке страны [1].
Интенсивная добыча нефти началась на рубеже 60-х гг., когда открытие таких месторождений, как Западно-Тэбукское, Усинское, Возейское, позволило говорить о большой нефти. В середине 70-х гг. образовались новые центры нефте-и газодобычи на севере нашей республики, было завершено сооружение трубопроводной системы.
^естЛик ИГ Коми НЦ УрО РАН, сентябрь, 2014 г., № 9
Пиком развития и расцвета нефтяной промышленности в нашем регионе стали 80-е гг., когда с продвижением на север Тимано-Печорской провинции был достигнут максимальный уровень добычи нефти (19.2 млн т в 1983 г.). В эти годы было пробурено рекордное количество поисковых и разведочных скважин, шло интенсивное вовлечение в разработку месторождений.
1987 г. стал началом падения объемов добычи нефти, в 1990 г. добыча нефти составила 14.1 млн т, в течение 1991—1995 гг. она сократилась вдвое. Объяснением этого может служить как вхождение крупных месторождений (Усинского и Возейского) в стадию падения добычи, так и систематическое отставание ввода в освоение новых запасов, а также разрушение организационного, материально-технического и финансового обеспечения производства.
В 1995 г. уровень добычи нефти в провинции достиг минимальной величины, составив 9,3 млн т, из них в республике было добыто 6,6 млн т. Процесс падения уровней добычи нефти на определенной стадии разработки месторождений носит объективный характер. Вопрос заключается в возможностях его регулирования путем применения геолого-технологических мероприятий, сдерживающих темпы падения на конкретном месторождении.
Что касается территории или предприятия, то падение уровня добычи может быть остановлено путем ввода в разработку новых. Таким образом в 1996 г. удалось остановить начавшийся в 1986 г. спад производства и добыть 8.6 млн т нефти. Дефицит средств у предприятий в результате резкого снижения мировых цен на нефть явился причиной свертывания в 1998 г. производственных программ, таких как бурение новых скважин, капитальные ремонты скважин и промыслового оборудования, обустройство месторождений, что уже к концу года отразилось на объемах добычи нефти.
Положительное изменение финансовой деятельности нефтедобывающих предприятий за счет роста в 1999 г. цен на нефть на мировом рынке дало возможность предприятиям возобновить осуществление капиталоемких производственных программ, что обеспечило в 2000 г. рост добычи нефти предприятия-
ми республики до 8,5 млн т. Это стало началом стабильного роста объемов добычи нефти, обеспеченного в основном ежегодным вводом в разработку мелких по запасам месторождений и вовлечением новых запасов углеводородов за счет бурения эксплуатационных скважин на разрабатываемых залежах. В 2013 г. было добыто 13.8 млн т нефти и газового конденсата.
Республика продолжает эксплуатировать минерально-сырьевую базу, сформированную еще в советское время. Промышленная не-фтегазоносность связана со сред-неордовикско-нижнедевонским, среднедевонско-франским, верхне-девонско-турнейским, верхневи-зейско-нижнепермским, пермско-триасовым комплексами. Залежи нефти тяготеют в основном к южной части Ижма-Печорской впадины, к Колвинскому мегавалу, к южной части Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Они приурочены главным образом к девонским и пермско-ка-менноугольным отложениям.
Современная сырьевая база существенно истощена. К числу основных факторов, оказывающих негативное влияние на состояние сырьевой базы нефтедобывающей отрасли, относятся высокая выра-ботанность запасов, их несбалансированная структура, низкие темпы ввода месторождений, недостаточное восполнение запасами добычи.
Основные разрабатываемые месторождения вступили или вступают в стадию падающей добычи. Анализ состояния ресурсной базы свидетельствует, что по месторождениям, обеспечивающим порядка 60 % годовой добычи нефти, истощение запасов составляет 49 %, по газу ситуация значительно более угрожающая: выработанность превышает 84 %.
Поэтому без инновационных достижений задачу увеличения объемов добычи нефти на старых, находящихся в разработке месторождениях не решить. Мировой опыт показывает, что нефтеотдача с применением современных методов может достигать 70 %, в то время как при естественном режиме истощения нефтеотдача составляет всего 20 %, а при разработке с заводнением или закачкой газа — от 25 до 60 %.
В недрах республики находятся значительные объемы трудноизвле-
каемых запасов нефти. Впервые этот термин появился в конце 70-х гг., за прошедшее время сложились представления о запасах, которые содержатся в неблагоприятных для извлечения углеводородов геологических условиях залегания нефти, о её аномальных физических свойствах. В нашем регионе к трудноизвлекае-мым запасам в первую очередь относят нефть, характеризующуюся высокой плотностью и вязкостью.
Наибольшей плотностью обладают нефти Ярегского месторождения, пермских и пермско-каменноугольных залежей Усинского месторождения, силурийских Усино-Кушшорского, каменноугольных Югидского и Кабантывисовского, пермских залежей Чедтыйского, Пыжьельского, Суборского и др. месторождений. На долю утяжеленной нефти приходится около 10 % добычи, на долю тяжелой нефти — порядка 22.5 % от годовой добычи по Республике Коми, добыча легкой нефти составляет 68 %.
Вязкость нефти в пластовых условиях варьируется в пределах 0.99—1500 мПас. Высоковязкие нефти (более 30 мПас) составляют 55.4 % от остаточных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Высокой вязкостью характеризуются нефти Ярегского месторождения, пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, верхнепермские Лемьюского, Лугового, Верхнекосьюского, Чедтыйского и др. месторождений, верхнекаменноугольные Среднемакарихинского, Большепурговского месторождений.
На долю высоковязкой нефти приходится 19.6 % от ежегодного объема добычи по Республике Коми (рис.1).
За 85-летнюю историю нефтедобычи в республике накоплен бесценный опыт разработки сложных месторождений с трудноизвлекае-мыми запасами. Одним из наиболее ярких примеров служит Ярегское месторождение высоковязкой нефти, открытое в 1932 г. Вплоть до 1943 г. добыча производилась поверхностными скважинами на естественном режиме истощения пластовой энергии. Для повышения нефтеотдачи пластов Ярегского месторождения заключенные геологи разработали и впервые применили схему направленного бурения скважин. Коэффициент извлечения нефти (КИН) в то время едва достигал значений 0.017.
Ю Кот1 БО ив ЯДв, Эер1етЬег, 2014, № 9
Рис. 1. Запасы высоковязкой нефти в России и Республике Коми
В период 1937—1949 гг. были построены три шахты, разработка месторождения шахтным способом на естественном режиме продолжалась до 1972 г., когда пластовая энергия была полностью исчерпана, пластовое давление снизилось до атмос-ф ер но го. Требовался новый метод воздействия на пласт. С 1972 г. на Ярегском месторождении впервые в мире стал применяться термошахтный способ добычи нефти. В качестве рабочего агента применяется насыщенный водяной пар. В настоящее время по отработанным шахтным блокам КИН достиг 0.538 [2].
Пермокарбоновая залежь
Усинского месторождения открыта в 1963 году, введена в промышленную эксплуатацию в 1977 году. К основным особенностям геолого-промысловой характеристики залежи относятся крайне неоднородное строение карбонатного коллектора, характеризующегося высокой расчлененностью разреза и прерывистостью продуктивных интервалов и включающего аномально проницаемые прослои (трещинный, высокопористый кавернозно-карстовый). Их проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин достигает де-
Рис. 2. Методы разработки нефтяных месторождений
сятков мкм2. Основная масса низкопроницаемых поровых коллекторов (матрица) имеет проницаемость (30—40)х103 мкм2. Главная особенность залежи, исключающая эффективное применение традиционных технологий разработки, — аномально высокая вязкость нефти. Опыт разработки подобных залежей в мировой практике отсутствует.
Самыми распространенными методами увеличения нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти являются тепловые методы: вытеснение нефти паром, циклическая закачка пара в пласт и гравитационное дренирование при закачке пара в пласт (рис.2).
С целью увеличения эффективности паротеплового воздействия на пласт используются физико-химические композиции, способные генерировать в пласте свободно- и связнодисперсные системы [3].
Большую роль в увеличении добычи нефти играют методы интенсификации нефтеотдачи пластов. С этой целью на месторождениях республики используются разные методы: гидроразрыв пласта, приобщение пластов, перевод скважин на механизированную добычу, обработка приза-бойной зоны, оптимизация режимов работы оборудования. Наиболее эффективными признаны бурение горизонтальных скважин, вторых стволов, гидроразрыв пласта, переводы на другой объект. В последние годы дополнительная добыча по всем методам воздействия варьирует от 800 до 1000 тыс. т ежегодно. Таким образом, если следовать общепринятой классификации, в нашем регионе используют главным образом геолого-технологические мероприятия, направленные на достижение утвержденного коэффициента извлечения нефти и на увеличение рентабельности.
В настоящее время к методам увеличения нефтеотдачи (МУН) во многих компаниях относят все геолого-технологические мероприятия (ГТМ), приводящие к интенсификации добычи нефти.
В соответствии с принятой международной классификацией МУН рассматриваются как третичные методы разработки, которые отличаются по применяемому рабочему агенту, способствующему эффективному вытеснению нефти, и делятся на три группы:
— физико-химические методы (заводнение с применением поверх- 27
я
^естЛик ИГ Коми НЦ УрО РАН, сентябрь, 2014 г., № 9
ностно-активных веществ, полимерных растворов и пр.);
— микробиологические методы;
— газовые методы (закачка углеводородных газов, дымовых газов, СО2, N2;
— тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипласто-вых экзотермических окислительных реакций).
Существуют также «улучшенные методы повышения нефтеотдачи», которые называют четвертичными методами. Данные методы предполагают комбинацию вышеназванных четырех групп МУН, в том числе и в сочетании с такими техническими средствами, как горизонтальные скважины [4].
В отличие от международной практики, где заводнение не относится к МУН, на месторождениях республики данный метод является превалирующим.
На месторождениях высоковязкой нефти (Ярегское, пермокарбоно-вая залежь Усинского) используется паротепловое воздействие. Есть опыт практического применения и проектных решений циклического воздействия на пласт с созданием оторочек полимерного раствора (Безымянное нефтяное месторождение).
Кроме газовых методов воздействия на пласт, широкомасштабных работ по физико-химическим методам не проводится. Причина — ог-
ромное разнообразие коллекторов в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, что требует продолжительных и затратных экспериментальных исследований по адаптации технологии и рецептуры. Кроме того, для любого метода воздействия из категории физико-химических технологий требуется строительство специальных объектов для приготовления растворов, что на фоне сомнительного ожидаемого эффекта не вызывает энтузиазма недропользователя.
В большинстве случаев выполнение мероприятий, направленных на совершенствование систем разработки, осуществляется на 40—60 % от запланированных, при этом невысока адресность этих работ.
Запроектированные и фактические объемы внедрения зачастую не совпадают по количеству и номенклатуре, особенно по технологически сложным методам. Последние реализуются, как правило, иностранными сервисными компаниями и являются весьма дорогостоящими.
Следует отметить, что в настоящее время в связи с введением запрета на поставку оборудования для нефтяной и газовой промышленности, ситуация еще более обострится, т.к. практически все технологическое оборудование, применяемое на месторождениях, производится за рубежом.
Выводы
Результаты проведенного анализа состояния нефтегазового комплекса республики свидетельствуют о том, что для увеличения объемов добычи нефти необходимо широкое применение инновационных методов разработки месторождений.
Решение этих проблем невозможно без участия государства, которое должно создавать условия для внедрения методов увеличения нефтеотдачи. Дополнительную добычу нефти, полученную за счет внедрения дорогостоящих проектов теплового, газового, комплексного воздействия, и крупные проекты до-выработки остаточных запасов следует полностью освободить от налогов на период полной окупаемости проекта.
Кроме того, в ближайшее время необходимо разработать государственную программу, включающую мероприятия, направленные на повышение коэффициента извлечения нефти, реализация которой будет способствовать воспроизводству минерально-сырьевой базы.
Работа выполнена при поддержке Программы Президиума РАН № 27(12-П-5-1027).
Литература
1. Нефтегазоносность и геолого -геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы. Ухта: УГТУ, 1999. 1062 с.
2. Коноплев Ю. П., Алабушин А. А., Гуляев В. Э. Опыт и перспективы развития термошахтной разработки
Ярегского месторождения высоковязкой нефти // Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений: Матер. ме-ждунар. науч.-практ. конф. Казань: Фэн, 2012. С. 74—77.
3. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В., Алабушин А. А., Урсегов С. О. Технологии увеличения нефтеот-
дачи залежей высоковязких нефтей // Там же. С. 14—19.
4. Нефть новой России. Ситуация, проблемы, перспективы / Под редакцией В. Ю. Алекперова. М.: Древлехранилище, 2007. 688 с.
Рецензент д. г.-м. н. А. П. Боровинских
