Роснефть хочет добывать как можно больше "умной нефти"
- 05-29-2013
 |
Добыча нефти в 2012 году выросла до 518 млн тонн, впервые превысив результат 1990 года. Об этом говорится в материалах коллегии Министерства энергетики, которая прошла в конце мая в Москве. Наконец-то нефтяным компаниям удалось преодолеть негативную тенденцию, когда добыча нефти, достигшая в 2007 году максимума за постперестроечные годы, с тех пор неуклонно сокращалась, а само извлечение становилось дороже. Однако чтобы сохранить себестоимость «черного золота» низкой, его добычу высокой, и, следовательно, стабильные поступления в бюджет России, необходимы новые, инновационные методы добычи нефти.
Как указывают аналитики Fitch, увеличение добычи в России в последнее десятилетие связано с активным применением новых технологий добычи.
Их по сути две – это горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта, которые в больших масштабах используются на зрелых месторождениях в Западной Сибири. Это позволило осуществлять добычу из ранее недоступных пластов и в значительной мере переломить тенденцию падения добычи на «старых» месторождениях, некоторые из которых действуют уже несколько десятилетий. По сути, нефть, которую добывают с применением самых современных технологий и новаций, становится не только дешевой, но и «умной» - над ее извлечением работают лучшие умы в вузах, исследовательских лабораториях, на месторождениях.
Лидеры рынка, к которым относится и Роснефть, активно применяют высокорентабельные инновации. Так, например, в ТНК-Нягань активно вовлекают в разработку краевых частей нефтяной залежи – где рентабельность добычи традиционно низка. Это достигается с помощью гидроразрыва пласта (ГРП) с применением технологии «СлагФрак».
Стандартный ГРП, который ранее применялся на месторождениях ТНК-Нягань в условиях расположенных близко обводненных пластов, эффективности не давал, более того, усложнял и без того непростую ситуацию.
Суть новой технологии заключается в том, что на начальных этапах проведения ГРП делается небольшая трещина, которая остается еще в целевом пласте и полностью не разрывает весь разрез до воды, затем начинается закачка нескольких небольших пачек проппанта (керамического песка). Выпадая на нижнюю часть трещины, они создают барьер и не позволяют трещине углубляться. Далее, при проведении основного ГРП, поток жидкости форсировано отклоняется от созданного барьера и по верху отсыпанного проппанта распространяется по пласту.
Это уникальная технология — причем не только для России, но и для мировых нефтедобытчиков. На эту тему существовали лишь единичные зарубежные статьи и видеоверсии лабораторных испытаний. Чтобы в итоге получить нужный результат, нефтяники долго работали по балансировкам дизайна трещины, им пришлось провести множество операций ГРП – как удачных, так и не очень. Благодаря этой технологии трещина получается длинная и ограниченная по высоте, что всегда хорошо для добычи нефти, – пояснил Директор департамента геолого-технических мероприятий и анализа текущей разработки ОАО «ТНК-Нягань» Федор Лескин.
Отметим, что Роснефть применяет именно те наработки, которые важны на каждом конкретном месторождении. Так, в ЦДО «Варьеганнефтегаз», дочернем предприятии НК «Роснефть», большой проблемой являлось укрепление призабойной зоны нефтяного пласта.
Чтобы добиться максимального эффекта, предприятие испытывало и апробировало десятки новых технологий. «В 2010 году в ЦДО испытали новую технологию СЕКЬЮР. Для этого пробы примесей с Ваньеганского месторождения отправляли в Шотландию. Таким образом, удалось определить, какой реагент наиболее эффективен для обработки, с учетом больших депрессий на пласт», – рассказывает Александр Афанасьев, начальник аналитического отдела предприятия.
Одна из успешных технологий оказалась изоляция интервалов негерметичности пакером с кабельным вводом. Такие операции были проведены на 30 скважинах. Это позволило предприятию сэкономить около миллиона долларов. « Кроме этого, мы посчитали, сколько жидкости мы не добыли с этих скважин, которые раньше давали продукцию в результате того, что нефть уходила из интервалов негерметичности. И этот объем составил порядка 200 тысяч м3». Если пересчитать эту сумму на затраты по электроэнергии, то получается, что еще дополнительно сэкономлено порядка 6-7 млн. рублей – и только за счет снижения затрат на электроэнергию по перекачке жидкости с интервалов негерметичности», – отмечает Афанасьев.
Теперь аналогичные операции будут проводить и на других месторождениях, где скважины имеют осложнения из-за наличия механических примесей в добываемой жидкости.
Это означает, что Роснефть заинтересована в увеличении добычи нефти, повышении рентабельности показателя. Так будет и в дальнейшем, ведь Роснефть понимает свою ответственность перед Россией и перед всем российским рынком нефтедобычи, планирует оставаться открытой инновационной компанией.