Новые технологии нефтедобычи освоения месторождений Арктики и Дальнего Востока

03.09.2020    Время чтения 7.2 мин.    Нефтегазовая промышленность

Освоение запасов нефти в Арктике и на Дальнем Востоке – важнейшая перспектива нефтедобычи в стране. В тоже время мы должны чётко представлять себе, что экономически выгодная для государства реализация этой перспективы целиком и полностью зависит от цены на нефть. Какова же должна быть цена на нефть для того, чтобы реализация программы освоения Арктики была окупаема и без налоговых льгот для нефтедобывающих компаний.

Относительно этого существуют три различных мнения: пессимисты считают, что цена должна быть – $110 за баррель,  оптимисты – $ 50 за баррель, реалисты - $ 80 за баррель.

Мы оптимисты, и предлагаем реальные пути достижения результата. Несомненно, что любой из существующих или вновь  заказываемых проектов будут включать заоблачные капитальные затраты, и будут сопровождаться серьезными рисками в реализации и окупаемости. Причем риски в организации и в логистике не так опасны, как риски технологические, и в первую очередь - энергетические. Нефтяникам при разработке месторождений  всегда приходится сталкиваться с  двумя серьезными проблемами -  неотвратимый   рост обводнённости  и объективное снижение внутренней  энергетики пласта, которые наступают уже через несколько месяцев разработки месторождения.

Как правило, в начале эксплуатации  месторождения нефть на поверхность поднимают фонтанным способом, причем она безводная, не требующая значительных затрат на  подготовку её к реализации. Эксплуатационные расходы в начальный период  также будут минимальны. Но после вынужденного перехода на насосную добычу, а также после появления в поднимаемой нефти пластовой воды, затраты непременно  начнут расти и даже галопировать. К сожалению, пока в мире не существует рецептов эффективной борьбы с этим. До времени, когда цена на нефть держалась на уровне более $60 за баррель,  с вышеуказанными проблемами и себестоимостью смирялись, и даже начали заниматься супердорогими сланцевыми технологиями.

Однако в настоящее время, когда цена на нефть упала, придется всерьез задуматься о себестоимости её добычи и объемах капитальных затрат. Особенно актуально это будет наблюдаться при выходе на освоение отдаленных месторождений и в Арктике.

Вспомним проект, который должен был стать путеводным для выхода в Арктику. Имеется в виду  разработка нефтяного месторождения в Печорском море с известной арктической платформы «Приразломная». Несложный анализ (из СМИ) ситуации  показывает, что громкий проект добычи нефти с этой платформы обречен на убыточность.  При существующих ныне реалиях, для того, чтобы проект стал экономически окупаемым, можно уповать только на внезапный скачок цены на нефть выше $150 за баррель. Текущие объемы добычи едва ли достигают половины от проектных, поэтому окупить понесенные капитальные затраты (а это несколько миллиардов долларов), практически, невозможно. В данном проекте изначально пренебрегли производительностью труда и энергосбережением. Ставка была сделана на неограниченные инвестиции, на дорогие и сложные скважины, мощное энергетическое оборудование и насосы, т.е. на интенсификацию добычи ?!

На наш взгляд, в перспективе необходим совершенно другой подход к решению возникающих проблем с обязательным  вовлечением  новых, эффективных, энергосберегающих технологий.

К сожалению, такие технологии в мире не купить, их нужно создавать, и задача эта вообще-то разрешимая. Известно, что самым крупным, причем в несколько раз,  потребителем энергии в нефтедобыче является не бурение (строительство) скважин, не отопление, не освещение, не транспорт, а обводнённость добываемой нефти, и утилизация поднимаемой попутной воды.

К сожалению, решение проблемы обводнённости при добыче нефти, почему-то у нефтедобытчиков не рассматривается как первоочередная задача. Многие специалисты пытаются даже объяснить, что попутная вода приносит пользу, являясь естественным транспортером нефти в пласте, а также потому, что данная вода является практически незаменимым источником системы ППД (поддержание пластового давления).

Но эти достоинства пластовой воды, на наш взгляд, несоизмеримы с затратами на её транзит: пласт – поверхность – подготовка - пласт, а также с капитальными затратами на создание промысловой водоводной инфраструктуры. Она  включает в себя    нагнетательные скважины, водоводы, кустовые насосные станции, УПСВ, мощные резервуарные парки. Такая экономическая нагрузка ещё более возрастает в условиях сурового климата и удаленности месторождений.

Поэтому необходимы новые, менее затратные, экономичные принципы и технологические решения в освоении отдаленных  нефтяных месторождений и месторождений в Арктике.

Вашему вниманию предлагаются две альтернативные технологические новации, которые  базируются на применении нескольких совершенно новых видов скважинного оборудования. Основными, из которых, являются два:

1.   Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине.     Патент № 2713819.

2. Селектор притока нефти и воды в горизонтальных скважинах, или в скважинах  ЗБС с горизонтальным окончанием.    Патент № 2713820.

В нашем подходе, в отличие от традиционных методов добычи, основополагающими являются два принципа:

Во-первых, нами предполагается поднимать   на поверхность только безводную  нефть, для чего предлагается  использовать метод, основанный на  внутрискважинной сепарации, поступающей в скважину пластовой жидкости, под действием сил гравитации. Воду, опускающуюся на забой скважины, периодически необходимо задавливать в   другой пласт, или в эксплуатируемый пласт, но  в удаленный его участок    в горизонтальных скважинах, а всплывающую нефть - периодически выдавливать на поверхность в нефтесбор или нефтевоз.

Весь перечень нового скважинного и устьевого оборудования под такую технологию нами разработан, изготовлен опытный экземпляр клапана-переключателя, который испытан,  доработан и вновь испытан на специальной стендовой скважине. Достигнута работоспособность и надежность оборудования, что позволяет осуществлять движение и нужные переключения потоков жидкости дистанционно, с устья скважины, без его разгерметизации.

Во-вторых, мы предполагаем отказаться от любого рода глубинных насосов. Главной силовой машиной на скважинах, вместо ЭЦН и станков-качалок (ШГН),  должен стать компрессор, установленный  на поверхности. Сжатый азотный воздух будет подаваться только сверху, исключая образование на всех этапах газожидкостных смесей. Использование одного компрессора позволяет обслуживать  сразу несколько скважин: в одних будет производиться задавка попутной воды в пласт, в других - будет производиться выдавливание на поверхность безводной нефти.

Компрессор будет работать, в основном, в режиме дожима, используя остаточную энергию сжатого газа из других скважин, где какой-то из этапов завершен.

Проанализировав и просчитав различные алгоритмы и последовательность операций, мы уверены в значительной экономической эффективности и энергосбережении. Существенная экономия также предполагается от  сокращения уже ненужного нефтепромыслового оборудования, как скважинного, так и наземного, а также объектов капитального строительства, упрощения инфраструктуры системы поддержания пластового давления.

Таким образом,  чтобы значительно сократить затраты на капитальное строительство и обустройство, мы предлагаем начинать эксплуатировать удаленные и шельфовые скважины фонтанным способом, с уже смонтированным в них предлагаемым нами оборудованием.

В случае снижения энергетики пласта или росте обводненности продукции скважины, перевод ее на компрессорный способ эксплуатации можно будет осуществить практически безостановочно и без лишних затрат.

При использовании селекторов для горизонтальных скважин (по п.2) , эксплуатацию их также можно вести поэтапно. На первом этапе фонтанный способ,  затем переход на безнасосный компрессорный способ с использованием глубинного клапана-переключателя потоков жидкости.

Ещё раз о  преимуществах нового способа добычи нефти:

• Возможность полноценной разработки нефтяных месторождений, в том числе новых, малых, автономных, шельфовых, с минимизацией объектов капитального строительства, кроме, конечно, строительства скважин, и с уменьшенной себестоимостью. Такие объекты КС, как подвод  к скважинам ЛЭП, нефтесборных и водоводных трубопроводов, монтаж прискважинного наземного (на шельфовых скважинах палубного) нефтепромыслового оборудования, становятся просто ненужными. Взамен всего вышеперечисленного оборудования, в качестве силовой машины, используется  мобильный азотный компрессор (на санях,  автомобиле или на катере), а в качестве внутри промысловых нефтесборных сетей, - трубопровод, либо нефтевоз, либо баржа.
• Снижение ремонтоемкости скважин. По причине простой комплектации скважины внутрискважинным оборудованием. Например, в наклонной скважине монтируется только съемный хвостовик 30-40м, в составе с двумя одноразовыми набухающими  пакерами (патрубками) и глубинным клапаном-переключателем потоков жидкости. В горизонтальной же скважине монтируется не съемный составной хвостовик с двумя одноразовыми набухающими  пакерами (патрубками) в горизонтальной части скважины и съемный глубинный клапан переключатель потоков жидкости.
• Периодический способ эксплуатации скважины с постоянным мониторингом притока и, на основании этого, оперативным управлением включения циклов и параметров,  либо подъема безводной нефти, либо задавки отсепарированной в скважине попутной воды. Оперативная сменяемость режимов добычи на каждой скважине возможна даже ежедневно.
• Возможность регулирования выработки конкретного продуктивного пласта  и доразведки его  водонефтяного контура.  Напомню, что в новой технологии горизонтальные скважины выполняют функции как добывающих, так и нагнетательных. Т.е. с участка скважины, находящегося дальше от ВНК постоянно идет отбор пластовой жидкости. С другого же участка скважины, приближенного к ВНК,   в начальный период эксплуатации также идет отбор пластовой жидкости. Но после появления воды и последующего перевода скважины на новый способ добычи, через данный  участок производится нагнетание отсепарированной в скважине воды.
• Предполагается совершенно новая организация производства по добыче нефти. Первичной производственной ячейкой станет мобильная бригада, оснащенная компрессором (автомобильным или на катере), которая будет обеспечивать добычу сразу из нескольких близлежащих скважин, производительно и по-хозяйски.  Ещё целесообразнее сделать такие бригады сервисными. Своего рода взращивание малого бизнеса в нефтяной отрасли.
• В связи с сокращением капитальных объектов промысловой инфраструктуры и доли вспомогательного производства при добыче нефти, целесообразен  переход на вахтовый метод работы всего персонала, численность которого также будет существенно ниже.
• Новация непременно откроет широкое поле для рационализации и вариантов проектов.

 

Осипов Юрий Александрович – руководитель проекта Наноком
Москва, Инновационный центр Сколково
www.nanocom.ru

 

Предложить новость »