Как повысить нефтеотдачу?

С каждым годом добыча «чёрного золота» становится всё более затратным мероприятием. В этих условиях сырьевые компании вынуждены вкладываться в новые технологии, которые призваны сделать добычу углеводородов более рентабельной.

Безусловно, важны инвестиции в геологоразведку, новые приёмы бурения. Однако не стоит забывать и о действующих скважинах, тем более что сегодня существует достаточно методов повышения нефтеотдачи.

«Лёгкой» нефти всё меньше

При добыче нефти рано или поздно предприятия, как правило, сталкиваются
с тем, что дебит скважины снижается. Происходит это по естественным причинам,
в первую очередь из-за снижения пластового давления. Следствием становятся невысокие коэффициенты нефтеотдачи и увеличение срока разработки месторождения, что не может не сказаться на экономической рентабельности проекта.

Ещё относительно недавно добытчику проще было бросить иссякающую скважину и начать бурить новую. Однако в наши дни это уже экономически нецелесообразно. В этой ситуации у нефтедобывающей отрасли нет выбора — вкладываться в новые технологии всё равно придётся. Либо это будут методы повышения дебита имеющихся скважин, либо разработки, позволяющие эффективно осваивать новые месторождения «трудной нефти».

При этом прирост мировых запасов нефти по старым месторождениям превышает добычу углеводородов на новых месторождениях, отмечают в своей статье «КИН с учётом естественного восполнения запасов» в журнале «Энергетическая политика» В. Иктисанов и Ф. Шкруднев. Стоит учитывать и тот факт, что конечная нефтеотдача пластов, по различным оценкам, в зависимости от региона колеблется от 25 до 40%.

То есть в недрах сохраняется ещё от 60 до 75% так называемой остаточной нефти. В то же время за счёт использования различных методов повышения нефтеотдачи можно добиться увеличения коэффициента извлечения нефти на 3–20%.

В некоторых случаях это равноценно открытию нового месторождения, но при значительно меньших затратах, пишут в своей статье «Хронология развития и применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на примере месторождений Республики Башкортостан» А. С. Беляева, А. А. Никитина, Р. В. Кунакова, Э. М. Мовсум-заде.

Основные методы повышения нефтеотдачи

За то время, что люди добывают нефть в промышленных объёмах, были разработаны различные методы повышения нефтеотдачи. В нашей стране вопрос повышения нефтеодачи остро встал ещё в 40-х годах прошлого века, когда были открыты крупные месторождения нефти в Волго-
Уральском регионе. Основным методом повышения продуктивности месторождений стало искусственное заводнение, теоретические основы которого заложил академик А. П. Крылов.

Сегодня существует множество методов повышения нефтеотдачи. По принципу действия специалисты Томского политехнического университета (ТПУ) в своём «Обзоре современных методов повышения нефтеотдачи пласта» подразделяют их на несколько групп: тепловые (паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин), газовые (закачка воздуха в пласт, воздействие на пласт углеводородным газом, СО2, азотом, дымовыми газами и т. д.), химические (вытеснение нефти водными растворами ПАВ, растворами полимеров, щелочными растворами, кислотами, композициями химических реагентов; микробиологическое воздействие), гидродинамические (интегрированные технологии, вовлечение в разработку недренируемых запасов, барьерное заводнение на газонефтяных залежах, нестационарное заводнение, форсированный отбор жидкости, ступенчато-термальное заводнение), физические (гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, электромагнитное воздействие, волновое воздействие на пласт и др.). Разумеется, часто встречаются комбинации этих методов.

Одним из наиболее распространённых методов повышения нефтеотдачи является закачка воды или газа в нагнетательные скважины. В качестве газа зачастую выступает СО2, что позволяет убить двух зайцев. То есть не только повысить дебит скважины, но и снизить свой углеродный след, решая экологические задачи.

В то же время, по мнению сотрудников ТПУ, физические методы чаще повышают не конечную нефтеотдачу пласта, увеличение добычи происходит лишь на определенный промежуток времени.

Какой из методов выбрать, нужно решать в каждом конкретном случае. Так, воздействие высоких температур даст хороший результат в тех случаях, когда мы имеем дело с высоковязкой и парафинистой и смолистой нефтью. Нагрев приводит к разжижению нефти и расплавлению парафина и смолистых веществ. Эти методы применяются в нефтедобыче уже давно. Ещё в 1960-х годах на месторождении Мидвей-Сансет применяли закачку пара и внутрипластовое горение.

В свою очередь химические методы применяются при добыче нефти, характеризующейся низкой вязкостью, которая находится в сильно истощённых, заводненных пластах с низкой солёностью воды. Таким образом, разработать универсальный механизм не получится — слишком велики геологические и химические отличия месторождений.

Российские компании в поисках новых решений

Крупнейшие отечественные сырьевые компании: ПАО НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Лукойл», ПАО «Газпром нефть» — в последние годы активно анонсируют проекты по повышению нефтеотдачи и разработке ТРИЗ (трудноизвлекаемых запасов нефти).

Так, в «Роснефти» для повышения эффективности добычи удлиняют горизонтальные скважины и усложняют их конструкции. Также используется метод наращивания количества стадий гидроразрыва пласта. За научно-технологическое обоснование процесса отвечает подразделение «Роснефти» «РН-БашНИПИнефть».

Уже разработано 22 уникальных IT-решения для корпоративной линейки наукоёмкого ПО, рассказали в компании «Коммерсанту». В частности, благодаря этому создана методика для максимально точного определения места бурения новых скважин на участках ТРИЗ.

В июне 2020 года было объявлено о создании совместного предприятия «Новые технологии добычи нефти». В роли «учредителей» выступили крупные нефтяные компании: «Газпром нефть», «Татнефть», «Лукойл», а испытательным полигоном стали Савицкое и Журавлёвское месторождения в Волго-Уральском районе. На последнем добыча уже велась, но по мере истощения запасов месторождение было законсервировано.

Совместный проект трёх компаний в случае успеха может стать ценным опытом в деле разработки истощённых месторождений.

«Газпром нефть» планирует создать ещё один технологический полигон и в Западной Сибири. Для этого компания получила две лицензии нового типа на месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе. Новизна заключается в том, что речь идёт не о добыче, а о поиске и тестировании технологий для повышения нефтеотдачи. Согласно положениям ФЗ «О недрах», доступ на инновационные полигоны будет открыт для всех участников рынка, включая недропользователей, нефтесервисные компании, научно-исследовательские центры и вузы.

Кроме этого, 6 декабря 2021 года «Газпром нефть», Сколковский институт науки и технологий и Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана в Ханты-Мансийском автономном округе подписали соглашение о создании в России инжинирингового центра. В числе приоритетных задач нового органа — изучение методов повышения нефтеотдачи, разработка и коммерционализация технологий разведки и добычи ТРИЗ.

На господдержку рассчитывай, да и сам не плошай

Таким образом, мы видим, что крупные российские нефтяные компании озабочены этой проблемой и готовы вкладывать серьёзные деньги в развитие методов повышения нефтеотдачи. Стоит ли ждать прорыва в добыче «трудной нефти» в ближайшие годы?

В отрасли имеется положительный пример — США, где инвестиции, поддержка и благоприятная внешняя конъюнктура позволили добиться прорыва в добыче сланцевой нефти. Таким образом, для того чтобы рассчитывать на успех, нужна кооперация усилий бизнеса, науки и государства. Крупные нефтедобывающие компании и научные центры уже выразили свою заинтересованность в решении этой проблемы. А что же государство?

С одной стороны, поправки в закон «О недрах» создали условия для возникновения таких механизмов, как инновационные полигоны. С другой — о каких-либо налоговых льготах или других преференциях речь пока не идёт. Более того, раньше для месторождений, исчерпанных на 80% и более, существовали понижающие коэффициенты на НДПИ и экспортную пошлину. Однако с 1 января 2021 года они были отменены.

Министерство финансов обосновало своё решение тем, что эти льготы так и не сумели «простимулировать» новые инвестиции. Это решение логично вписывается в общий курс реформы налогообложения для нефтяной отрасли, который был вызван снижением поступлений в бюджет.

Отмена налоговых преференций для компаний, добывающих углеводороды, позволит пополнить бюджет России дополнительно на 308,1 млрд рублей в 2021–2023 гг., сообщал ТАСС. Те месторождения, на которых были отменены преференции, компании смогут перевести на налог на добавленный доход (НДД). Относится это, в частности, и к сверхвязкой нефти, предполагается, что подобный налоговый режим будет введён в 2024 году.

Таким образом, хоть государство и заинтересовано в повышении эффективности нефтедобычи, вряд ли стоит ждать от него существенных преференций, по крайней мере в ближайшие годы. Ещё один серьёзный фактор «против» — это зарубежные санкции, из-за которых российские компании не имеют доступа к импортным технологиям.

Наконец, в качестве «фактора икс» стоит рассматривать непредсказуемость спроса на углеводороды на мировом рынке. Многочисленные эксперты предрекают снижение цены на «чёрное золото» из-за политики декарбонизации и снижения выбросов СО2 в атмосферу.

В этих условиях большие долгосрочные инвестиции в сложные месторождения выглядят большим риском. С другой стороны, участники рынка понимают, что, если не инвестировать в добычу нефти, она будет быстро падать и восстановить объёмы быстро не получится.

В то же время весьма вероятным видится сценарий, в котором энергопереход будет происходить плавно, а спрос на нефть будет снижаться постепенно или даже расти в какие-то моменты. В этих условиях проекты по повышению нефтеотдачи становятся не просто перспективными, а насущно необходимыми для добывающей отрасли.

Таким образом, успех или неудача этих начинаний во многом будет зависеть от конъюнктуры на мировых рынках. С каждым годом растёт доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ)
в общей структуре добычи. Если в 2018 году этот показатель, по данным ПАО «Газпром нефть», составлял 7,8%, то в 2019 году уже 10%.

Более того, в 2035 году, по прогнозам Минэнерго, на долю «трудной» нефти будет приходиться уже 17% от всей добычи в России. Эта тенденция не должна удивлять, учитывая, что, по оценкам Минэнерго, на долю ТРИЗ приходится более 65% всех запасов «чёрного золота» в стране, или около 12 млрд тонн.

Текст: Андрей Халбашкеев