Поделиться
Между тем внимание к старым нефтяным разработкам позволило за последние 25 лет прирастить запасы нефти в полтора раза. Более того, это оказалось выгоднее и эффективнее, чем проведение новых дорогостоящих геолого-разведочных работ. Как же можно ли восстановить добычу нефти в бывших высокодебитных скважинах? Например, методами интенсификации. Существует множество различных технологий интенсификации добычи углеводородов, однако ученые говорят: каждой скважине нужен строго индивидуальный подход. И только научные изыскания гарантируют высокий технический и экономический эффект.
Свыше десяти проектов по увеличению нефтеотдачи (часть из которых уже находится на этапе эксплуатации, а другие - в стадии разработки) реализует совместно с партнерами международный концерн Shell. Кроме того, в настоящее время проводится более 25 различных полевых испытаний и исследований. Конечный результат того стоит, считают в концерне, по меньшей мере две трети запасов нефти остаются неизвлеченными из залежей, разрабатываемых традиционным способом. Применение же методов повышения нефтеотдачи позволяет извлекать дополнительно от 5 до 20% нефти на одном месторождении. В зависимости от характеристик пласта общий уровень добычи можно увеличить на 50-70%. В отдельных случаях цифра может стать еще выше. Главное, иметь в запасе эффективные инновационные технологии и квалифицированный персонал мирового уровня, способный их использовать, подчеркивают в Shell. Не стоит забывать и про научно-исследовательские разработки, а также привлечение (в случае необходимости) сторонних компаний к собственным исследованиям. При восстановлении нефтяных скважин в концерне Shell используют три метода - термальный (как на месторождении Схонебек в Нидерландах, Орион - в Канаде, Аэр - в США, Пис-Ривер - в Канаде, Кварн Аларм, Мухаизн и Фахуд - в Омане), газовый
(Кашаган в Казахстане, Харвил в Омане) и химический (Мармул в Омане, Сент-Джозефе в Малайзии, Шихэллион в Великобритании).
Добыча нефти на одном из крупнейших "сухопутных" нефтяных месторождений северо-западной Европы Схонебек возобновилась в 2011 году после 15-летнего перерыва. Сегодня ожидаемый темп прироста добычи нефти на этом месторождении, расположенном на границе Нидерландов с Германией, около 20 000 баррелей в день (по мере запуска новых скважин и сдачи в эксплуатацию нефтепромысловых объектов). В общей сложности теперь планируется пробурить 73 скважины на 18 участках. Эксперты прогнозируют, что современные тепловые методы позволят добыть здесь еще 100-120 баррелей нефти в ближайшие 25 лет.
История Схонебек началась в 1945 году. За 50 лет на месторождении добыли около 250 миллионов баррелей нефти. Однако в 1996 году компания Nederlandse Aardolie Maatschappij - совместное нефтедобывающее предприятие, созданное Shell и ExxonMobil, разрабатывавшее участок, прекратило добычу нефти, поскольку прибыль перестала покрывать эксплуатационные затраты. Но в отработанной залежи еще оставалось 750 миллионов баррелей нефти. В конце 2007 года компания NAM и ее партнер Energie Beheer Nederland пришли к выводу, что им удалось подобрать комбинацию технологий, позволяющую возобновить добычу. По словам генерального директора NAN Барт ванн де Лемпута, речь шла о нагнетании пара в пласт через новые горизонтальные скважины, пробуренные в нефтеносной залежи. При переходе в жидкое состояние пар выделяет тепло, благодаря чему нефть разжижается и свободно поступает к пробуренным по периметру горизонтальным добывающим скважинам. Высокопроизводительные компрессоры подают водно-нефтяную смесь на поверхность. Вода для производства необходимого пара должна проходить очистку во избежание попадания частиц примесей в производственную технику. Специально построенный завод по обработке сточных вод ежедневно будет поставлять от 6 до 10 миллионов литров чистой воды. Не забыли на Схонебек и об энергосбережении. Перед нагнетанием в пласт пар будет использоваться для привода турбогенераторов, которые вместе с газогенераторными турбинами будут производить не менее 120 МВт электроэнергии. Лишь 10% этой энергии будет использоваться для нужд эксплуатации месторождения, остальная энергия будет подаваться в бытовую систему электроснабжения. Привод парогенераторной установки будет частично осуществляться за счет попутного газа, добываемого наряду с нефтью. Выведенный когда-то из эксплуатации 17-километровый газовый трубопровод недавно был переоборудован для транспортировки жидких отходов с производственных объектов на выработанные газовые месторождения для постоянного хранения.
Сумбат Закиров, главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН:
- Перераспределение остаточных запасов нефти происходит в результате внутрипластовых движений. Существует два фактора. На старых месторождениях имеются зоны, не охваченные разработкой. Остается некое количество нефти. Месторождение перестают разрабатывать, а там идут процессы сегредации, гравитационного разделения. Остаточная нефть всплывает в кровлю пласта и начинается формирование вторичных залежей нефти или газа.
К примеру, на Шебелинском газовом месторождении на Украине посчитанные запасы давно отобраны, но до сих пор добывают газ. Если наши коллеги будут отбирать в год два, два с половиной миллиарда кубометров газа, то у них будет вечный двигатель. Отбор будет компенсироваться адекватным притоком глубинного газа.
Другой пример - нефтяное месторождение Ромашкинское. Профессор Ренат Муслимов, бывший в течение тридцати лет главным геологом "Татнефти", доказал, что там имеются притоки глубинной нефти.
Но зачастую недропользователь не афиширует, что у него на месторождении идет приток глубинной нефти или газа, поскольку запасы объекта возрастают. Его владелец должен идти в госкомиссию по запасам и утверждать соответствующие документы, тратить деньги.
Самое интересное - для "второй" жизни старых скважин достаточно традиционных технологий. Хотя, конечно, у нас есть наработки, патенты, публикации. Мы можем интенсифицировать приток глубинных углеводородов. Но каждое месторождение уникально и требует особого подхода.
Если говорить о восстановлении нефтяных скважин на шельфе и не только на шельфе, то тут нас ожидают серьезные экологические проблемы. И требуется определенное мастерство. Иностранные компании им обладают и нас опережают. На что я бы обратил особое внимание. Есть такая проблема - ликвидационные работы скважины. На мой взгляд, они находятся не на должном уровне - рассчитаны на то, что будут сохранять герметичность скважины в течение двадцати-тридцати лет. Но нам-то нужны скважины, которые будут герметичны всегда. Если вдруг на заброшенном шельфовом месторождении будет происходить формирование вторичных залежей, а заброшенные скважины окажутся со временем не герметичными, то нефть или газ начнут поступать на поверхность моря. Этот факт актуален и для континентальных месторождений.