Инновации в экономике и управлении на предприятиях нефтегазовой пром

ки боковых стволов только через зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских месторождений, что позволяет нефтяным предприятиям получить дополнительный источник прибыли.

Д.А. Нежданов, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

В условиях рыночной деятельности нефтяные компании сталкиваются с множеством рисков. Ряд скважин в Западной Сибири расположен на месторождениях со сложным геологическим строением и, к сожалению, при остановке добычи даже на несколько часов часть таких скважин можно запустить только после проведения капитального ремонта (далее КРС). Осуществление КРС с подъёмом насоса – это операция, которая требует несколько дней и значительных затрат, исчисляемых миллионами. А если предположить, что обесточенными на два-три дня остались все месторождения региона, то количество скважин, требующих срочного ремонта, может составить десятки, а то и сотни. При этом надо понимать, что на сегодняшний день не существует ни одного подрядчика, который бы смог провести КРС одновременно на десятках скважин. Все это выражается во многомиллионных убытках и потере прибылей из-за отсутствия добычи нефти. Соответственно, можно констатировать, что наиболее значимый риск – это остановка скважин на месторождении с необходимостью последующего массового КРС.

Добытая нефть из скважины поступает в выкидные нефтепроводы. Если обводнённость скважин ставляет более 50 %, а извлечение из недр флюида содержит 80–85 % воды, что не является редкостью, то остановка производства при температуре ниже –5…10 ºС потребует запуска нефтепровода только после его прогрева. Сделать это зимой, конечно, можно, но не в случаях, когда речь идёт о километрах. То же самое можно сказать и о ряде промысловых трубопроводов. Остановка

71

elib.pstu.ru

добычи в связи с перемерзанием трубопроводов, перекачивающих жидкость с высоким содержанием воды, является вторым по значимости риском. При наихудшем сценарии месторождение может быть парализовано нашестьмесяцевпослесуточногоотсутствияэлектроэнергии.

Добытую нефть надо подготовить для сдачи, что делается на различных промысловых установках, таких как дожимная насосная станция, установка предварительного сброса воды, установка подготовки нефти и т.п. Перерыв в снабжении электроэнергией таких объектов приведёт к сокращению или остановке производства из-за невозможности дальнейшей перекачки нефти на узлы сдачи или дальнейшей её подготовки вследствие затоваривания резервуарного парка, которое может произойти через два-три дня. При отсутствии электроэнергии на фонтанирующих скважинах подготовку нефти можно продолжать путем механической сепарации за счёт давления поступающего флюида. Однако такие режимы работы редко могут быть реализованы, при этом качество подготовки нефти заметно ухудшается. Обычно подобный режим может сохраняться два-три дня, после чего объект надо останавливать. Это третий по значимости риск.

На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях основная опасность, вызываемая отсутствием электроэнергии или её несоответствием требуемому качеству, связана с потерей контроля над технологией, выпуском некачественных продуктов, а для нефтехимического производства с риском закоксовывания реакторов (это приведёт к невозможности повторного запуска оборудования без проведения капитального ремонта). Данный риск является четвертым по значимости финансовых потерь.

Указанные выше риски могут реализоваться при нарушениях электроснабжения из-за серьёзных аварий в распределительных сетях или на электростанциях. Когда на Сургутской ГРЭС-2 ОАО «ОГК-4» произошла крупная авария, станция фактически прекратила выработку электроэнергии на несколько дней. Все факторы риска, которые были перечислены, проявились одновременно! В те дни все нефтяные компании, работающие в Западной Сибири, вынуждены были уменьшить потребление электроэнергии. Многие из них перешли в аварийный режим функционирования и готовились к остановке фонда скважин. Почему же нельзя было перебросить электроэнергию из Восточной Сибири, с Урала или из европейской части России? Причина в том, что

72

elib.pstu.ru

генеральная схема развития региона не предусматривала транзита электроэнергии из соседних областей.

Все эти риски вынуждают нефтяные и газовые компании сооружать собственные электроэнергетические объекты. Примеров можно набрать достаточно: совместное строительство силами ТНК-ВР и ОАО «ОГК-1» парогазового блока (800 МВт) на Нижневартовской ГРЭС, создание «Роснефтью» собственных генерирующих активов на Приобском месторождении.

Предприятия должны сами управлять своими рисками. Для этого необходимо:

–обращаться к энергетикам с иском о возмещении потерь, вызванных сбоем в электроснабжении, если получится доказать, что инцидент произошёл по их вине;

–застраховаться от риска прерывания производства из-за прекращения электроснабжения, если найдется страховая компания, готовая покрыть убытки на сумму более чем 200–300 млн рублей.

В настоящее время одно из наиболее экономически оправданных решений по минимизации указанных рисков – это строительство собственных генерирующих мощностей. Это позволяет нефтяной компании:

–уменьшить зависимость от возможных аварий в энергосистеме;

–сократить объём закупаемой электроэнергии;

–увеличить стоимость активов;

–минимизировать экологические платежи за счёт утилизации нефтяного попутного газа (далее НПГ) и тем самым повысить экологичность нефтедобычи.

Проблема сжигания попутного газа имеет ярко выраженный экологический компонент, так как данное вещество является основным источником загрязнения окружающей среды в районах нефтедобычи. Тема утилизации НПГ имеет и ещё один аспект – международный. Он связан с участием Российской Федерации в Рамочной конвенции ООН об изменении климата и в Киотском протоколе, что предусматривает использование экономических механизмов (торговлю квотами и реализацию совместных проектов) для решения глобальных экологических проблем.

Возможны два основных направления утилизации НПГ:

–потребление в качестве топлива с целью выработки электроэнергии для промысловых нужд;

73

elib.pstu.ru

–использование в качестве сырья для нефтехимии (НПГ может стать основой для получения сухого отбензиненного газа, газового бензина и сжиженного газа для бытовых нужд).

Вместо того чтобы транспортировать попутный газ с удалённых месторождений, его можно дожать на ДНС, осушить и очистить на месте и подать на электростанцию, стоящую там же. НПГ – это прежде всего высококалорийное топливо. В пользу строительства собственных ГТЭС говорит целый ряд аргументов, среди которых возможность энергообеспечения отдалённых от линий электропередачи промыслов, низкая себестоимость собственной электроэнергии (на фоне высокой энергоёмкости и энергозатратности нефтедобычи в целом) и налаживание независимого и надёжного (практически бесперебойного) энергоснабжения. Как правило, срок окупаемости ГТЭС составляет

2,5–3 года.

Итак, использование НПГ в качестве топлива для собственных генерирующих мощностей решает целый ряд задач:

–позволяет управлять риском перерыва электроснабжения;

–сокращает энергопотребление;

–обеспечивает энергетическую независимость производства в соответствии с утверждённой правительством РФ «Программой энергоэффективной экономики»;

–уменьшает потери попутного газа и повышает уровень его утилизации;

–минимизирует объёмы сжигания НПГ на факелах;

–снижает выбросы в атмосферу загрязняющих веществ, в том числе парниковых газов;

–сокращает материальные затраты и негативное влияние на окружающую среду за счёт отказа от строительства газопроводов, компрессорных станций, высоковольтных линий электропередач и подстанций.

Учитывая постоянно растущие тарифы на электроэнергию и увеличение их доли в себестоимости продукции, использование НПГ в качестве топлива для генерирующих мощностей можно считать экономически вполне оправданным. Подобная практика распространена во многих странах мира. Ведущие нефтегазовые компании строят собственные газопоршневые электростанции (ГПЭС). А их комплектация котлами-утилизаторами позволяет эксплуатировать установки в режиме совместного производства электроэнергии и тепла. Это даёт воз-

74

elib.pstu.ru

можность предприятиям, расположенным за Полярным кругом (например, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции), обогревать вахтовые посёлки и создавать комфортные условия для труда и отдыха нефтяников.

Ю.А. Оборин, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов

ОБ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Скважина и вскрываемый в процессе бурения проницаемый пласт представляют собой единую гидродинамическую систему скважинапласт. Проницаемый пласт может быть водоносным, нефтеносным и газоносным. Проницаемые горизонты могут быть представлены трещиноватыми, кавернозными, пористыми и трещиновато-пористыми разностями горных пород.

Явление поглощения промывочной жидкости обусловлены соотношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин. Со стороны скважины на пласт действует давление, величина которого зависит от технологических операций, выполняемых в процессе бурения. В состоянии покоя скважины это давление равно гидростатическому давлению столба промывочной жидкости. Так как скважина и вскрытый проницаемый пласт представляют собой сообщающиеся сосуды и при разности давлений между ними возникает переток жидкости и пластовое давление можно определить по величине столба промывочной жидкости. Однако, при циркуляции промывочной жидкости возникает гидродинамическое давление, которое также оказывает угнетающее давление на пласт. Если пластовое давление больше чем сумма гидростатического и гидродинамического давлений, то возникает проявление пластового флюида. В противном случае возможно поглощение промывочной жидкости. Интенсивность поглощения также зависит и от фильтрационного сопротивления пласта, т.е. при одинаковых пластовых гидро-

75

elib.pstu.ru

статических и гидродинамических давлениях в скважине вероятность возникновения поглощениябудетвыше, чемвышепроницаемостьпласта.

Оценка факторов, изменяющих интенсивность поглощения промывочной жидкости, важна с точки зрения предупредительных мероприятий. Однако далеко не всегда удаётся предупредить увеличение проницаемости вскрытого поглощающего пласта, что вынуждает изменять намеченную методику борьбы с поглощением.

Все существующие методы предупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин можно разделить на три группы:

1)методы регулирования реологических свойств промывочной жидкости;

2)методы уменьшения перепада давления в системе скважина-

пласт;

3)методы уменьшения сечения или полной изоляции каналов поглощения.

Первые два метода не всегда дают положительный результат, так как, снизив плотность бурового раствора, можно пробурить скважину без поглощений, но могут возникнуть проблемы при цементировании колонны, что потребует дополнительных затрат. Третий метод более трудоёмок, но более эффективен.

Для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков в трещиноватых коллекторах нами был разработан тампонажный материал ПБС (патент РФ 2188930) и способ его применения. Применение этого материала в скважинах для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков обусловлено его физи- ко-химическими свойствами.

В процессе полимеризации материал ПБС увеличивается в объеме до 20 раз. Время полимеризации при контакте с водой составляет не менее 1 часа. В нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства. Технология применения данного материала наиболее

применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ч при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции). На основе полученного опыта работ с его применением в Оренбурге была произведена модификация материала ПБС специальными комплексонами, которые улучшают структурно-механические свойства материала на

76

elib.pstu.ru

20–25 % и предотвращают его разрушение (размыв) при течении жидкости. Также была изменена схема закачки материала в зону поглощения, позволяющая провести реагирование (разбухание и сшивку) материала в стволе скважины с последующей продавкой в зону поглощения неразрывным резиноподобным тампоном.

Данный материал также был опробован на месторождениях Республики Татарстан, Коми и Волгоградской области при ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков.

Нижневолжским филиалом БК «Евразия» были проведены работы по изоляции водопритока из пласта и ликвидации поглощений с применением материала ПБС. На скважине № 26 «Платовская» на глубине 1708 м произошёл провал 0,7 м. Интенсивность поглощения составила 28 м3/час, зона поглощения была вскрыта не полностью по причине нехватки раствора. Материал ПСБ помог прекратить поглощение бурового раствора, что привело к уменьшению затрат на его приготовление.

На скважине № 1 «Даниловская» на глубине 499 м произошло полное поглощение промывочной жидкости. При промывке интенсивность поглощения 36 м3/час. После закачки материала ПБС в количестве 300 кг циркуляция восстановилась. После продолжения бурения с частичным поглощением 3 м3/час на глубине 520–525 м произошло полное поглощение, статический уровень в скважине составил 72 м. Закачка ВУС результата не дала. Тогда в зону поглощения закачали суспензию материала ПБС в количестве 300 кг и 15 м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3 м3/час. С глубины 605 м интенсивность поглощения снизилась до 1 м3/час, затем поглощение прекратилось.

При бурении скважины № 2 «Вост. Терсинская» на глубине 1365 м и закачки ПБС поглощения промывочной жидкости вообще не было, что позволило сократить затраты производственного времени на ликвидацию поглощений промывочной жидкости, а также и затраты средств на приготовление этой промывочной жидкости.

Проведённые опытно-промышленные работы по применению материала ПБС позволяют сделать следующие выводы:

1. Данная технология позволяет резко сократить затраты производственного времени на ликвидацию поглощений промывочной жидкости и позволяет проводить работы без подъёма бурового инструмен-

77

elib.pstu.ru

та, что обеспечивает значительную экономию на трудозатратах и сокращение производственного цикла.

2. Технология применения ПБС позволяет значительно сократить затраты на материалы, традиционно применяемые для ликвидации поглощений. Экономия средств от использования материала ПБС только набуровой №3 Палласовской площадисоставила2 146 406 руб.

А.С. Пастухов, гр. БНГС-07 Научный руководитель канд. экон. наук, доцент Е.Е. Жуланов

ВЛИЯНИЕНАНОТЕХНОЛОГИЙ НА УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ

По данным Международного энергетического агентства (EIA), рост потребления нефти в мире потребует почти 50 %-го увеличения нефтедобычи к 2025 году [1]. Увеличение мирового потребления нефти будет связано с экологической оценкой допустимости атомной энергетики в связи с аварией на АЭС в Японии. Россия занимает первое место в мире по добыче нефти, но согласно анализу международных данных обеспеченность России доказанными запасами нефти составляет 17 лет [2]. Отметим, что российские оценки запасов нефти несколько больше международных оценок.

Хотя российское законодательство о недрах требует наиболее полного извлечения нефти (т.е. обеспечение наиболее высокого из возможных значения коэффициента извлечения нефти (далее КИН)), в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (ЭСР2030) в качестве индикатора стратегического развития нефтяного комплекса предусмотрена следующая динамика КИН: 2008 г. (факт) – 0,3, за 1-й этап (2013–2015 годы) планируется достичь КИН = 0,3…0,32, за

2-й этап (2020–2022 годы) – 0,32…0,35, к 2030 году планируется дос-

тичь КИН в интервале 0,35–0,37 [3].

Данные показатели не высоки. Значительно более высокий КИН, достигаемый западными странами, является ориентиром для аналогичных месторождений в России [4].

78

elib.pstu.ru

Представляется, что КИН должен быть национальным приоритетом России. Для обеспечения высокого КИН следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород, прежде всего на наноуровне [2, 5, 6], поскольку эффективность нефтевытеснения определяется наноразмерами: поверхность пор имеет нанометровую шероховатость, а смачивающие свойства пород определяются именно шероховатостью. Иными словами, регулирование свойств нефтегазовых пластов на уровне электрических взаимодействий, смачивания, изменения структуры минералов (размеры которых 20–40 нанометров) решаются с применением технологий управления наноявлениями (нанотехнологий).

К нанотехнологическим мероприятиям увеличения нефтеотдачи (НТМУН) относятся мероприятия (способы, методы), механизм которых определяется наноразмерными явлениями или при которых применяются наноразмерные частицы. К НТМУН в первую очередь относятся технологии на основе воздействий температурными и физическими полями, а также на основе биовоздействий. Группа технологий на основе применения химических и газовых агентов, имеющих наноразмерный механизм воздействия на пластовые системы, также относятсякНТМУН[2, 5, 6]. Приведемпримеры современныхНТМУН[2, 6].

1.Одной из проблем нефтегазовой отрасли является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважин после технологических операций (по смене насоса, проведения ОПЗ, глушения скважин на определенное время и др.). Потери производительности скважин при каждой такой операции могут достигать 20–30 %. Разработанная гидрофобная эмульсия, стабилизированная наночастицами, позволяет

получить плотность за счет изменения процентного содержания утяжеляющих добавок в водной фазе в диапазоне 1050–1500 кг/м3, обладает высокой устойчивостью во времени (более 40 сут), термостойкостью до +80 ºС, термостабильностью более 50 ч, низкой температурой застывания (менее −8 ºС).

2.Нарушение герметичности цементного кольца приводит к преждевременному попаданию в продукцию скважин подошвенных вод, газоводонефтеперетокам, загрязнению горизонтов с пресной водой и т.п. Добавление в цемент нанодисперсных модификаторов позволяет повысить прочность бетонов и пенобетонов в 1,5–2 раза. Преимущества нанобетонов обусловлены особой структурой, формируемой вследствие самоорганизации цементного камня на наноуровне.

79

elib.pstu.ru

Предложенная автором комбинация магнитной обработки нанобетонов улучшает их качество еще в 1,5–2 раза.

3.Пенные системы, стабилизированные наночастицами, оказались высокоэффективным направлением снижения доли воды в добываемой продукции как нефтяных, так и газовых месторождений. На нефтяных месторождениях эта технология применялась на ряде российских месторождений и показала высокую эффективность: снижение обводненности составляло 15–20 %, увеличение дебитов по нефти от 1,5 до 1,7 раза. Технологический эффект составил 0,5–10 тыс. тонн нефти дополнительно к добытой нефти на одну обработанную скважину, что обеспечиваетмногомиллионный приростприбылипредприятия.

На газовом месторождении (Уренгойском) эта технология применялась на пяти скважинах для предотвращения пескопроявлений из-за

преждевременного их обводнения. Технологический эффект выразился в приросте добычи газа на 16 млн м3 в расчете на одну скважину.

4.Для термохимического воздействия на призабойную зону пласта применяются термогенерирующие системы. Экзотермические реакции частиц металла и щелочи или кислоты происходят с выделением тепла в количестве 4000 ккал/кг металла. Для подачи этих систем вглубь нефтяного пласта размеры частиц металла должны быть менее 50 нм, что обеспечивается специальным их капсулированием.

5.Заводнение является самым распространенным в России методом вытеснения нефти. Как показали исследования, применение специальных реагентов, препятствующих падению проницаемости за счет набухания (диспергирования) глин, позволит сохранить или восстановить проницаемость после ее уменьшения [2, 6]. Были проведены опытно-промысловые испытания этой нанотехнологии (НТМУН), показавшей увеличение коэффициента приемистости скважин в среднем на 27 % [6, 7]. Результаты экспериментов показали, что применение глиностабилизаторов значительно (на 10–15 пунктов) увеличивает коэффициент вытеснения нефти, что приведет к росту КИН на 0,08–0,10 [6, 8].

Промысловые исследования показали, что достигаемый КИН существенно зависит от коэффициента глинистости коллектора Кгл: при увеличении глинистости коллектора с 2,5 % до 5,5 % значение достигнутого КИН при тех же условиях уменьшается с 0,6 до 0,2 [6, 9]. При глинистости 3–4 % КИН равен 0,4–0,5. Значит, уменьшение влияния глин на проницаемость пластов (за счет НТМУН) приведет к росту нефтеотдачи.

80

elib.pstu.ru