Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Интеллектуализация – путь к достойному будущему. Нефтегазовый комплекс России

INNOVATIVE DEVELOPMENT OF RUSSIA: THE ROLE OF OIL AND GAS BUSINESS

T. POGODAEVA, D. ZHAPAROVA, N. KAZANTSEVA, Tyumen State University

Выполнен анализ инновационного развития нефтегазового сектора России в сравнении с инновационным развитием нефтегазовой отрасли США. С целью выявления роли отдельных субъектов в развитии национальной инновационной системы (НИС) страны был проведен эконометрический анализ. Полученные результаты свидетельствуют о значимой роли нефтегазовой промышленности в инновационном развитии национальной экономики. Показано авторское видение модели ускоренного инновационного развития нефтегазового бизнеса России. Публикация подготовлена в рамках поддержанного РГНФ научного проекта №15-32-01350.

Gives an analysis of the innovative development of Russian oil and gas sector in comparison with the innovative development of the oil and gas industry in the US. Econometric analysis was conducted in order to identify the role of individual actors in the development of a national innovation system (NIS) of the country. The results indicate the important role of the oil and gas industry in the innovative development of the national economy. The author’s vision of the model of accelerated innovative development of oil and gas business in Russia has shown.

В последние десятилетия мировая нефтегазовая отрасль демонст­рирует стремительное ускорение инновационного развития и технологического усложнения производственных процессов. О роли российского нефтегазового сегмента экономики говорят следующие цифры: нефтегазовый сектор формирует около 20% ВВП, 50% доходов в структуре федерального бюджета. От экспорта нефти, газа и продуктов переработки в общем объеме экспорта мы получаем 67% валютных поступлений, нефтянка дает 25% объема инвестиций в основной капитал. Несмотря на динамичные темпы модернизации нефтегазового сектора России, до сих пор существуют проблемы несформированности инновационного поведения бизнеса и отсутствия координации между участниками инновационного процесса. В связи с этим особенно актуально изучение инновационного развития нефтегазовых компаний как основных субъектов инновационной системы России в целом.
Концепция национальных инновационных систем (НИС) привлекает внимание экономистов с 80-х гг. XX века. В целом, понятие национальной инновационной системы по-разному трактуется различными специалистами, однако большинство придерживается институционального подхода к его определению, в рамках которого под НИС понимается «совокупность институтов, относящихся к частному и государственному секторам, которые индивидуально и во взаимодействии друг с другом обусловливают разработку и распространение инноваций в пределах конкретного государства» . Роль бизнес-сектора (а именно нефтяных и газовых компаний) в развитии национальной инновационной системы изучалась В. Крюковым (2013), В. Маршаком (2013), А. Конторовичем (2013) .

Под национальными инвестиционными системами (НИС) понимается «совокупность институтов, относящихся к частному и государственному секторам, которые индивидуально и во взаимодействии друг с другом обусловливают разработку и распространение инноваций в пределах конкретного государства».

Сегодня российская нефтегазовая отрасль, несмотря на санкционное давление, находится на стадии активной модернизации и повышения наукоемкости продукции. Каковы основные тенденции и характерные черты современного этапа ее инновационного развития?
1. Бизнес-сектор нефтегазовой отрасли НИС России характеризуется положительной динамикой показателей инновационной активности, но относительно зарубежных конкурентов предъявляет ограниченный спрос на НИОКР, замедляющий общую модернизацию всей нефтегазовой отрасли страны. За период 2008 – 2013 гг. отмечается увеличение инвестиций в НИОКР компаний с государственным участием - ОАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром». Наиболее стремительный рост иллюстрирует ОАО «НК «Роснефть», которая в настоящее время является лидером по объемам инвестиций в НИОКР нефтегазового сектора России. Объемы финансирования исследований и разработок компаниями без государственного участия существенно ниже. Сравнение российских компаний с зарубежными конкурентами свидетельствует о значительном отставании. Только объемы расходов на НИОКР компании «Роснефть» в 2013 г. вышли на уровень компании Halliburton, 0,41 млрд долл. и 0,59 млрд долл. соответственно (рис.1).
Показатели рентабельности инвестиций в НИОКР компаний российского и американского нефтегазового сектора за период 2007 – 2013 гг. представлены на рис. 2. Наибольшее среднее значение показателя за рассматриваемый период принадлежит компании ExxonMobil, компании Royal Dutch Shell и Chevron демонстрируют также довольно высокую для отрасли рентабельность инвестиций в НИОКР. Снижение показателя «Роснефти» объясняется активным наращиванием объемов инвестирования средств в НИОКР в 2011 – 2014 гг., эффект от которых проявляется с некоторым лагом.

Государственный бюджет сегодня является крупнейшим источником финансирования российских отраслевых НИОКР, занимая долю в 60% в общей структуре финансирования научных организаций государственного и предпринимательского секторов
России.

2. Относительно низкая инновационная активность российских компаний нефтегазового сектора. Во многом данная особенность обусловлена незаинтересованностью компаний в увеличении расходов на НИОКР, несмотря на совершенно обратный общемировой тренд – повышения инвестиций в научные исследования нефтегазовыми компаниями, а также большей заинтересованностью в получении быстрого технологического развития путем покупки технологий у своих зарубежных конкурентов, чем в долгосрочном развитии собственного инновационного потенциала. Отметим, что российские нефтегазовые компании демонстрируют существенный рост количества поданных патентных заявок, но на фоне показателей компаний нефтегазового сектора США российский бизнес-сектор иллюстрирует серьезное отставание (рис. 3).
3. Относительная ограниченность и односторонность связей между субъектами НИС России, в част­ности, в нефтегазовом секторе. В 2012 г. доля средств российских организаций предпринимательского сектора в структуре финансирования отраслевых научных организаций составила 25,1%, увеличившись на 2,3% по сравнению с 2011 г. В среднем организации нефтегазового сектора отдают на аутсорсинг отраслевым НИИ лишь 2% от годового объема НИОКР (по данным 2010 – 2013 гг.) , предпочитая в большей степени осуществлять научные исследования во внутрикорпоративных научных структурах. Следует выделить устойчивую вертикальную связь между секторами государства и науки. Взаимодействие между ними в основном реализуется путем бюджетного финансирования отраслевых НИИ. Государственный бюджет сегодня является крупнейшим источником финансирования российских отраслевых НИОКР, занимая долю в 60% в общей структуре финансирования научных организаций государст­венного и предпринимательского секторов России . Формами вертикальной связи между научным и бизнес-сектором и в нефтегазовой отрасли являются проведение НИОКР, а также подготовка и обучение работников нефтегазовых компаний. В целом за рассматриваемый период 2007 – 2013 гг., по данным нефтегазовых компаний, наблюдалось повышение количества корпоративных стипендий студентам и грантов молодым преподавателям (рис. 4).
Горизонтальные связи между российскими нефтегазовыми компаниями ограничены в силу большей направленности компаний в сторону развития внутрикорпоративной инновационной инфраструктуры, чем в сторону проведения внешних научно-исследовательских проектов с компаниями-конкурентами.

Наиболее перспективными элементами инновационной структуры нефтегазового сектора России являются отраслевые технологические платформы (ТП) «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» и «Технологии добычи и использования углеводородов».

4. Преобладание «технологических адаптеров» над «стратегическими новаторами» среди российских неф­тегазовых компаний. Российские компании нефтегазового сектора предпочитают приобретать новую технологию и оборудование у иностранных конкурентов, а их инновационная деятельность направлена, в основном, на адаптацию инноваций, созданных другими организациями. За последние 10 лет наукоемкость продукции российских нефтегазовых компаний выросла, в среднем по отрасли, на 0,06%, составив 0,12%. Однако по данному показателю они значительно отстают от уровня аналогичных европейских (0,40%) и американских корпораций (0,60%) .

5. Увеличение объема аутсорсинга НИОКР. Компании нефтегазового сектора России постепенно переходят на проведение исследований на контрактной основе внешними исполнителями, в основном вузами-партнерами. Данная тенденция характеризует наличие возможных предпосылок к развитию открытых инноваций в нефтегазовой отрасли России и увеличению кооперации между научным и бизнес-сектором национальной инновационной системы России.

Российские компании нефтегазового сектора предпочитают приобретать новую технологию и оборудование у иностранных конкурентов, а их инновационная деятельность направлена, в основном, на адаптацию инноваций, созданных другими организациями.

Для выявления роли отдельных субъектов в развитии НИС страны в целом авторами проведен эконометрический анализ за период 2001 – 2012 гг. на основе данных Всемирного банка. Результаты оценки регрессионной модели представлены в табл.
По итогам эконометрического анализа влияния уровня инновационности субъектов НИС на уровень развития инновационной системы можно констатировать, что наиболее значимыми показателями для эконометрической модели НИС России являются расходы бизнес-сектора на НИОКР, а также патентные заявки нефтегазовой отрасли, которые прямо влияют на результирующий показатель во всех предложенных моделях для НИС России. Результаты анализа подтверждают значимую роль нефтегазового сектора промышленности в инновационном развитии национальной экономики.
Инновационное развитие нефтегазовых компаний как субъектов НИС России во многом замедляется из-за относительной неразвитости системы взаимосвязей между субъектами НИС, которая во многом определяется состоянием инновационной инфраструктуры страны. Для развития инновационной инфраструктуры в целом необходимо формирование сетевых форм организации инновационной деятельности во всех сферах экономики, включая нефтегазовый комплекс.
Совершенствованию сетевых структур научно-исследовательской деятельности в нефтегазовой отрасли России может способствовать разработка на государственном уровне, с учетом зарубежной практики, ряда ценовых показателей и коэффициентов (для оценки сложности заказов государственных корпораций на НИОКР малым инновационным предприятиям). В дальнейшем это поможет создать для малого бизнеса более благоприятные условия для заключения контрактов с нефтегазовыми корпорациями (с преобладающим государственным участием).

Наиболее перспективными элементами инновационной структуры нефтегазового сектора России являются отраслевые технологические платформы (ТП) «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» и «Технологии добычи и использования углеводородов». В связи с этим для решения проблем функционирования отраслевых ТП необходимо, прежде всего, изменение состава участников платформ путем привлечения финансово-кредитных организаций и государственных институтов развития в состав участников ТП; создания международных партнерств на базе ТП за счет увеличения числа иностранных участников в структуре ТП; а также вовлечение в процесс формирования и функционирования платформ министерств и ведомств, отвечающих за стратегическое развитие соответствующих секторов экономики; выстраивание цепочки по развитию законодательных инициатив со стороны платформ.

Литература

1. Lundvall B.-Е., Ed. (1992). National Systems of Innovation: Towards a Theory of Innovation and Interactive Learning. London: New York, Pinter Publishers.

5. Крюков В., Маршак В. Нефтегазовый сектор в экономическом развитии России // Регион: Экономика и социология. 2013. №2. С. 148 – 156.
6. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Немов В.Ю. Нефть и газ в экономике России // Нефтяное хозяйство. 2013. № 1. С. 4-8.
7. Наука и технологии Российской Федерации [Электронный ресурс]. URL: http://www.strf.ru (дата обращения: 03.00.2015).
8. Эдер Л.Н., Филимонова И.В. Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и нефть. 2014. №4. С. 165 – 184.

1. Lundvall B.А., Ed. (1992). National Systems of Innovation: Towards a Theory of Innovation and Interactive Learning. London: New York, Pinter Publishers.
2. Freeman C. (1987). Technology Policy and Economic Performance: Lessons from Japan. London, Pinter
3. Nelson R.R. and N. Rosenberg (1993). Technical Innovation and National Systems. National Innovation Systems: A Comparative Analysis. R.R. Nelson (ed.), New York, Oxford University Press.
4. Metcalfe J.S. and I. Miles, Eds. (2000). Innovation Systems in the Service Economy: Measurement and Case Study Analysis. Boston, Kluwer Academic Publishers.
5. Kryukov V., Marshak V. (2013). Oil and gas sector in the economic development of Russia, Region: Economics and Sociology 2. Рp. 148 – 156.
6. Kontorovich A.E., Eder L.V., Nemov V.Yu. (2013). Oil and gas in the Russian economy // Oil Industry. 2013. No.1. Pp. 4 – 8.
7. Science and Technology of the Russian Federation Available at: http://www.strf.ru. .
8. Eder L.N., Filimonova I.V., 2014. The main problems of innovative development of the oil and gas industry in the field of oil and gas production // Drilling and oil. No.4. 2014. Pp. 165 – 184.

1

Нефтегазовая отрасль России столкнулась с необходимость смены технологического развития. Так как добыча нефти в традиционных регионах характеризуется уменьшением объемов добычи «легкой» нефти и ростом трудноизвлекаемых запасов, а также исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км. Для изменения сложившейся ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Данная задача может быть решена за счет активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, арктический шельф), а затем и промышленного освоения больших глубин. Инновационный процесс в нефтяном секторе России имеет место быть. И доминирующее положение занимают крупные вертикально интегрированные компании такие как, ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «РИТЭК».

трудноизвлекаемые запасы

инновационные технологии

повышение нефтеотдачи

1. Антониади Д.Г., Кошелев А.Т., Исламов Р.Ф. Проблемы повышения добычи нефти в условиях месторождений России // Нефть. Газ. Новации. – 2010. – № 12. – С. 61–63.

2. Дарищев В. Инновации ОАО «РИТЭК»// Нефтегазовая вертикаль. – 2011. – № 5.

3. Дмитревский А.Н.. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России// Рациональное освоение недр. – 2013. – № 7. (www.roninfo.ru).

4. Россия в цифрах, 2013,2012 гг.

5. Итоги работы ТЭК России/www.forumter.ru

6. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – 2000–2013. – № 1.

7. Сводные показатели производства энергоресурсов в Российской Федерации // Инфо ТЭК. – 2000–2013. – № 1.

8. Статистика // Разведка и добыча – 2005–2013. – № 1.

9.  Филимонова И.. Современное состояние нефтяной промышленности России // Бурение и нефть. – 2013. – № 5.

10. НК Роснефть. Годовой отчет. 2013 года [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.rosneft.ru.

11. ОАО «Сургутнефтегаз» Годовой отчет 2013 года [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. surgutneftegas.ru.

Истощение традиционных месторождений на глубинах, не превышающих 2000-3000 м, требует масштабного промышленного освоения глубин 3-5 км, а в некоторых регионах - 5-7 км. Означает, что в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов. И как следствие применение и разработка новых инновационных подходов к добычи нефти, таких как система горизонтальных скважин, технология термогазового воздействия, водогазовое воздействие, технология на основе полимер-гелевой системы. Применение данных технологий позволит повысить нефтеотдачу из уже имеющихся скважин, так и позволит разрабатывать новые нефтегазоносные скважины.

Нефтяная промышленность России сегодня оказалась перед необходимостью смены технологического развития нефтегазового комплекса. Состояние нефтедобычи в традиционных регионах, которые являются основными поставщиками нефти и газа, характеризуется:

● концентрацией нефтедобычи на месторождениях с высокопродуктивными запасами;

● уменьшением доли активных и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти;

● снижением среднего коэффициента нефтеотдачи как по отдельным регионам, так и по стране;

● завершением эпохи месторождений-гигантов с уникальными запасами нефти и газа, эксплуатация которых началась в 1960-1970-е годы;

● исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км.

Достаточно трудно привести пример нефтедобывающей страны, которая бы решала в относительно короткий отрезок времени столь кардинальные и масштабные проблемы. Нас, как всегда подвело, наше богатство: большое число крупных и гигантских месторождений с легкой маловязкой нефтью, размещающейся в природных резервуарах с высокоемкими коллекторами. Для таких месторождений была создана тщательно отработанная технология поддержания пластового давления, что давало возможность оставлять «до лучших времен» часто очень крупные месторождения, но с параметрами, не позволяющими использовать эту технологию .

Существенное истощение традиционных месторождений на глубинах, не превышающих 2-3 км, подталкивает масштабному промышленному освоению глубин 3-5 км, а в некоторых регионах - 5-7 км. Большие глубины - это сложные горно-геологические условия, иная флюидодинамика, развитие измененных катагенетическими преобразованиями коллекторов нефти и газа, это более высокие температуры и давления. Для того, что обосновать нефтегазоносность глубин 7-10 км, и для реальной нефтегазодобычи с этих глубин, необходимо внедрение новых научно-технических и технологических решений.

Таким образом, в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов.

Трудноизвлекаемыми можно назвать до 70 % российских запасов углеводородов. Именно в отношении этих запасов с успехом можно применять инновационную технологию. Достаточно важным является применение данных технологий и для освоения морских нефтегазовых месторождений, где затраты при бурении и разработку намного выше, чем на суше. Кроме того, гидроразрыв пласта в 3D формате позволит увеличить объемы добычи нефти, на традиционных месторождениях. На сегодняшний день в России добывается около 35 % углеводородов от всего запаса месторождений.

Применяя активно в последние годы методы интенсификации добычи и ввода в разработку новых крупных месторождений (Ванкорское и др.) удается поддерживать средний суточный дебит одной скважины, на уровне 10 тонн (таблица). В связи с тем,что происходит активное освоение месторождений на Востоке России это позволяет наращивать объемы эксплуатационного бурения скважин. Так, в 2011 г. и 2012 г. было пройдено, соответственно, 18 млн м и 19,8 млн м, в сравнении с уровнем 14 млн м годами ранее. Однако объем разведочного бурения продолжает оставаться на достаточно низком уровне. Так, в 2012 г. объем разведочного бурения был ниже соответствующего показателя 1990-х и начала 2000-х гг. .

Для изменения сложившейся ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Поставленная задача может быть решена в результате активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, арктический шельф), а затем и промышленного освоения больших глубин.

Отдельные технико-экономические показатели работы нефтяной промышленности России в 1995-2012 гг.

Показатель
Добыча нефти, млн т.
Добыча нефти по способам эксплуатации скважин, %
насосный
компрессорный
фонтанный
Среднесуточный дебит одной скважины, т.
Эксплуатационный фонд скважин, тыс. шт.
Бездействующий фонд скважин, тыс. шт.
Удельный вес бездействующего фонда, %
Объем бурения на нефть, млн м.
эксплуатационного
разведочного
Средняя глубина законченных эксплуатационным бурением скважин, м.

Российские нефтяные компании все тщательнее присматриваются к месторождениям, при разработке которых требуется применение инновационных подходов. К данным месторождениям можно отнести залежи углеводородов в низко проницаемых сланцевых породах, которые достаточно сложно бурить. Запасы сланцевых углеводородов фактически безграничны - их хватит не на 20-30 лет, как газа и нефти в традиционно разрабатываемых месторождениях, а на 200-300, считают аналитики.

Тем не менее, инновационный процесс в России в нефтяном секторе все же имеет место. Доминирующее положение здесь занимают крупные вертикально интегрированные компании.

Примером тому может служить ОАО «Сургутнефтегаз», использование инновационных технологий является основным принципом деятельности и важнейшим конкурентным преимуществом. Экономический эффект получаемый от использования объектов интеллектуальной собственности за 2012 год составил 66,1 млн руб. За прошедшие десять лет Компанией было оформлено около 400 интеллектуальных разработок, при этом общая стоимость нематериальных активов составляет свыше 417 млн руб. Использование передовых технологий позволяет Компании вводить в промышленную эксплуатацию залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых ранее не велась, и осваивать новые месторождения со сложным горно-геологическим строением.

В сфере нефтегазодобычи ОАО «Сургутнефтегаз» в 2013 году было выполнено 232 мероприятий по освоению новых технологических процессов, новых видов производств и оборудования с экономическим эффектом более 10 млрд руб., проведено 97 мероприятий по испытанию образцов новой техники и технологий. Наибольший экономический эффект был достигнут в сфере повышения нефтеотдачи пластов (47 %) и текущего и капитального ремонта скважин (27 %).

Разработка ОАО «Сургутнефтегаз» залежи АС4-8 Федоровского месторождения системой горизонтальных скважин (что позволило вовлечь в разработку дополнительно 140 млн т запасов нефти)

Другая крупная нефтяная компания ОАО «НК «Роснефть» инновационная деятельность, которой направлена на достижение уровня мирового технологического лидера энергетической отрасли. Внедрена технология освоения низко проницаемых коллекторов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». В 2013 году было пробурено 32 скважины, объем дополнительной добычи составил 167 тыс. тонн. По оценкам специалистов Компании потенциалом внедрения является ввод в разработку 100 млн тонн трудноизвлекаемых запасов, и ожидаемый экономический эффект превысит 5 млрд рублей. В 2013 года открыты новые нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи на территории Иркутской области на Могдинском лицензионном участке. Завершена разработка технологии скважинной разбуриваемой системы для устранения протяженных негерметичностей эксплуатационной колонны. Внедрение данной технологии позволит Компании вводить в эксплуатацию в течение 10 лет более 400 скважин, находящихся в бездействии, с дополнительной добычей более 47 тыс. тонн нефти в год и экономическим эффектом более 240 млн рублей в год .

К компаниям «продвинутого типа» также можно отнести ОАО «РИТЭК», которое в настоящее время добывает свыше 3 млн т нефти преимущественно с использованием современных технологий. Данная компания занимается не только реализацией проектов разработки новых месторождений (как правило, имеющих пониженные и низкие показатели продуктивности, что затрудняет применение традиционных технологий), но и осуществляет разработку новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. В настоящее время ОАО «РИТЭК» владеет 93 объектами интеллектуальной собственности. Инновационные объекты техники и технологии, принадлежащие ОАО «РИТЭК», внедряются не только на собственных месторождениях, но и реализуются на основе лицензионных соглашений в других компаниях. К базовым инновационным технологиям можно отнести:

● Термогазовое воздействие - это технология, которая должна вовлечь в промышленную разработку нетрадиционные углеводородные ресурсы баженовской свиты, в которых содержится около 50-150 млрд тонн легкой нефти. Применяя данную технологию, позволит увеличить степень извлечения углеводородов из залежей баженовской свиты с 3-5 % до 30-40 % при применении термогазового воздействия.

● Водогазовое воздействие: это технология призвана для повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа. Данное решение позволяет повысить нефтеотдачу пластов с 15-25 % до 30-50 %.

● Технологии на основе полимер-гелевой системы РИТИН. РИТИН-10 представляет собой композицию полимерных веществ. При смешении реагента РИТИН-10 с водой образуется полимер-гелевая система без введения дополнительных компонентов. Применение полимер-гелевой системы РИТИН-10 в нефтедобывающей промышленности позволяет:

Повышать вытесняющую способность закачиваемого в пласт агента;

Уменьшать обводненность добываемой продукции;

Изменять направление фильтрационных потоков жидкости;

Повышать нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии разработки;

Вводить в разработку ранее не работавшие пласты и прослои;

Увеличивать коэффициенты охвата пластов заводнением;

Выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины .

Обобщающим показателем, который способен охарактеризовать развитие инновационных процессов, это доля добычи нефти новыми методами. По оценкам экспертов, в России дополнительная добыча нефти за счет использования новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов составляет около 60 млн т (или примерно 20 % от общего объема добычи по стране). Таким образом, в перспективе объемы добычи нефти в России будут зависеть от использования перспективных технологий в нетрадиционных месторождениях. В связи, с чем добыча нефти может к 2020 г. Возрасти до 500-520 млн т .

На сегодняшний день для развития российской нефтегазодобывающей отрасли необходима инновационная стратегия развития, которая должна будет обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса. И в результате отрасль получит возможность:

Разрабатывать и применять оборудование и технологии, которые будут обеспечивать высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов, и в первую очередь нефти для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;

Внедрять существующие и создавать новые методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, а также планировать и управлять состоянием фонда скважин и развивать природоохранные (ресурсосберегающие) технологии добычи.

Библиографическая ссылка

Белозерцева О.В., Белозерцева О.В. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2015. – № 8-3. – С. 502-505;
URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=7137 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

Интерес к интеллектуальным технологиям в нефтегазовой отрасли связан отнюдь не просто с модными веяниями, а с реальными проблемами, стоящими сегодня перед добывающими компаниями. Единичные месторождения в мире могут похвастаться фонтанирующими скважинами, на которых задача повышения эффективности пока не столь актуальна. В большинстве же регионов, особенно если мы говорим о российских недрах, время «легкой нефти» осталось позади. Уникальные месторождения, разработка которых началась около полувека назад, сейчас находятся на стадии падающей добычи. И эта тенденция будет только усиливаться.

Интеллектуализация – путь к достойному будущему

Сегодня всем очевидно, что если не начать освоение новых месторождений, то в ближайшем будущем в России просто нечего будет добывать, соответственно, и нечего экспортировать. Перспективные же запасы в смысле геологии пласта в большинстве своем можно отнести к категории «трудноизвлекаемых». Кроме того, новые участки находятся в экстремальных климатических зонах, на шельфе и других местах, удаленных от существующей инфраструктуры, что не может не сказаться на стоимости разработки.

В то же время понятно, что, с учетом резкого падения цен на нефть, показатели себестоимости добычи начинают играть решающую роль. Если прежде неэффективность деятельности нефтегазодобывающей компании можно было хотя бы частично перекрыть ценой в $100 за баррель, то в обозримой перспективе вряд ли можно рассчитывать на что-то подобное.

Чтобы оставаться рентабельными, игроки рынка неизбежно должны заниматься сокращением издержек и повышать свою эффективность. И решить эту задачу помогут интеллектуальные технологии.

Что такое Smart Field, или «умное месторождение»?

Smart Field («умное месторождение», SF) - это комплекс программных и технических средств, который позволяет управлять нефтяным пластом с целью увеличения показателей добычи углеводородов. В основе системы лежит идея о бережном использовании месторождения, максимальном продлении периода его эксплуатации. То есть подразумевается разумное повышение объемов добычи, а не хищническая эксплуатация недр.

Еще одна важная задача SF - повышение энергоэффективности оборудования и технологических процессов. Таким образом, внедрение этой концепции помогает компаниям сокращать затраты на энергоресурсы и приводит к совокупному снижению выбросов углекислого газа в атмосферу.

Система SF состоит из ряда компонентов, отвечающих за различные функции. Решение, предлагаемое компанией Schneider Electric, включает в себя комплексную автоматизацию, технические средства для сбора и анализа данных, а также решения для проведения мероприятий по повышению эффективности работы нефтегазовой компании на разных уровнях.

Так, составной частью системы «умное месторождение» является решение Foxboro NetOil&Gas, позволяющее измерять дебит скважины непосредственно в устье и определять показатели расхода воды, нефти и газа.

Рис. 1. Степень покрытия Smart Field

SF может управлять отдельной скважиной, а точнее - режимами работы насосов (ПШГН и ЭЦН, а может - и кустами скважин) - за счет кустовой телемеханики. В ее ведении находятся также системы подготовки нефти и газа, включая дожимные насосные станции, факельные системы и т. д. SF управляет системами поддержания пластового давления, в том числе водозаборными станциями, узлами учета воды, нагнетательными скважинами; контролирует нефтеперекачивающие станции и резервуарные парки.

Система предполагает использование различных интеллектуальных и многопараметрических датчиков. «Умные» технологии обеспечивают удаленный доступ ко всему полевому оборудованию, позволяют диагностировать его состояние и при необходимости конфигурировать.

Важный сегмент SF - организация интеллектуального электроснабжения, которая подразумевает гибкие системы распределения электроэнергии, детальный учет, возможность управлять потребляемой мощностью.

Также концепция предполагает внедрение систем физической (видеонаблюдение, контроль доступа, пожаротушение) и информационной безопасности.

Верхний уровень SF - автоматизированное управление всем производственным процессом MES (Manufacturing Execution System), позволяющее увязать собственно добычу с остальными процессами, протекающими на предприятии.

Главная задача – оптимизация

Рис. 2. Схема взаимодействия систем управления в Digital Oil Field

Основные задачи SF - увеличение объемов добычи нефти и газа, продление жизненного цикла углеводородного пласта и оптимизация производственных издержек.

Использование интеллектуальных технологий на месторождении позволяет сделать шаг вперед по сравнению с применением традиционных систем автоматизации. «Умная» система обеспечивает ответственный персонал компании всей необходимой информацией в режиме реального времени и позволяет адекватно и практически моментально реагировать на изменения параметров, гибко подстраиваться к меняющимся условиям и с помощью корректировок добиваться максимальных объемов добычи.

Важные функции SF - прогнозирование на краткосрочную перспективу и моделирование ситуаций. Система «умное месторождение» строится в строгом соответствии с реальной геологической и географической моделью месторождения, к тому же аккумулирует данные о его текущем состоянии. Это позволяет проигрывать различные сценарии и с высокой точностью делать выводы о том, как поведет себя пласт в случае тех или иных воздействий со стороны человека, причем не только в текущий момент времени, но и в перспективе. Такая событийность «если…, то…» позволяет избегать ошибок, аварийных ситуаций и значительно экономит средства, время и повышает эффективность принимаемых мер.

Компания Schneider Electric, являясь экспертом в области управления электроэнергией и промышленной автоматизации, предлагает целый комплекс решений для нефтегазовых месторождений, позволяющий оптимизировать энергопотребление.

В первую очередь, рекомендуется оснащать приводы насосов и других мощных потребителей частотными преобразователями. Только эта мера может обеспечить до 30% экономии электроэнергии, потребляемой этим оборудованием, и внести весомый вклад в общую экономию.

Schneider Electric также предлагает системы для диспетчеризации энергопотребления на добывающей площадке с широким функционалом. Как известно, всякое энергосбережение должно начинаться с детального учета и анализа использования электроэнергии. Наличие данных по отдельным участкам, оборудованию, времени суток и сезонам позволяет выявить места, где происходят потери, устранить их причины и проконтролировать эффект проведенных мероприятий.

Используя детальные данные о потреблении, можно заключать более выгодные для компании контракты на приобретение электроэнергии, перераспределять нагрузку, сглаживать пики или компенсировать их за счет собственной генерации. Компенсируя коэффициенты мощности, компания может избежать штрафов за реактивную мощность и т. д.

«Умные» решения для управления распределением электроэнергии предполагают наличие единого центра, отвечающего за техобслуживание, модернизацию, текущий контроль (отслеживание потребления, контроль гармоник и других качественных характеристик электроснабжения), а также управление всеми системами.

Для месторождений с нестабильным энергоснабжением актуально создание собственных систем бесперебойного питания. Интеллектуальное управление позволит выполнить оперативное переключение на резервный источник энергии без потерь для производственной деятельности.

Важным моментом также является то, что концепция SF («умное месторождение») предполагает тесную взаимосвязь между системами управления энергоснабжением и системами автоматизации. Если же говорить о внутреннем устройстве решения, то, в зависимости от конкретных условий и пожеланий заказчика, SF может строиться либо на традиционных клиент-серверных технологиях, либо на более современных - облачных. В свое время «облака» изменили облик отрасли информационных технологий, на очереди - сфера автоматизации.

Тем не менее реализация концепции «умное месторождение» была бы невозможна без использования и других ИТ-достижений: безопасных открытых протоколов передачи данных, обеспечивающих легкую интеграцию оборудования разных типов от разных производителей; скоростных, в том числе беспроводных, каналов связи, специализированного программного обеспечения.

Smart Field: критерии надежности

Как правило, руководству нефтегазовых компаний важно понимать, какие бизнес-эффекты на выходе даст внедрение «умного месторождения». Если же на площадке будет работать несколько поставщиков и сервисных компаний, занимающихся внедрением, то по-настоящему никто не сможет гарантировать достижение того или иного результата.

Кстати, по мнению представителей самих нефтедобывающих компаний, широкому внедрению интеллектуальных технологий в России, помимо прочего, препятствует недостаточная представленность на рынке готовых технических решений. В этом смысле Schneider Electric - одна из немногих, кто может предложить целостную концепцию интеллектуального месторождения и выступить в качестве MAC–MEC (Main Automation Contractor–Main Electrical Contractor), то есть сдать «под ключ» систему автоматизации процессов добычи и организовать эффективное электроснабжение на месторождении.

Благодаря упомянутым выше технологиям компания получает возможность оптимизировать процесс добычи. Сокращается потребление электроэнергии, воды, пара и других энергоресурсов, что положительно сказывается на себестоимости производства нефти или газа.

Размер экономии варьируется от объекта к объекту. Уже реализованные Schneider Electric проекты по внедрению систем снижения удельного энергопотребления показывают, что экономия может достигать 20–25%. К примеру, в одной из добывающих российских компаний с объемом производства 1,15 млн т нефти за счет активного внедрения программы по энергоэффективности удалось сократить энергопотребление на 6820 тыс. кВт ч на сумму более 22 млн руб. в год.

Если мы говорим о показателях, связанных с управлением углеводородным пластом, то их нужно оценивать не только количественно, но и качественно. SF дает оптимизацию количества закачиваемых в пласт воды и газа, тем самым снижая также расход электроэнергии, необходимой для работы насосов. Кроме того, SF позволяет избежать обводнения месторождения, а значит, продлить срок его эксплуатации. Функция моделирования исключает нецелесообразные денежные вложения в развитие участка. Системы автоматизации сводят к минимуму вероятность аварийных ситуаций. Одним словом, эффект комплексный, и его сложно оценить одной цифрой.

Сегодня многие отечественные нефтегазовые компании, осознавая преимущества интеллектуальных технологий, интересуются возможностью их использования. Пока чаще внедряются отдельные компоненты, но постепенно будет происходить переход к комплексным проектам, так как именно подобные решения могут дать максимальный эффект.

В условиях текущей экономической ситуации и в условиях падающей добычи внедрение технологий «умного месторождения» становится критически важным условием для поддержания конкурентоспособности нефтедобывающих компаний. Более того, использование интеллектуальных технологий в нефтегазодобыче может вывести отрасль на новый уровень. Сегодня российскую экономику часто критикуют за сильную зависимость от сырьевой составляющей, но в будущем добыча углеводородов может стать высокотехнологичным инновационным бизнесом, создающим основу для развития смежных отраслей. А снижение негативного воздействия на окружающую среду и возможность приблизиться к «зеленым» стандартам обеспечат ископаемому топливу уверенные позиции даже в эпоху продвижения альтернативных источников энергии.

Необходимость перехода российской нефтегазодобычи на инновационный путь развития продиктована целым рядом объективных факторов. Горно-геологические
и природно-климатические условия разведки и разработки природных углеводородов имеют тенденцию к ухудшению. С разработкой новых месторождений центры переработки и сбыта отодвигаются от мест добычи все дальше. На традиционных территориях добычи происходит увеличение глубины продуктивных пластов;
отмечается усложнение геологического строения месторождений. Складывается ситуация «проедания» запасов, при которой объем добычи нефти и газа превышает восполнение запасов за счет разведки новых и доразведки ранее открытых месторождений.

Сложившаяся ситуация требует включения в процесс нефтедобычи передовых технологий, инновационных моделей спецтехники и оборудования, внедрения новых материалов и компонентов, используемых при добыче. Это невероятно широкая тема, раскрыть которую даже в общих чертах в формате журнальной статьи очень трудно. Поэтому здесь мы ограничимся примерами инновационных продуктов, доступных уже сегодня и применяемых в процессе добычи нефти и газа.

ТЕХНОЛОГИИ

Целый ряд инновационных технологий в добывающей отрасли нацелен на достижение эффективности добычи. Средняя величина нефтеотдачи в разных регионах России составляет 40% и зависит от структуры нефтепластов и методов их разработки. Таким образом, остаточные запасы нередко превышают извлекаемые и увеличить нефтеотдачу можно лишь благодаря внедрению новых технологий и методов добычи, что и осуществляется последовательно. Если в 1985 году объем нефти, добытой с применением новых технологий, составил 70 миллионов тонн в год, то двадцать лет спустя он увеличился вдвое и составлял уже более 140 миллионов тонн. Инновационные методы нефтедобычи - газовые, тепловые, химические, физико-химические и другие - позволяют повысить нефтеотдачу вдвое и более.

Одним из наиболее перспективных в плане интенсификации добычи эксперты считают термогазовый метод, который начал применяться в США и в последние годы все активней используется и в России (Ай-Пимское, Маслиховское, Галяновское, Приобское и другие месторождения). Эта технология основана на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и широкую фракцию легких углеводородов. Высокая эффективность термогазового метода достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.

Большей нефтеотдачи позволяют достичь технологии наклонного и горизонтального бурения, а также бурение многоствольных скважин. Начинаясь вертикально, скважина, достигая нефтеносного пласта, меняет направление, что позволяет добраться до пластов, бурение непосредственно над которыми не представляется возможным. При многоствольном бурении одна разветвляющаяся скважина заменяет сразу несколько традиционных, что позволяет обеспечить более эффективный приток нефти из пласта и существенно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). И хотя технологию многоствольного бурения новой назвать нельзя, сама по себе она является областью активного применения инноваций.

Пожалуй, наиболее известной в мире инновационной технологией интенсификации добычи природных углеводородов является метод гидроразрыва пласта (ГРП), достоинствам и недостаткам которого в нашем журнале была посвящена отдельная статья. На этот раз мы просто напомним, что суть этого метода заключается в создании искусственной трещины в продуктивном пласте с помощью закачивания под давлением в скважину вязкой жидкости с гранулообразным материалом - проппантом. Местом приложения инноваций при гидроразрыве пласта является управление углом наклона распространения трещины - так, чтобы она вскрыла все продуктивные слои, но при этом была достаточно пологой.

Новые методы применяются в наши дни и для получения данных о состоянии ствола скважины. Если еще в восьмидесятых годах прошлого века их можно было получить только после окончания бурения, то сегодня широко используется метод передачи данных за счет пульсации бурового раствора в скважине. Такой способ позволяет избежать использования многокилометровых проводов для передачи данных и, что важнее, получать информацию в режиме реального времени, чтобы насколько возможно быстро реагировать на возникающие в процессе бурения проблемы.

По мнению экспертов отрасли, в случае развития благоприятного сценария в отрасли при внедрении новых методов и инновационных технологий извлекаемые запасы нефти в России могут вырасти до четырех миллиардов тонн при годовой дополнительной добыче в сорок-шестьдесят миллионов тонн. По некоторым данным, в нефтяной промышленности по всему миру сегодня действует без малого полторы тысячи проектов, в которых применяются современные методы увеличения нефтеотдачи.

ОБОРУДОВАНИЕ

Эффективность процесса добычи в значительной степени зависит от качества используемой спецтехники и оборудования, поэтому российские разработчики стремятся воплотить свои лучшие разработки в новых моделях машин. Одно из отечественных предприятий, чьи конструкторские разработки ориентированы на инновации, - компания «Иннкор-Маш». Ее инженеры-конструкторы имеют на своем счету целый ряд научно-практических решений как в области буровой техники, так и в транспортной, железнодорожной, упаковочной и многих других производственных отраслях. Предприятие разрабатывает и выпускает как серийное, так и узкоспециальное буровое технологическое оборудование в точном соответствии с требованиями заказчиков.

Одна из моделей техники «Инкор-Маш», которую можно в полной мере назвать новаторской, - высокопроизводительная гидравлическая буровая установка ГБУ-5М «Оса» грузоподъемностью до 10 тонн для разведочного, геофизического и эксплуатационного бурения на глубину до 500 метров, инженерно-строительных изысканий, а также бурения скважин на воду.

По замыслу производителей она представляет собой логическое продолжение отлично зарекомендовавшей себя установки ГБУ-5. Ее основные достоинства - надежность, современный дизайн, а главное, универсальность: с помощью одной ГБУ-5М «Оса» при производстве различных инженерно-геологических и буровых работ можно осуществить шнековое бурение, ударно-канатное и колонковое бурение, в том числе с применением пневмоударного инструмента, а также произвести статическое зондирование грунтов и выполнить ряд других производственных задач.

Инновационные решения, воплотившиеся в конструкции установки, позволили снабдить ее многократным запасом надежности, увеличить скорость и повысить эффективность выполняемых работ. Вместе с тем ГБУ-5М «Оса» проста и удобна в эксплуатации.

У «Осы» полный гидравлический привод подвижного откидного вращателя и грузовой быстроходной лебедки со свободным сбросом грузоподъемностью 3 тнс, причем по желанию заказчика эта характеристика может быть увеличена до 5 тнс. Привод установки в базовой комплектации осуществляется от двигателя транспортной базы через КОМ, но по запросу заказчика может быть реализован от палубного ДВС.

Мачта буровой установки - круглого сечения, с закрытой гранью, с опорными гидродомкратами. Привод перемещения каретки - гидравлический, с одним гидроцилиндром; скорость перемещения каретки вращателя - 0,1-0,5 м/с. Максимальный ход вращателя по выбору заказчика может составлять 2200, 3600 или
5200 миллиметров. Осевое усилие на шпиндель вращателя (вниз/вверх) - 10 000 кгс.

Вращатель бурового инструмента установки - подвижный, одношпиндельный, с гидравлическим приводом с возможностью отвода вращателя и освобождения створа скважины, с двумя механическими и тремя гидравлическими передачами. По заказу возможно также его двухшпиндельное исполнение. Скорость вращения - от 5
до 550 оборотов в минуту.

Максимальный крутящий момент на шпинделе вращателя у ГБУ-5М «Оса» составляет 500 кгм; максимальный геометрический диаметр бурения - 600 миллиметров. Буровая лебедка установки гидроприводная, планетарная, со свободным сбросом; скорость выполнения спуско-подъемных операций составляет от 0,07 до 1,2 метра в секунду.

Установка оборудована быстроподъемным буровым столом с подкладной вилкой. Максимальный диаметр буровых штанг - 168 миллиметров.

В связи с индивидуальными потребностями предприятия-заказчика ГБУ-5М «Оса» может быть дополнительно укомплектована компрессорами ПК-5/25, 4ВУ1-5/9, АК-9/10, КВ-10/10, буровыми насосами НБ-4, НБ-5, а также амортизирующим устройством для гашения ударных нагрузок на вращатель.

В зависимости от условий, в которых будет протекать эксплуатация буровой установки, ГБУ-5М «Оса» может быть смонтирована как на колесное шасси повышенной проходимости ГАЗ-3308, Садко (ГАЗ-66), ЗИЛ-131 (АМУР), КАМАЗ-43114 и -43118, УРАЛ-4320, так и на шасси гусеничных транспортеров МТ-ЛБ, МГШ-521 либо
трелевочных тракторов ТТ-4М, ТЛТ-100.

ДОБАВКИ И РЕАГЕНТЫ

Одним из ведущих российских предприятий, разрабатывающих и производящих инновационные реагенты, позволяющие повысить нефтеотдачу пластов и интенсифицировать добычу нефти, является компания «Татхимпродукт». На своей производственной базе при участии предприятия-партнера ООО «Нефтехимгеопрогресс»» освоила синтез поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые изготавливаются на основе российского сырья с применением импортных добавок. Гибкий процесс производства позволяет выпускать большую линейку этой продукции с различными по природе анионами и катионами, в том числе - реагенты «Сульфен-35», «Сульфен-35К», «Сульфен-35Д», термостабилизатор «СД-АПР», смазочная противоприхватная добавка «КСД», универсальный замедлитель кислот «ТХП-1». Рассмотрим подробнее один из реагентов - «Сульфен-35», его свойства и применение в технологиях добычи.

«Сульфен-35» - негорючая жидкость, обращение с которой для человеческого организма безопасно и не требует особых мер предосторожности при хранении и использовании, способная сохранять свои свойства после размораживания. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта -50оС; для зимней формы - 300оС. Этот реагент представляет собой композицию высокомолекулярных и низкомолекулярных анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок и применяется для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти. Закачка 3-5%-го водного раствора реагента в добывающие скважины позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений.

Поверхностная активность в пластовой воде и, по большому счету, эффективность реагента «Сульфен-35» ощутимо превышает аналогичные показатели других используемых в отрасли химреагентов - таких как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды и так далее.

Высокой эффективностью также характеризуется залповая подача 1-2 – процентного раствора реагента «Сульфен-35» в нагнетательные скважины с целью «доотмыва» пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе; кроме того, добавка реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

Использование реагента «Сульфен-35» и других инновационных синтетических ПАВ производства компании «Татхимпродукт» обеспечивает эффективность обработок независимо от состава и рН пластовых вод. В данном случае эффективность процесса сопоставима (а в ряде случаев и превосходит) с обработкой органическим растворителем, однако затраты на химреагент значительно ниже. Предварительная обработка призабойной зоны реагентом «Сульфен-35» позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования соляной или плавиковой кислоты по нефтенасыщенным пропласткам.

Отметим, что «Сульфен-35» растворяется в пресной, технической и пластовой воде, он поставляется как концентрат, в бочках, цистернах или евротаре и доступен в двух вариантах - летнем и морозоустойчивом.

Внедрение инноваций - будь то новые технологии, модели спецтехники с улучшенными характеристиками или более эффективные добавки и реагенты - одно из главных направлений развития современной нефтедобывающей отрасли в России. От их внедрения напрямую зависят такие важные показатели, как объем воспроизводства минерально-сырьевой базы, выраженный в уровне поисково-оценочного и разведочного бурения; коэффициент извлечения; доля вовлеченности в разработку трудноизвлекаемых запасов; разработка месторождений в регионах с преимущественно суровыми природно-климатическими условиями и отсутствием развитой инфраструктуры, таких, к примеру, как Восточная Сибирь и Дальний Восток; доля добычи нефти нетрадиционных источников – преимущественно жидких углеводородов (сланцевая нефть, битуминозные песчаники и другие).

При этом приоритетными сферами приложения инноваций в отрасли остается как непосредственно добыча природных углеводородов, так и их разведка. Для повышения эффективности геологоразведочных работ кроме внедрения инновационных методов в равной мере важно увеличение их финансирования государством - особенно в регионах, изученных в меньшей степени, чем другие: таких как шельфы арктических морей, Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Внедрение новых технологий и оборудования особенно важны с точки зрения совершенствования методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи. Это повысит эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов как на месторождениях с истощенной ресурсной базой, так и на тех из числа новых, для которых характерно наличие низкопроницаемых коллекторов, резервуаров нефти с аномально низкими температурами и пластовыми давлениями, остаточных запасов нефти обводненных зон, а также запасов в подгазовых зонах, с высокой степенью выработанности и запасов низконапорного газа.

Инновационные методы разведки и добычи могут обеспечить высокоэффективную разработку высоковязких нефтей, разведку и разработку нетрадиционных источников жидких углеводородов, а кроме того, существенно повысить уровень энергосбережения и ощутимо снизить нагрузку на окружающую среду.

Технологии и производимая продукция

В компании «Татхимпродукт» разработаны и производятся химические реагенты, а также совершенствуются технологии процессов бурения, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

На производственной площадке компании «Татхимпродукт» совместно с ООО «Нефтехимгеопрогресс»» освоен синтез поверхностно-активных веществ из отечественного сырья с применением импортных добавок. Уникальность технологии состоит в гибкости процесса производства, что позволяет получать широкий перечень ПАВ с различными по природе анионами и катионами. Основные направления использования производимых продуктов:

1. Технология обработки пластов водным раствором ПАВ серии «Сульфен-35»

Технология предусматривает использование инновационных синтетических ПАВ, которые не теряют эффективность в пластовой воде. Традиционные ПАВ (неонолы, полиэфиры, синтанолы, лапролы, сульфонолы, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфаты и др.) в пластовой воде с высоким содержанием катионов кальция и магния снижают, а часто полностью теряют свою активность. Происходит это вследствие образования нерастворимых солей (анионактивные) и "сворачивания" (неионогенные) ПАВ. Специально разработанные ООО "Нефтехимгеопрогресс" поверхносто-активные вещества не теряют своей активности при любом составе и рН пластовых вод.

Закачка 3-5%-го водного раствора реагента "Сульфен-35" в добывающие скважины (при КРС, ПРС) позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. Поверхностная активность в пластовой воде и, в конечном счете, эффективность химического реагента "Сульфен-35" существенно превосходит все используемые в отрасли химические реагенты (такие как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды типа МЛ-80 и т.п.). Предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам. Эффективность обработки призабойной зоны раствором химического реагента "Сульфен-35" сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химреагент значительно ниже.

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка химического реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

2. Технология подготовки пласта к процедуре перфорации, гидроразрыва или других мероприятий связанных с необходимостью удаления глинистых составляющих в призабойной зоне пласта с использованием водно-органической смеси Реагента-Разглинизатора

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

3. Технология кислотной обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин с использованием реагента «Сульфен-35К»

Разработаны и опробованы различные варианты кислотных составов. В простых вариантах технология позволяет восстановить потенциальную продуктивность, а при кислотном гидроразрыве - многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

4. Технология интенсификации добычи для скважин с высоковязкой продукцией на основе реагента-деэмульгатора серии «Сульфен-35Д»

Комбинированное воздействие различных ПАВ на продукцию скважины позволяет существенно улучшить работу глубинно-насосного оборудования и снизить давление в системе нефтесбора. Использование химического реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Реагент улучшает качество подготовки нефти, одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

5. Технология приготовления бурового раствора и жидкостей глушения на основе Реагента-термостабилизатора «СД-АПР»

Реагент является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

6. Технология приготовления буровых растворов с использованием смазочной противоприхватной добавки «КСД»

Порошкообразный химический реагент разработан для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями. Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают скорость бурения. «КСД» является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

7. Технология замедления кислотных обработок призайбоных зон пласта на основе Универсального замедлителя кислот «ТХП-1»

Реагент «Сульфен-35»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35»

2. Технологические свойства

Закачка 3-5%-го водного раствора реагента "Сульфен-35" в добывающие скважины (при КРС, ПРС) позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. Поверхностная активность в пластовой воде и, в конечном счете, эффективность реагента "Сульфен-35" существенно превосходит все используемые в отрасли химреагенты (такие как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды типа МЛ-80 и т.п.).

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

Основные преимущества:

• использование инновационных синтетических ПАВ позволяет проводить эффективные обработки при любом составе и рН пластовых вод;
• в результате обработки водным раствором реагента «Сульфен-35» призабоной зоны пласта, вмещающей устойчивую водо-нефтяную эмульсию первоначальный дебит скважины увеличивается в 2 и более раз;
• эффективность обработки призабойной зоны раствором реагента «Сульфен-35» сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химический реагент значительно ниже;
• предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам.

Предлагаемые составы:

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта 50С. Для зимней формы – минус 300С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35»

Лабораторные исследования влияния на нефтевытеснение 10%-го водного раствора реагента «Сульфен-35»

Эксперимент проводился на одиночной водонасыщенной модели пласта, представляющей собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой карбонатной породой. Абсолютная проницаемость составила Кабс.=7.023 мкм2 пористость составила m =38,02 %.

Все этапы эксперимента проводились при температуре 23оС. Для создания реликтовой водонасыщенности модель под вакуумом была насыщена пластовой водой. Проницаемость исследуемой модели по воде составила 5,58 мкм2, объем пор 103,9 см3.

Таблица 1

Параметры исследуемой модели нефтяного пласта

До ввода реагентов								После ввода реагентов
Vпор (см3)	kабс., (мкм2)	kвод., (мкм2)		kнеф., (мкм2)	Sост	kвод. Ост н/н, (мкм2)	Объем реагента, (Vпор)	Sост		kвод. Кон., (мкм2)
103,9	7,023	5,58	78,9	8,47	15,0	0,58	0,26	12,1		1,44

Для создания нефтенасыщенности воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. Начальная нефтенасыщенность модели равна 78,92 %. В качестве образца нефти использовалась высоковязкая нефть из скв. №30 Ерыклинского месторождения (рис.1).

Рис. 1

При создании остаточной нефтенасыщенности модель была подключена к напорной емкости и проведено вытеснение нефти из порового пространства модели водой. Причем вытеснение нефти проводили до полной обводненности модели. Величина остаточной нефтенасыщенности модели составила 15,0% (рис. 1), проницаемость модели при этом составила 0,58 мкм2 (рис. 2).

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровое пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны была введена оторочка 10%-го водного раствора «Сульфен-35» в объеме 0,26 долей порового объема модели. После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти водой в первоначальном направлении.

Рис. 2

При фильтрации в модели пластовой воды после ввода химического реагента проницаемость увеличилась и составила 1,44 мкм2 (рис 2.). После прокачки 2,79 поровых объемов модели пластовой воды коэффициент остаточной нефтенасыщенности составил 12,1 %, из модели дополнительно извлечено 2,9 % нефти (рис. 3).

Рис. 3

Проведенные исследования показали, что «Сульфен-35» позволяет увеличить проницаемость модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью и повысить нефтевытеснение.

Реагент «Сульфен-35К»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35К» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

• в качестве добавки (5-10%) к соляной кислоте или глинокислоте для повышения эффективности обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов;
• в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов.

Разработаны и опробованы различные варианты кислотных составов. В простых вариантах технология позволяет восстановить потенциальную продуктивность, а при кислотном гидроразрыве – многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

2. Технологические свойства

Входящие в состав реагента компоненты:

• полностью растворяется в пресной, технической и пластовой воде, кислотных или щелочных составах;
• поставляется в виде концентрата и является непосредственно готовым к применению;
• обладают вязкостьпонищающим и отмывающим эффектом по отношению к флюидам в средне- и низкопроницаемых пропластках при использовании в соответствующих технологиях;

Основные преимущества:

• позволяет регулировать вязкость углеводородно-кислотных и(или) нефте-кислотных эмульсий;
• эффективен для обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов с высоковязкой нефтью;
• снижает коррозионную активность закачиваемых составов;
• при использовании реагента не наблюдается образование «некондиции» после ОПЗ;
• полностью совместим с пластовыми водами и нефтями;
• проявляет эффект гидрофобизатора пород коллектора, что способствует увеличению проницаемости по нефти;
• не оказывает влияния на процесс подготовки нефти.
• система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35К» – негорючая жидкость. Реагент обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Температура замерзания (потери подвижности) продукта – минус 3-50С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35К» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент «Сульфен-35Д»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35Д» - представляет собой композицию высокомолекулярных и низкомолекулярных анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти. Реагент относится к водо-нефтерастворимым и проявляет наибольшую эффективность при обработке высоковязких эмульсий нефтей карбона и девона.

2. Технологические свойства

В результате использования реагента на скважинах отмечается снижение линейного давления и улучшение работы глубинно-насосного оборудования. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

Использование реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов.

Основные преимущества:

• эффективно снижает вязкость как эмульсионной продукции скважин, так и высоковязких безводных нефтей;
• одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей;
• улучшает качество подготовки нефти, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов;
• позволяет получить готовую нефть из промежуточных слоев и «некондиции» из амбаров.

Предлагаемые составы:

• растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
• система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);
• поставляется в двух формах: «летняя» и «морозоустойчивая».

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35Д» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта – 00С. Для зимней формы –300С.

Реагент «Сульфен-35Д» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л»

1. Общее описание

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» - предназначен для использования в технологии водоизоляции высокопроницаемых зон и гидрофобизации пластов. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

• растворимость в пресной воде и органических растворителях;
• сохранение подвижности при отрицательных температурах;
• не оказывает коррозионного воздействия на оборудование;
• отсутствие неприятного запаха и вредного воздействия на человека и окружающую среду;
• система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-Л»

Реагент «СД-Л»

Результаты лабораторного исследования Реагента-гидрофобизатора «СД-Л»

Свойства Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой.

Проведенные исследования показали, что Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» приводит к снижению проницаемости модели карбонатного и терригенного пласта для пластовой воды.

Рис.1 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №1 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

Рис.2 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №3 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

Проведено выявление условий образования гелей из Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в смеси с углеводородными растворителями и водным раствором гидроксида натрия (щелочи), который используется как раствор-сшиватель. Выявлена оптимальная концентрация Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в растворителе, которая составляет 20-30%. При контакте рабочего раствора Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» и щелочного раствора-сшивателя гель образуется практически мгновенно.

Реагент-термостабилизатор «СД-АПР»

1. Общее описание

Реагент «СД-АПР» - является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

2. Технологические свойства

Основные преимущества:

• обладает комплексом оптимальных смазывающих, вязкостных и коркообразующих характеристик, позволяет вести бурение на температурах более 2000С;
• позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта без замены бурового раствора;
• вскрытие пластов (склонных к образованию эмульсии в поровом пространстве) при концентрации Реагента «СД-АПР» в растворе около 5% позволяет минимизировать эмульгирование и добиться высоких параметров добычи;
• повышенная термостойкость компонентов реагента препятствует их деструкции в процессе бурения, что позволяет использовать исходный буровой раствор повторно;
• в необходимых случаях позволяет резко увеличить вязкость обычных глинистых буровых растворов путем добавки в количестве 1-2%.

Предлагаемые составы:

• растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
• смешивается с нефтями;
• сохраняют текучесть до температуры окружающей среды -300С.
• система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-АПР» – представляет собой негорючую жидкость без запаха. Реагент не обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Ввиду невозможности создания опасной концентрации, из-за низкой летучести, реагент не нуждается в гигиеническом регламентировании для воздуха рабочей зоны. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности.

Реагент «СД-АПР» производится согласно ТУ 2481–001–72650092–2005 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.003512.10.07

Анализ опытно-промышленных испытаний технологии приготовления и применения безглинистого бурового раствора на основе химреагента «СД-АПР»

Безглинистые буровые растворы (ББР) на основе химреагента «СД-АПР» разработаны для вскрытия продуктивных слабопроницаемых пластов с пониженными пластовыми давлениями на месторождениях и залежах с трудноизвлекаемыми запасами, а также для первичного вскрытия высокопроницаемых длительно разрабатываемых пластов, характеризующихся низким пластовым давлением. В качестве основы бурового раствора используется композиционный химреагент «СД-АПР» основными компонентами которого являются глицерин, полиглицерины и сложные эфиры. Глицерин и полиглицерины обеспечивают поглощение воды, что позволяет существенно уменьшить ее адсорбцию на глинистых частицах. Кроме того, «СД-АПР» проявляет высокую смазывающую способность, а также предотвращает образование газовых гидратов при газопроявлениях.

Технология приготовления и применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» предназначена для максимального сохранения первоначальных коллекторских свойств нефтяного пласта при первичном вскрытии его бурением для достижения высокого дебита при вводе скважин в эксплуатацию. Процесс приготовления ББР основан на смешении пресной воды или базового полимер-карбонатного бурового раствора и химреагента «СД-АПР» в количестве от 5-10% на объем готового бурового раствора. Применение каждого типа ББР на основе химреагента «СД-АПР» определяется геолого-физическими условиями и состоянием разработки залежи в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола скважины. ББР на основе химреагента «СД-АПР» обеспечивает безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде. Плотность ББР для вскрытия газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

ББР на основе химреагента «СД-АПР» рекомендуется применять для вскрытия продуктивных пластов при строительстве отдельной или группы скважин, бурящихся на залежах или месторождениях высоковязких или обычных нефтей, эксплуатируемых как с применением систем поддержания пластового давления, так и на естественном режиме. Процесс бурения может осуществляться на любой стадии разработки нефтяного месторождения с применением стандартных нефтепромысловых технических средств без дополнительных затрат на капитальное строительство и оборудование.

Применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает получение технологического эффекта по сравнению с базовой скважиной, вскрытие продуктивного горизонта которой проводилось обычным мультифазным буровым раствором (МФБР) на данной залежи, площади или месторождении нефти. МФБР представляет собой аэрированный глинистый буровой раствор с использованием нефти в количестве 10% в качестве смазывающей добавки.

Оценка успешности применения технологии производится на основании сравнения технологических режимов работы скважин, вскрытие пластов которых проводилось ББР на основе химреагента «СД-АПР» и МФБР. Анализировались данные по работе скважин за один месяц после освоения.

Испытания ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта были начаты 21 октября 2007 года на скважине № 3583 Дачного месторождения. За семь месяцев пробурено 6 скважин №№ 9726, 9732, 9734, 9735, 9734, 9767, Краснооктябрьского месторождения ОАО «Шешмаойл» и 5 скважин №№ 3578, 3583, 3649, 3650, 3662 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Вскрытие продуктивного пласта производили при режимах бурения аналогично с технологией МФБР, т.е. при подаче бурового насоса 25 л/с, что обеспечивало ламинарный поток движения промывочной жидкости в кольцевом пространстве со скоростью на уровне выше критической (0,5 м/с) минимально необходимой для выноса выбуренного шлама. В среднем скорость бурения с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» составила 6 м/ч, проходка на долото 250м (средняя скорость бурения на мультифазном буровом растворе (МФБР) составляет 3 м/ч). Вскрытие продуктивного пласта бурением с промывкой провели без осложнений, поглощений бурового раствора и газоводонефтепроялений не наблюдалось. Скорость инструмента при спускоподъемных операциях находилась в пределах, предусмотренных действующими инструкциями и ГТН, затяжек и посадок инструмента при этом не наблюдалось.

Предварительную оценку эффективности применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта Краснооктябрьского месторождения произвели на основании сопоставления дебитов скважин пробуренных на МФБР, расположенных на тех же кустовых площадках, эксплуатирующие общие горизонты и выбранных в качестве базовых.

Скважины №№ 9732, 9734 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на продуктивные отложения тульско-бобриковского горизонта нижнего карбона, скважина №9736 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 6,1 т/с, что в 5,9 раза превышает дебит по базовой 1,03 т/cyт.

Скважины № 9735, № 9743 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на отложения верейского и башкирского горизонта среднего карбона, скважина № 9742 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 3,9 т/сут, что почти в 2,5 раза превышает дебит по базовой 1,6 т/сут.

Анализируя данные приведенные в таблице (результаты освоения, дебит скважин по жидкости и нефти в процессе эксплуатации), следует что применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, сокращение сроков освоения скважин и вывода их на режим. Полученный технологический эффект подтверждается результатами эксплуатации скважин, где средний дебит скважины по нефти на Краснооктябрьском месторождении составил 7,7 т/сут, на Дачном 16,7 т/сут.

По скважинам №№ 9726, 3650, 3662 (находятся в освоении), № 9767 (кап. ремонт), №№ 3578, 3583 (нет базовых скважин) анализ применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» будет проведен позднее.

Скважины, вскрытые с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР»

Базовые скважины, вскрытые с применением МФБР

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка «КСД»

1. Общее описание

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД, представляет собой порошкообразную смазочную добавку для буровых растворов. Разработана специалистами ООО НПО «ТатХимПродукт» для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями (северные районы, морской шельф, поймы рек и т.д.).

Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают безопасность и скорость бурения.

КСД является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

2. Технологические свойства

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД:

• применяется во всех типах буровых растворов на водной основе, система вводится непосредственно в буровой раствор;
• обеспечивает высокий антисальниковый, противоприхватный эффект (продукт может быть использован как высокоэффективная "скорая помощь" при прихватах оборудования);
• высокоэффективна при подготовке к спуску обсадных колонн в конц.1% (соответствие СТО Газпром);
• не пенит, незначительно (на 15-20%) понижает фильтрацию;
• совместима со всеми химреагентами бурового раствора;
• порошкообразная товарная форма позволяет доставлять смазку в самые труднодоступные районы и применять в любое время года;
• экологически безопасна (биоразлагаемость 90-95%), не оказывает вредного воздействия на окружающую среду, тара (бумажный мешок с п/э вкладышем) легко утилизируется;

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

Удаление глинистой корки из необсаженного ствола скважины перед цементированием позволяет гарантировать качественное сцепление цементного кольца с породой ствола скважины и снизить вероятность появления заколонных перетоков.

Реагент-Разглинизатор:

• растворяется в пресной, технической и пластовой воде;
• система поставляется в виде концентрата (канистры), раствор готовится согласно инструкции 1:20, приготовленный рабочий раствор (1:20) химпродукта «Разглинизатор» не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования, осложнений при добыче нефти и не ухудшает ее товарных характеристик.

3. Сертификаты и нормативы

Реагент-Разглинизатор – негорючая жидкость, обладает общетоксическим действием, по степени воздействия на организм относится к мало опасным веществам 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, не обладает аллергенными свойствами, при попадании на кожные покровы вызывает сильное раздражение кожи и дыхательных путей, при хранении не выделяет вредных продуктов. Температура замерзания (потери подвижности) – минус 300С.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 производится по ТУ 2481-002-72650092-2010.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1:

• обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от кислотной коррозии;
• замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными породами до 8 раз;
• увеличивает глубину проникновения соляной кислоты в толще пласта;
• увеличивает приток нефти к призабойной зоне;
• улучшает вынос из пласта продуктов реакции соляной кислоты с карбонатными породами;
• уменьшает образование солевых остатков;
• препятствует образованию стойких эмульсий;
• не вступает в химическое взаимодействие с соляной кислотой.
• хорошо растворяется в водных и кислотных растворах.

Температурный диапазон применения от - 40 до +40°С.

Гарантийный срок хранения 1 год.

Норма расхода ТХП-1 к общей массе соляной кислоты составляет 2 - 4 масс. % .

ТХП-1 поставляется в металлических бочках по 200 кг.

Рис.1



Рис.2