Способы добычи нефти зависят от условий залегания и типа местности. Ископаемые могут разрабатываться не только на открытой равнинной местности, но и на континентальном шлейфе, и даже на глубинах мирового океана. Каждый тип добычи требует особого подхода, поэтому инженеры постоянно находятся в поисках лучших решений.
На начальном этапе в любой ситуации вначале проводятся геологические исследования, которые позволяют определить степень трудности ведения будущей разработки.
Процесс извлечения нефти различается методами разработки месторождений. На практике используются: первичные, вторичные и третичные методы извлечения.
Под первичными методами разработки месторождений подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения – это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. У нетрадиционной нефти бывает такой низкий коэффициент извлечения нефти именно потому, что её часто добывают только первичными методами.
Вторичные методы разработки месторождений предполагают закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить коэффициент извлечения нефти. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов, в среднем 30–40%.[11]
Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением – это стандартная технология.
Нефть из пласта поступает в скважину в первый период ее эксплуатации под действием гидродинамических сил самого пласта. По мере извлечения нефти в нефтеносный пласт закачивают воду или инертный газ. Это вызывает расходы по увеличению отдачи пласта, которые учитываются обособленно и влияют на формирование уровня издержек производства.
Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами.
Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр – все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.[14]
Из насосов наиболее распространены штанговые глубинные насосы, поверхностная часть которых выглядит как известные многим «качалки»; а также электроцентробежные насосы, которые с поверхности не выглядят никак. Большая часть нефти добывается с помощью электроцентробежных насосов.
Современные системы внутриотраслевой транспортировки скважин, которые осуществляются посредством трубопроводов, включают в себя напорную систему и самотечную. Напорная система подразумевает собственное давление на устье скважины, а самотечная осуществляется путем преодоления отметки устья над пометкой группового сборного пункта. В процессе разработки нефтяных месторождений, которые находятся на континентальных шельфах, происходит создание морских нефтяных промыслов.
Третичными методами разработки месторождений считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение коэффициент извлечения нефти после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.[8]
Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения – вторичного метода разработки.
Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.[8]
На месторождениях зачастую внедряется современная система утилизации попутного газа, которая позволит избежать «газовых факелов». Например, на Ванкоре планируется, что часть попутного газа (2500 млрд. кубометров ежегодно) планируется, что будет закачиваться обратно в пласт, для поддержания пластового давления при добыче нефти, а часть - использоваться на собственные нужды, в том числе и для работы уникальной автономной газотурбинной электростанции мощностью в 200 мегаВатт, которая даст стабильное энерго- и теплоснабжение всех объектов добычи, переработки, подготовки добытой нефти и жилых комплексов.
Производственный процесс добычи нефти и газа включает:
- добыча, на основе генерирования притока полезных ископаемых к забою и поступление их к устью скважины;
- транспортировку, хранение и подготовку нефти;
- сбор и утилизацию газа;
- передачу нефти и газа потребителям.
Добыча нефти на месторождениях осуществляется через скважины, которые перед этим нужно пробурить.
В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения выделяют различные типы расположения скважин (бурения):
- вертикальная;
- наклонно-направленная;
- горизонтальная.
Наиболее дорогостоящим является наклонно-горизонтальное бурение. Это технология бурения скважин, пространственное положение которых отклоняется от вертикальной линии по любому направлению, вплоть до полного горизонтального расположения. С помощью такой технологии становится возможным добыча нефти из труднодоступных мест, а также разработка сложных участков пород.[17]
Наиболее распространенным, универсальным является вертикальное бурение, которое включает в себя множество способов и видов бурения скважин самого разного назначения. «Вертикальное бурение» подразумевает направление скважины (вертикально), а способов осуществления вертикального бурения на сегодняшний момент существует множество. К наиболее распространенным механическим способам вертикального бурения относят:
- вращательный; - ударно-вращательный;
- ударный;
- роторный;
- турбинный;
- электрогидравлический и гидравлический способы.
Роторное бурение вертикальных скважин (наиболее популярное во всем мире) выбирают в тех случаях, когда скважина должна пролегать в толще пластичных глин, сланцах глинистых, в тех условиях, где требуются утяжеленные буровые растворы, а температура в забое достаточно высокая. Турбинное бурение, обладающее высокими скоростями вращения, актуально для прокладки скважин на сравнительно малых глубинах, а редукторные турбобуры позволяют производить бурение глубоких и сверхглубоких вертикальных скважин, при очень высоких значениях температур.
На текущий момент именно горизонтальное бурение является драйвером роста проходки в РФ. Большинство крупных игроков продолжили наращивать проходку в горизонтальном бурении. По итогам года проходка в горизонтальном бурении у компаний «Газпром нефть» и «Славнефть» превысила проходку в наклонно- направленном бурении. [16]
Рисунок 1 – Структура объема бурения при использовании горизонтальной технологии бурения предприятиями отрасли, млн м.
В таблице 1 систематизирована информация о динамике объема бурения по их типам технологии нефтедобычи предприятиями отрасли.
Таблица 1– Динамика объема бурения по типам технологии в отрасли, млн. м
| Типы бурения | Темп роста, % | Темп роста, % | |||
| Наклонно-направленная технология бурения, млн. м | 16,6 | 14,0 | 14,6 | -16 | +4 |
| Горизонтальное бурение, млн. м | 4,3 | 5,8 | 7,4 | +33 | +27 |
Как свидетельствуют представленные данные, рост проходки в наклонно- направленном бурении в 2016 году был не столь значительным в сравнении с горизонтальным, составив 4% по отношению к 2015 году. Большая часть роста объемов была обеспечена наращиванием бурения компанией «Роснефть» (на 32%), а также средними и малыми нефтедобывающими компаниями. В то же время «Лукойл» и «Газпром нефть» существенно сократили проходку в наклонно- направленном бурении. [12]
Под кустовым расположением скважин (бурением) понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.
Так же можно сказать про другие варианты технологических процессов, которые наиболее распространены, а именно ударное воздействие на горные породы - Этот способ используется тогда, когда приходится иметь дело с твердыми и каменистыми грунтами, которые невозможно разрабатывать иным способом. Оказывает сильное влияние на рельеф и наносит ощутимый урон живой природе. Возле населенных пунктов и в местах столкновения литосферных плит способ категорически запрещен к использованию.
И так же есть вращательный метод бурения является наиболее распространенным и самым безобидным среди всех. Он основывается на том, что длинное сверло (бур) из металлического сплава постепенно вкручивается в земную твердь, при этом выбрасывая весь пройденный грунт наружу. В результате такой работы получается аккуратная скважина нужной глубины.
При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно- монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства, в том числе дорог, линий электропередачи, водопроводов.
К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин.[14]
Специалисты отрасли считают, что дальнейшее применение традиционных технологий не только снижает конкурентоспособность отечественных нефтедобывающих компаний, но и создает угрозы снижения потенциала роста нефтедобычи. Таким образом, актуальным является развитие и внедрение новых технологий нефтедобычи, позволяющий решить следующие проблемы:
- существенное углубление переработки нефти на основе внедрения малоотходных технологических процессов производства высококачественных экологически чистых моторных топлив из тяжелых нефтяных остатков как наиболее эффективного средства сокращения ее расхода;
- дальнейшее повышение и оптимизация качества нефтепродуктов;
- дальнейшее повышение эффективности технологических процессов и нефтеперерабатывающего завода за счет технического перевооружения производств, совершенствования технологических схем, разработки и внедрения высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов;
- опережающее развитие производства сырьевой базы и продукции нефтехимии;
- освоение технологии и увеличение объема переработки газовых конденсатов, природных газов и других альтернативных источников углеводородного сырья и моторных топлив.[13]
Что касается сибирских месторождений, то конкурентным преимуществом месторождений Сибири является, что они сконцентрированы и могут разрабатываться одновременно. Вместе с тем пласты нефти в Красноярском крае находятся на глубине более 3-х км, а это дополнительные затраты ресурсов и энергии. В Западной же Сибири используются скважины глубиной около 2,5 км, что способствует снижению себестоимости добычи нефти.
В последние годы нефтяная промышленность Сибири характеризуется постепенным ухудшением сырьевой базы. Главными признаками ухудшения уровня ресурсного и технологического потенциала являются:
- сокращение запасов, ухудшение качества добываемого сырья;
- рост процента трудно извлекаемой нефти;
- рост физического износа оборудования.
Данные проблемы во многом вызваны технологическими причинами. Поэтому далее, в нашем исследовании попытаемся проанализировать технологические причины угрозы снижения потенциала роста нефтедобычи в регионах Сибири.
Существенной проблемой нефтедобычи в Сибири является обводненность отдельных скважин, составляющей 94 – 96% [13]. В условиях падения мировых цен на нефть использование существующих технических средств в старых месторождениях становится нерентабельным.
Перспектива технологического развития нефтедобычи в Сибири состоит в создании новых нефтедобывающих технологий, основанных на серьезных фундаментальных исследованиях. По мнению специалистов отрасли [30], перспективными технологиями нефтедобычи в Сибири являются:
- технология физико-химического воздействия на пласт – автоматизации спускоподъемных операций, предусматривающую закачку в пласт щелочи, поверхностно-активные вещества, полимеров и позволяющую добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе;
- технология «азотно-пенного гидроразрыва пласта»;
- технология бурение горизонтальных скважин с проведением по ним многозонного гидроразрыва пласта.
Также, по мнению специалистов, применение технологии автоматизации спускоподъемных операций может позволить не только стабилизировать добычу нефти в районах нефтедобычи Сибири, но и обеспечить рациональное использование недр. Технология «азотно-пенного гидроразрыва пласта» позволяет обеспечить рост дебитов по нефти на 10-15%.[30]
Перспективы использования данных технологий во многом определяется научно-производственным потенциалом российский производителей оборудования. В сфере добычи трудноизвлекаемых запасов нефти 80% используемого оборудования является российским. Наименее развиты технологии разведки и разработки месторождений на шельфе, а также горизонтального бурения, а также методы, основанные на воздействие на низкопроницаемыепласты.[18]
Проблемой для использования такой технологии, как гидроразрыв пласта, является отсутствие отечественного оборудования. Агрегаты для этого вида добычи производятся только в США. В нефтяной отрасли России с помощью технологии гидроразрыва пласта добывается примерно 25% российской нефти.
По мнению ряда специалистов нефтедобывающей промышленности, основными направлениями развития нефтедобывающей промышленности Сибири, определяющими состав проектов технологической модернизации предприятий являются:
- создание и освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;
- разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей;
- совершенствование существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;
- развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений. [18]
Также, по мнению специалистов отрасли, эффективная реализация проектов освоения новых технологий нефтедобычи в традиционных нефтедобывающих регионах, требует принятия государством специальных мер налогового и финансово-кредитного стимулирования, среди которых должны стать:
- введение ускоренной амортизации оборудования для нефтедобычи;
- ускоренного возврата НДС на отечественное инновационное оборудование для нефтедобычи;
- налоговые льготы по налог на добычу полезных ископаемых, льготы для выработанных месторождений;
- выдача госгарантий по кредитам, используемым для приобретения отечественного инновационного оборудования для нефтедобычи. [30]
Главной технологической тенденцией развития нефтегазовой отрасли в мире является] внедрение методов горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаруживаются большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Освоение новых методов нефтедобычи потенциально увеличит мировые извлекаемые запасы на 70%, за счет повышения коэффициента извлечения нефти с 40 до 55%. [3]
Активно совершенствуются технологии бурения, внедряются специальные методы гидроразрыва, воздействующие на пласты с целью повышения процента извлечения нефти из традиционных месторождений. Внедряются более безопасные и дешевые нефтяные платформы для освоения морских месторождений. [24]
Растет эффективность разработки сланцевых месторождений за счет технологического развития отрасли. В частности, прослеживается ряд тенденций [16]: переход на современное буровое оборудование, кустовое бурение скважин, совершенствование технологии закачивания скважин, концентрация на наиболее продуктивных участках формации и уплотнение сетки скважин. Данные изменения способствуют сокращению издержек на добычу сланцевой нефти и газа, росту конкурентоспособности предприятий.
Сравнительная оценка удельных затрат на добычу углеводородов, долл./б.н.э предприятий мировой нефтедобывающей отрасли представим на рисунке 2.
В течение многих лет ПАО «Роснефть» является лидером нефтяной отрасли по удельным затратам на добычу в расчете на баррель нефтяного эквивалента.
Рисунок 2 – Удельные затраты на добычу углеводородов крупнейших предприятий отрасли, долл./б.н.э.
Товарный знак ПАО «Роснефть» является одним из самых узнаваемых на рынке нефтепродуктов в регионах деятельности Компании и ассоциируется у потребителей с высоким уровнем качества топлива, продаваемого на АЗС, что критично для поддержания конкурентоспособности.
С фирмами, составляющими стратегическую группу для ПАО «НК «Роснефть» проведен анализ и дана экспертная оценка по факторам конкурентоспособности.
Группы факторов следующие: организация и управление, маркетинг (сбыт и логистика), финансы, производство (геологоразведка, добыча, переработка), технологии (технологии добычи и переработки). На основе экспертного опроса, основываясь на данных, полученных о каждой компании, проведем оценку по рейтингу каждый фактор. Так, рейтинг 5 присваивается предприятию в случае высокой степени качества, присущего фактору. Далее рейтинг экспертов перемножается на удельный вес каждого фактора и получается оценка по фактору для предприятия. [11]
Далее все оценки суммируются, и в итоге можно определить взвешенную оценку конкурентоспособности конкретного предприятия.
Результаты позиционирования основных конкурентовПАО «НК «Роснефть»указывают, что PetroChina является наиболее сильным конкурентом по параметру «средний коэффициент возмещения запасов» (100%), далее следует ExxonMobil (80%). По параметру «удельные затраты на добычу углеводородов», ближайшим конкурентом является компания BP (10,3 $/б.н.э), далее следует компания PetroChina (13,8 $/б.н.э).[31]