Модернизация технологических режимов нефтегазового комплекса Западной Сибири

Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс является одним из крупнейших в мире и самый большой в Российской Федерации регион по добыче нефти и газа. Данные обстоятельства обуславливают тот факт, что Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс является на протяжении практически полувека главной сырьевой базой энергетики, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России и важнейшим поставщиком продукции для экспорта (нефть и газ) в страны Западной Европы (см. табл. 1).

Таблица 1 Суммарные запасы нефти и газа на территории России, % [1]

Регион	Сумма углеводородов	Нефть	Газ		Конденсат
			Свободный	Растворенный
Суша	73,9	87,6	67,9	84,3	77,6
Россия, всего	100	100	100	100	100
Шельф	26,2	12,5	33,4	15,9	21,8
Западная Сибирь	44,7	54,7	42,1	53,8	42,0
Европейская часть России	12,3	19,8	6,5	18,2	16,9
Дальний Восток	4,2	2,8	3,9	3,4	4,6
Восточная Сибирь	12,6	10,2	14,1	8,7	14,7
Доля Сибири и Дальнего Востока (с учетом шельфа), %	88,1	79,4	92,2	80,9	82,6

Реализация нефти и газа, добываемого на Западной Сибири составляет доминирующий источник формирования бюджета Российской Федерации и формирует ключевые валютные поступления в страну.

Крупнейшие российские вертикально-интегрированные нефтегазовые компании, работающие на Западной Сибири в 2014-2019 гг., заметно нарастили экспорт нефти за счет оптимизации объемов переработки: «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть» поставили на экспорт 195 млн. т. (75% всего экспорта) (см. рис.

Роснефть

Лукойл

Газпромнефть

2014   2017   2019

2014   2017   2019

2014   2017   2019

■ Страны не-ЕАЭС ■ Страны ЕАЭС

Рис. 1 Экспорт нефти крупнейшими компаниями Западной Сибири (млн. т.) [2]

В тоже время, несмотря на все достижения и позитивные моменты необходимо отметить, что в последние годы издержки нефтегазовых компаний растут быстрее рентабельности, капитальные затраты увеличиваются в среднем на 20% в год. Старые месторождения, которые эксплуатируются еще со времен СССР в значительной степени выработаны и обводнены, что предполагает необходимость открытия новых скважин и соответственно существенных инвестиций в их разработку. На рис. 2 представлены актуальные и прогнозные значения капиталовложений в нефтедобычу.

■ Нефтесервис

■ Добыча

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Рис. 2 Капиталовложения в нефтедобычу, млрд. руб. [3]

Указанные обстоятельства в свою очередь обостряют проблему модернизации и внедрения инноваций в технологические режимы работы добывающих компаний. В результате особую актуальность на сегодняшний день приобретают вопросы построения целостной системы обеспечения опережающего инновационного развития и технологического оснащения нефтегазового комплекса Западной Сибири.

Мировой опыт убеждает в необходимости разработки эффективного организационно-экономического механизма, который способствовал бы инновационной политике в нефтедобывающем и нефтеперерабатывающем комплексе. Путем внедрения инновационных технологий, современных технологических процессов возможно увеличить глубину переработки нефти отечественных заводов и улучшить качество получаемых нефтепродуктов.

Таким образом, актуальность темы данной статьи не вызывает сомнений, а приведенные факты подтверждают ее научно-практическую значимость.

Проблемам развития топливно-энергетического комплекса России и его секторов сегодня уделяется большое внимание со стороны отечественных ученых-исследователей, таких как: Брехунцов А.М., Нестеров И.И., Нечипорук Л.А., Тимурзиев А.И., Карлусов В.В., Ярков Д.А. и др.

Основные тенденции развития нефтегазового комплекса Западной Сибири в контексте современных экономических процессов детально анализируются в работах Филимоновой И.В., Эдера Л.В., Немова В.Ю., Проворной И.В., Казаненкова В.А., Олейника Е.В., Оксенойда Е.Е. и др.

Обзору и изучению технологических достижений, перспективных инновационных решений для нефтегазовой отрасли посвящены труды известных западных исследователей: Ribeiro, Cássio G., Boul, Peter J., Emma Chiavaro, Junchen, Li; Xiucheng, Dong; Höök, Mikael; Jian, Gao; Shiqun, Li.

С проблемой повышения объемов нефтеизвлечения из пластов, совершенствованием процессов нефтепереработки, технико-технологической модернизацией геологоразведочных работ уже несколько десятилетий сталкиваются нефтяные компании во всех регионах мира. Однако разные периоды разработки месторождений характеризуются различными подходами к решению задач оптимизации и представлениями об целесообразности и сфере применения методов, а также конкретных технологий повышения эффективности работы нефтегазовых комплексов.

Принимая во внимание вышеизложенное, цель статьи заключается в изучении на основе передового международного опыта особенностей и перспектив модернизации технологических режимов нефтегазового комплекса Западной Сибири.

Итак, представляется, что главная задача модернизации технологических режимов нефтегазового комплекса Западной Сибири заключается в использовании передовых технологий по интенсификации нефтегазодобычи и повышению объемов извлечения углеводородов из глубоких скважин; развитии системы глубокой переработки нефти; внедрении в производство структурных геологогеофизических моделей; расширении удельного веса поставок как внутренним, так и международным потребителем продукции, которая имеет высокую добавленную стоимость; разработке глобальной системы нефтегазообеспечения, которая будет контролироваться правительством России и бизнесом; создании диверсифицированной коммерчески и технологически эффективной системы экспортных поставок.

Очевидно, что в рамках одной статьи рассмотреть все направления не представляется возможным, поэтому остановимся более детально на первых двух.

В мировой практике для добычи полезных углеводородов из высоких глубин используется два подхода к модернизации нефтяных скважин с целью улучшения нефтедобычи: Enhanced Oil Recovery (EOR) и Improved Ойл Recovery (IOR) . Первый подход включает в себя методы, которые основаны на применении вытеснительных агентов, отличающихся от воды (газовые, тепловые, микробиологические и химические методы); второй подход базируется на технологиях воздействия на скважину и прочих методах, которые приводят к интенсификации добычи нефти и косвенно к росту нефтеизвлечения.

Методы повышения нефтеизвлечения (методы первой группы) представляют собой комплекс принципиальных технологических решений, направленных на улучшение выработки запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. Особенностью этих методов является необходимость проведения крупных научно-исследовательских работ в каждом конкретном случае, а также их высокая стоимость, повышенный технологический и экономический риск [4].

Ко второй группе, включающей гидродинамические методы роста нефтеизвлечения из пластов, входят способы и технологии, которые успешно апробированы современной наукой и практикой, и предполагают использование типовых задач и решений на основе разработанных программно-имитационных моделей.

Так, данные с месторождения Alpine (США) свидетельствуют о том, за счет использования гидродинамических методов в 2019 г. средняя эффективность добычи нефти возросла более чем вдвое. Именно поэтому нефтегазодобывающие компании, работающие на этом месторождении, начиная с 2019 года увеличили объемы внедрения высокоэффективных методов воздействия на пласт.

На рис. 3 представлена эффективность методов повышения нефтеизвлечения на примере ConocoPhillips, которая ведет добычу на месторождении Alpine.

Срезка двух стволов

Прочие методы

Горизонтальные скважины

• 2019

- -2018

Обработка привибрационной зоны

Гидроразрыв пласта

Физико-химические методы

Рис. 3 Эффективность методов повышения нефтеизвлечения, используемых ConocoPhillips на месторождении Alpine (тыс. т.) [5]

Как свидетельствует рис. 3 наиболее эффективными из методов повышения нефтеизвлечения в 2018-2019 гг. были: срезка боковых стволов (4,89-5,29 тыс. т), бурение горизонтальных скважин (4,32-7,84 тыс. т.), ГРП (3,05 тыс. т).

Особое значение в комплексе технологий, которые позволят повысить эффективность нефтегазового комплекса Западной Сибири в контексте роста нефтеотдачи, по мнению автора, имеют потоко-регулирующие технологии, которые реализуются путем проведения обработок нагнетательных скважин различными химическими композициями. На сегодня день в результате внедрения потоко-регулирующих технологий в мире ежегодно добывается около 15-20 млн. тонн нефти [6].

В России данные технологии также постепенно находят свое применение и в таблице 2 представлены среднестатистические показатели, отражающие результаты их использования на некоторых нефтяных месторождениях.

Таблица 2 Среднестатистическая характеристика результатов применения потоко- регулирующих технологий на месторождениях РФ [7]

Успешность работ, %	Дополнительная добыча нефти на одну операцию, тыс. т.	Средний прирост дебита нефти на одну скважину, т/сут.	Продолжительность эффекта, суток	Средний прирост отборов нефти на одну скважину-операцию, т/мес.
69-86	0,6-5,7	0,3-3,0	650	60-230

В настоящее время ПАО «ЛУКОЙЛ» проводит большую работу по внедрению современных технологий повышения изъятия углеводородов на месторождениях Западной Сибири, а также использует технологические инновации, позволяющие интенсифицировать работу скважин, что дает возможность компании ежегодно наращивать объемы дополнительно добытой нефти.

Как уже отмечалось ранее значительный потенциал и перспективы для модернизации технологических режимов нефтегазового комплекса Западной Сибири заложены в передовых инновациях, позволяющих наращивать глубину переработки нефти.

Разница в технологической структуре отечественных заводов по нефтепереработке и предприятий США и Западной Европы определяет заметную разницу в глубине переработки нефти. Как известно, этот показатель характеризуется как технологическими, так и экономическими факторами. В США глубина переработки нефти находится на отметке 96%, в европейских странах составляет 83 - 88%, в России - 71% [8].

Повысить уровень нефтепереработки в России, в целом, и на предприятиях Западной Сибири, в частности, позволит использование современных технологических процессов, в частности построение установок изомеризации, которые дают возможность получения высокооктановых бензинов, а также установок висбрекинга, благодаря которым в значительной степени увеличивается глубина переработки нефти. Кроме того, в рамках действующих предприятий целесообразно установки термического крекинга реконструировать в установки висбрекинга гудрона и вместо технологически устаревших процессов коксования в кубах построить современные установки замедленного коксования.

С целью производства достаточных объемов высокооктановых бензинов А-95 и А-98 представляется рациональным построить установки изомеризации типа АИ-1508 и установки получения етилтрет-бутилового эфира (ТБЕ). Бензин-изомеризат и ТБЕ как низкокипящие компоненты имеют высокие октановые числа и являются ценными составляющими высокооктановых бензинов. Также отдельный акцент необходимо сделать на том, что значительными возможностями в технологической модернизации нефтегазового комплекса Западной Сибири располагает процесс регенерации отработанных масел, который имеет, кроме экономического, еще и важное экологическое значение.

В таблице 3 представлена сравнительная характеристика эффективности различных технологических процессов в нефтяной отрасли.

Таблица 3 Эффективности переработки нефти с использованием разных технологий в некоторых странах мира, % [8]

Процессы	Мир в целом	США	Западная Европа	Россия	Украина
Каталитический крекинг	16,9	33,2	14	9,5	7,2
Каталитический риформинг	13,3	20,5	15,5	9,3	10,1
Гидрокрекинг	5,5	8,8	3,2	0,6	-
Гидроочистка	50,8	78,2	-	-	15,0
Коксование	5,1	13,7	2,1	0,9	1,8
Алкилирование и изомеризация	4,3	10,9	1,6	0,4	0,5

С экономической точки зрения любые мероприятия по модернизации технологических режимов нефтегазового комплекса Западной Сибири требуют проведения предварительных расчетов, оценки эффективности, определения технологической результативности внедряемых новшеств и инноваций.

В данном контексте предлагаем использовать следующую универсальную модель:

E = (Z-Y2yH‘-(Z-Щ • H[ где Z - средневзвешенная биржевая цена единицы продукции (без НДС и ренты), денежные единицы;

H  - товарная добыча продукции до внедрения новых технологий, натуральные единицы;

• H 2 - товарная добыча продукции после внедрения новых технологий, натуральные единицы;

• Y 1 - себестоимость единицы товарного объема продукции до использования модернизированного оборудования, денежные единицы;

• Y ₂   - себестоимость единицы товарного объема продукции после

использования модернизированного оборудования, денежные единицы.

Таким образом, подводя итоги, отметим, что на сегодняшний день существует широкий спектр разных технических решений и инновационных разработок,   позволяющих модернизировать технологические режимы нефтегазового комплекса. Каждое мероприятие по модернизации и совершенствованию производственных процессов на месторождениях Западной Сибири перед внедрением и использованием должно проходить прогностическую оценку эффективности и технологической результативности.