Тема 23. Современные проблемы, методы их решения и перспективы развития нефтегазовой отрасли

В настоящее время суммарные мощности российских НПЗ оцениваются в 300 млн т в год. Их средняя загрузка сырьем осуществляется примерно на 55–60 % мощности.

В 1998 г. 25 российских НПЗ переработали 149,7 млн т нефти, было загружено всего 57,37 % мощностей. Уменьшением объемов первичной переработки нефти является сокращение её постановок на НПЗ на 8–10 %.

Хотя общие объемы падают, но технология производства не стоит на месте. Так, с 1998 г. увеличилось производство более качественных и экологически чистых видов топлива. За 1998 год выработано 2 млн т экологически чистого автомобильного топлива и 4,1 млн т малосернистого дизельного топлива. За 1998 г. и индустриальных масел, зимнего дизельного топлива: сократилось производство флотского мазута, авиционного бензина, автомобильных масел.

Итак, основная тенденция последних 10 лет в российской нефтяной отрасли сводится к снижению объемов добычи нефти и её поставок на отечественные НПЗ. К тому же добыча нефти не компенсируется приростом запасов. Из-за снижения оборотных средств у нефтяных компаний сократился объем геологоразведочных работ, значительно уменьшились показатели в бурении. Кроме того, негативно сказывается моральное старение технического уровня отрасли, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин, систем нефтегазосбора и магистральных нефтепроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования. Все это ведет к неоправданному снижению числа рентабельных скважин.

Технология, применяемая в России, основанная как правило на равномерном отводе нефти, позволяет взять на месторождениях, например, Западной Сибири всего около трети запасов нефти. При интенсивной добыче эта доля падает как минимум до 27–28 %.

Были случаи, когда месторождение исчерпалось после добычи всего 9–10 % нефти, содержащейся в пластах. Интенсивная эксплуатация осуществлялась, например, на Самотлоре, где быстро был достигнут максимум в 130 млн тонн в год, а затем резко шло падение добычи. Огромные запасы нефти там невозвратно потеряны.

Уже извлекли 41 % нефти, содержащейся в недрах страны. В Западной Сибири выкачали 30 %. Причем нефть взята из лучших месторождений, требующих минимум затрат при добыче. На основных месторождениях нефти осталось не так много.

Показатель средней выработанности месторождений доходит до 75 %. Хорошо известно, что в мире существует иной подход, где темпы выработки запасов нефти существенно ниже, что продлевает срок эксплуатации месторождений.

В Тюменской области в разработку уже вовлечено 77 % от общего объема текущих запасов нефти, а они составляют 2/3 всей добычи нефти в стране.

Для сравнения: в 1980 г. в Тюменской области было добыто 368,8 млн тонн, в США – 365 млн т, в Саудовской Аравии – 322,5 млн т. По количеству разведанных запасов нефти наша страна пока уступает Саудовской Аравии.

Только Самотлор дал с начала эксплуатации около 2 млрд т нефти. Это не менее 300 млрд долларов. Иначе: на каждого жителя нашей станы только нефтяники Самотлора добыли нефти на 1000 долларов.

Современный этап развития нефтяной промышленности России характеризуется значительным измерением структуры запасов нефти, снижением объема их текущего прироста, а также существенным ухудшением качества вновь открываемых месторождений.

Для увеличения нефтеотдачи и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти требуется создание, испытание и широкое применение новейших технологий воздействия на пласты: это технологии гидродинамических методов воздействия на пласты, направленные на повышения эффективности заводнения – основного метода разработки месторождений в России; это освоение комплексных технологий, которые обеспечат постоянный контроль за выработкой запасов нефти в объеме пласта.

Процесс контроля и управления разработкой месторождений основывается на построении геолого-технологических моделей на электронно-вычислительной технике. Следующее направление в совершенствовании технологией нефтеизвлечения – это увеличение объема дренирования пласта путем использования горизонтальных и многозабойных скважин и гидроразрыва. Горизонтальные и многозабойные скважины позволят увеличить текущие дебиты скважин в 2–10 и более раз, сократить количество необходимых скважин на месторождении.

Преимущество гидроразрыва пласта проявляется тогда, когда корректируется очередность бурения скважин и их размещение.

Следующее направление – применение новых технологий воздействия на пласты. Особое значение имеют третичные (тепловые, газовые и химические) методы увеличения нефтеотдачи.

По уровню добычи нефти за счет применения перечисленных методов Россия занимает 3 место в мире (после США и Канады). Добыча нефти составляет 9 млн т/год. Из них химические методы обеспечивают 75 % объема, тепловые – 20 %, газовые – 5 %. Химические методы, например, требуют больших капиталовложений и дефицитных реагентов. Поэтому развитие начали получать более простые, хотя и менее «мощные» методы. Так, в Западной Сибири применяется технология системного воздействия на пласт – это обработка скважины в определенной последовательности. Нефтеотдача пласта увеличивается на 2–5 %. Современные требования – повышать степень нефтеизвлечения не менее чем на 8–10 %. Это возможно только в условиях существенной заинтересованности нефтедобывающих предприятий в испытании и использовании новых технологий. В США уже с середины 70-х годов в этих целях был принят ряд специальных ценовых и налоговых льгот для таких предприятий.