Как добывают тяжелую нефть

Ш CHOPS (Cold heavy oil production with sand).

Холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком. В скважину вместе с нефтью поступает песок для повышения производительности.

Ш VAPEX (Vapour extraction process) Добыча посредством газообразных растворителей Закачка газообразных растворителей в пласт обеспечивает снижение вязкости нефти, которая в результате стекает под действием гравитации. Может быть использован для добычи битумов в зонах, признанных слишком тонкими для обычной термальной добычи. SAGD (Steam-assisted gravity drainage) Парогравитационный дренаж Метод термальной обработки на месте залегания. Данный метод требует наличия двух горизонтальных скважин, в одну из которых непрерывно закачивается пар. Битумы разжижаются, стекают в скважину, расположенную ниже, и выкачиваются на поверхность.

Ш CSS (Cyclic steam stimulation) Циклическая паростимуляция Метод термальной обработки на месте залегания.

В течение определенного промежутка времени пар под высоким давлением закачивается в скважину. Далее следует период «выдерживания при повышенной температуре», по окончании которого осуществляется добыча нефти до тех пор, пока нефть не иссякнет. Далее процесс повторяется.

• Ш ICP (In situ conversion) Конверсия на месте залегания
• Ш IUP (In situ upgrading process) Обогащение на месте залегания

Две последние технологии являются экспериментальными методами термальной обработки на месте залегания. Изучение и разработку этих методов осуществляет концерн «Шелл». Данные методы предусматривают постепенный прогрев породы в течение нескольких месяцев. Метод IUP обеспечивает преобразование тяжелой, вязкой нефти в более легкие углеводородные фракции. Метод ICP обеспечивает преобразование керогена в более легкие углеводороды.

В перспективах развития добычи углеводородов из нетрадиционных источников в России.

Более половины открытых нефтяных месторождений содержат запасы трудноизвлекаемой нефти либо по качеству сырья, либо по условиям. Россия обладает одними из крупнейших запасов нетрадиционных источников углеводородного сырья и в долгосрочной перспективе будет играть важную роль в этой области. Мы считаемся третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13, 4 млрд. тонн, а природных битумов-33, 4 млрд. тонн. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6, 3 млрд. тонн, при этом 71, 4% от общего объема залежей «трудных» углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах.

Суммарная доля трудноизвлекаемых нефтей в текущих разведанных запасах России к настоящее моменту превысила 60% (в ХМАО — 67%). Тенденция увеличения доли трудноизвлекаемой нефти в ее запасах будет расти и в будущем. Оставшееся количество пригодных для рентабельной в современных условиях отработки промышленных запасов нефти может обеспечить ее добычу, в лучшем случае, до 2015 г.

Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самый оптимальный способ ее использования — это переработка в нефтепродукты вблизи места добычи, поскольку закачка тяжелых углеводородов в трубопровод портит общее качество нефти, которая по нему транспортируется. Именно благодаря попадающей в экспортную трубу тяжелой нефти Татарии российский экспортный микс Urals торгуется с дисконтом по сравнению с биржевым эталоном Brent. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для ее переработки.

До последнего времени российские нефтяные компании не использовали на своих НПЗ современных технологий работы с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. По данным Института проблем нефти и газа РАН, большинство российских нефтеперерабатывающих заводов строилось еще в конце XIX — начале XX веков под переработку легких или смешанных сортов нефти и использует ректификационные процессы. То есть поступающая на НПЗ нефть посредством атмосферной перегонки разделяется в ректификационных колоннах на различные фракции:

ь прямогонный бензин, ь керосин, ь дизтопливо, ь газойль;

ь тяжелые остатки: мазут и битум.

Аналитики также утверждают, что на сегодня на российских заводах нет технологий переработки тяжелой нефти, и они рассчитаны только на смешение с легкой нефтью или легкими дистиллятами.

Основная масса российских НПЗ не имеет в своем составе нужных технологий и глубина переработки нефти на этих заводах невелика — в среднем 50−60%, тогда как средняя глубина переработки передовых НПЗ за рубежом составляет 80−90% (при работе на легкой и средней нефти).

Татария стала передовиком технологического прогресса, с одной стороны, потому, что активные запасы — Ромашкинское месторождение, например, — здесь практически истощены и совсем скоро единственным источником нефти для этого региона останутся битумы. А с другой стороны, потому, что республике удалось добиться налоговых льгот для месторождений с высоковязкой нефтью.

Скорее всего, большая часть технологий, которые будут использованы российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом. В тоже время российские институты, разработавшие различные новшества для переработки тяжелых углеводородов, пока не могут найти инвесторов для строительства промышленных установок. Различные технологии по переработке тяжелой нефти разработаны в Институте неорганической химии СО РАН, Институте нефтеперерабатывающей промышленности и в Институте атомных реакторов (ФГУП ГНЦ НИИАР).

30 сентября в Торгово-промышленной палате РФ состоялся Международный форум «Нетрадиционные углеводороды: международный опыт и перспективы для России». С приветственным словом к участникам форума обратился статс-секретарь — заместитель Министра энергетики РФ Ю. П. Сентюрин.

В своем докладе «Нетрадиционные углеводороды — международный опыт и перспективы для России» заместитель Министра энергетики РФ отметил, что разработка нетрадиционных углеводородов становится новым важным направлением развития мировой энергетики. Так, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), производство нетрадиционного газа в 2010 г. составило 485 млрд. куб. м, или около 15% мировой добычи. Нетрадиционная нефть обеспечивает почти 3% мировой добычи, а это 2,3 млн. барр./день, что превышает нефтедобычу такой страны, как Норвегия.

На сегодняшний день, по мнению Ю. П. Сентюрина, нетрадиционные углеводороды можно назвать мировым «резервным фондом» нефти и газа. Они, отмечается в докладе, могут на равных конкурировать с традиционными углеводородами и за счет этого самостоятельно оказывать серьезное влияние на развитие мировой энергетики.

Вместе с тем, как подчеркнул заместитель Министра энергетики РФ, энтузиазм относительно разработки нетрадиционных углеводородов в некоторых случаях представляется чрезмерным. Более того, сообщения об обнаружении новых источников могут использоваться как инструмент давления на страны, экспортирующие углеводороды, с целью ослабления их переговорной позиции.

В связи с этим особую важность в этой новой для мировой энергетики области приобретают информационный обмен и совместный анализ. Наличие площадок для обсуждения и информирование профессионального сообщества о результатах их работы позволят снизить неопределённость для различных участников рынка, что в конечном итоге приведёт к максимально эффективным решениям для отрасли в целом.

Энергетическая стратегия России до 2030 г. устанавливает разработку нетрадиционных запасов и в нефтяном, и в газовом секторе в качестве одного из приоритетных направлений научно-технического развития. Документ предусматривается увеличение доли нетрадиционного газа в российской газодобыче до 15% к 2030 г.