Химические методы увеличения нефтеотдачи в России: чего не хватает для рывка?
Методы увеличения нефтеотдачи ― одна из горячих тем для обсуждения в последние годы. Один из самых перспективных подходов заключается в применении различной химии. И популярность ХМУН будет только расти с повышением доли трудноизвлекаемых запасов в структуре добычи нефтяных компаний.
Чтобы выполнить задачи, поставленные в «Энергостратегии‑2050», нужно уже сейчас активизировать работу по внедрению новых реагентов, в том числе для осложнённых условий. В какой продукции нуждаются российские недропользователи? И с какими сложностями сталкиваются сервисные компании? Ответы на эти вопросы мы узнали у экспертов отрасли.
Отрасль на пороге перемен
Начнём с того, что химию в отрасли используют давно, в том числе и российские компании. Несмотря на санкции, крупные российские заказчики на данный момент в целом удовлетворены тем, как выполняются их запросы.
«Ассортимент подобной продукции многогранен, приобретаем сотни наименований и работаем порядка со 160 компаниями-производителями. Рынок зрелый, и мы ранее успешно справлялись и сейчас справляемся с классическими осложнениями», ― рассказала участникам Промышленно-энергетического форума TNF руководитель проекта ООО «Газпромнефть НТЦ» Аниса Кунакова.
«В целом мы живём в достаточно сбалансированной модели с точки зрения тех задач, которые решает химия в наших процессах. Все эти сегменты структурированы, есть устоявшиеся игроки, и вроде бы проблемы неплохо решаются», ― добавил заместитель начальника департамента по технологическому развитию разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» Алексей Вашкевич.
Однако подобное благостное положение дел, похоже, подходит к своему концу и сохранится ещё недолго. Время «лёгкой» нефти быстро завершается, и для добывающих компаний начинается новый этап развития. Появилось очень много новых объектов, которые требуют абсолютно другого подхода.
«Классические решения, которые имеются на рынке, к сожалению, не в полной мере работают. Например, в Восточной Сибири минерализация нефти доходит до 300 грамм на литр с высокой концентрацией хлористых солей. Мы сталкиваемся с тем, что не можем качественно подготовить нефть без использования импортных деэмульгаторов», ― отметила Аниса Кунакова.
Что с импортозамещением?
Всё это значит, что нужно разрабатывать новые продукты. При этом, даже если санкции отменят, нет никакой гарантии, что нужные реагенты получится купить за рубежом. В России достаточно месторождений с уникальными условиями, для которых у западных компаний нет готовых решений. Поэтому справляться нужно своими силами, подчеркнул директор Технологического парка «Малотоннажные химические технологии» КФУ Михаил Варфоломеев.
Здесь есть позитивные подвижки. По словам научного сотрудника НИЛ «Генерация, хранение и транспортировка водорода и энергоносителей с низким углеродным следом» КФУ Амина Аль-Мунтасера, можно говорить о заметном прогрессе в локализации химических материалов и реагентов отрасли, особенно в сегментах базовых и массовых продуктов. Тем не менее определённая зависимость от поставок из-за рубежа по-прежнему имеет место.
«Российские производители уверенно закрывают потребности по ряду ингибиторов, деэмульгаторов, ПАВ и технологических добавок, применяемых при добыче и подготовке нефти. В то же время сохраняется зависимость от импорта в более технологически сложных и „тонких” сегментах.
Речь идёт прежде всего о высокоэффективных функциональных добавках, специализированных катализаторах, отдельных типах полимеров, а также о некоторых видах сырьевых компонентов и прекурсоров, требующих глубокой химической переработки и стабильного качества. Здесь вопрос стоит не только в объёмах, но и в воспроизводимости свойств, что критично для промысловых условий», ― объяснил г-н Аль-Мунтасер.
О своём опыте работы в Заполярье участникам Промышленно-энергетического форума TNF рассказал генеральный директор АО «СНПХ» Ильдар Гамилов.
«То, что делается в пробирке в лабораторных условиях, не всегда даёт эффект. У заказчика должно быть терпение, потому что для результата нужно время. При этом есть импорт. Мы понимаем, что у российского реагента будут чуть выше дозировки, и это может быть дороже. Например, Китай делает полиэфир на 10–15, а иногда и на 30% дешевле с тем же качеством, а, может, даже лучше. Готовы ли заказчики где‑то закрыть глаза на первое время?
Только так можно победить, я считаю. Пусть это будет дороже и, возможно, чуть менее эффективно, но мы сделаем это сами. И когда процесс уже запустится, то улучшать всегда проще, чем пытаться зайти на рынок. Это, к сожалению, не дают сделать. Сразу требуют результат, как у компаний, которые нарабатывали компетенции десятилетиями», ― объяснил г-н Гамилов.
Однако заказчики пока не готовы полностью отказываться от поставок из дружественных стран.
«Напрямую конкурировать с Китаем будет сложно, лучше строить модели по принципу разделения комплексной ответственности. В случае если прижмёт, мы найдём, как переключиться, есть резервные решения. Почему бы не продолжать использовать дешёвую продукцию из Китая? Здесь нет принципиального блока», ― отметил Алексей Вашкевич.
Предприятия готовятся к росту объёмов производства
Все эксперты сходятся во мнении, что потребление реагентов в ближайшие годы будет расти. Поэтому отечественным производителями нужно думать не только о выводе на рынок новых продуктов, но и о наращивании объёмов производства.
«Даже на данный момент, чтобы добыть и транспортировать одну тонну нефти, нужно около одного килограмма химии. И уже сейчас потребность составляет сотни тыс. тонн в год. Вовлечение ТРИЗ удвоит эти цифры, вплоть до миллиона тонн различной малотоннажной химии», ― отметил Михаил Варфоломеев.
Понимают это и сами нефтяные компании.
«Если мы посмотрим на недавно утверждённую «Энергостратегию», то к 2050 году треть всей добычи будет идти за счёт ХМУН и газовых методов. Благодаря этому планируем получить дополнительный КИН 10–15%. По разным оценкам, дополнительный объём использования химии к 2040 году составит 0,5–1 млн тонн», ― сказал Алексей Вашкевич.
Насколько российские производители готовы ответить на этот вызов? По словам Амина Аль-Мунтасера, за последние годы в стране сформировалась достаточно устойчивая научно-производственная база. Многие предприятия уже готовы увеличивать объёмы выпуска, однако скорость этого процесса напрямую зависит от нескольких факторов.
«Во-первых, это наличие долгосрочного спроса со стороны нефтяных компаний и понятных требований к продукту. Во-вторых, доступ к сырьевой базе и оборудованию для масштабирования от лабораторного и пилотного уровня к промышленному. В-третьих, важную роль играет кооперация с научными центрами и университетами, позволяющая быстрее адаптировать разработки к реальным промысловым условиям.
Если говорить шире, рост применения ХМУН ― это вопрос не только производства, но и доверия к новым решениям, подтверждённого результатами опытно-промышленных испытаний», ― заключил г-н Аль-Мунтасер.
Оптимизм внушает и тот факт, что производством реагентов для ХМУН заинтересовались крупные корпорации.
«Заходим на этот рынок. Сейчас ищем партнёров, которые уже на нём присутствуют. Готовы вкладываться в эти компании и развивать их. Есть несколько вариантов сотрудничества.
Первый, когда СИБУР является владельцем продукта. Партнёр здесь выступает как производственная площадка. Потому что производить малотоннажную химию на наших больших заводах можно, но это будет критически долго.
Второй вариант ― СИБУР выступает поставщиком сырья и поддерживает
НИОКР. Мы понимаем, что если у компании линейка настроена на поставки из Китая, то перенастраивать на нашу продукцию за свой счёт не все готовы. Ещё один блок ― GR-поддержка, диалог с Минфином. Объясняем тот мультипликативный эффект, который мы рассчитываем получить.
Я думаю, что этот буферный период мы преодолеем. Призываю участников рынка не бояться наших размеров, мы готовы к диалогу. Кооперация важна, даже такие большие компании, как СИБУР и „Газпром нефть”, поодиночке не решат эту задачу, а совместно это вполне реально», ― обратилась к участникам Промышленно-энергетического форума TNF руководитель по отраслевым решениям ПАО «Сибур» Екатерина Шатулаева.
Когда скорость имеет значение
Как всегда, времени на раскачку нет. Однако сейчас на разработку новых продуктов уходит порой по несколько лет.
«Ещё одна причина, почему у нас инновационная химия развивается не так быстро, связана с длиной цикла. От заказа до получения промышленного компонента, по нашим расчётам, уйдёт минимум полтора года, после чего ещё нужно получить подтверждение, что на скважине это работает. Понятно, что любой бизнес-заказчик живёт в другом ритме: это недели, максимум месяцы. И когда слышат, что результат будет через два года, то на этом разговор и заканчивается», ― отметил Алексей Вашкевич.
В свою очередь, руководитель направлений ГРП, ПНП и РИР АО «Полиэкс» Андрей Казанцев к указанным причинам задержек добавляет ещё излишнюю бюрократию со стороны заказчиков.
«Даже если сейчас мне удастся убедить компанию в перспективности нашей разработки, то нас включат в программу ОПР только на следующий год. Получается, что в 2027 году проходят лабораторные испытания, в 2028 году подтверждаем эффективность. В 2029 заказчик подводит итоги, оценивает продолжительность эффекта. И только через 4–5 лет в лучшем случае сможем принять участие в тендере», ― рассказал г-н Казанцев.
Решение он видит в переходе к скользящему финансированию опытно-промышленных работ, позволяющему сократить время внедрения инноваций буквально в разы.
«Необходима возможность оперативного включения в программу проведения лабораторных и промысловых испытаний текущего календарного года. Иначе по предыдущему опыту всё растягивается на 3–5 лет. И если говорить откровенно, то это уже не инновации, а отставание от передового опыта, востребованного на российском рынке», — отметил представитель АО «Полиэкс.
Алексей Вашкевич полагает, что помочь ускориться может кооперация. И здесь есть первый позитивный опыт.
«С коллегами из Республики Татарстан при поддержке регионального правительства сформировали консорциум, когда процессы решаются параллельно и используется вся инфраструктура. Всё это позволяет, по нашим оценкам, получить тот же самый результат в четыре раза быстрее. Я считаю, что это настоящий прорыв, который позволит перенести интерес к этому направлению в прикладную зону», ― отметил г-н Вашкевич.
В более тесном взаимодействии между заказчиком, производителем и научным сообществом видит залог успеха и Амин Аль-Мунтасер.
«Нефтяные компании могут сыграть ключевую роль, формируя чёткие технические задания, предоставляя площадки для опытно-промышленных испытаний и участвуя в совместных НИОКР на ранних этапах. Со стороны государства важны меры поддержки, направленные не только на фундаментальные исследования, но и на переход к пилотному и промышленному уровню, такие как гранты, субсидии, программы технологического сопровождения и стимулирование кооперации науки и бизнеса.
Пока приходится констатировать, что разрыв между лабораторными разработками и промышленным внедрением является одним из главных барьеров. Не каждая перспективная формула выживает при переходе к реальным условиям месторождения, где присутствуют высокие температуры, давление, сложный состав флюидов и минералогия пород», ― рассказал учёный.
Необходимость развития консорциумов подтверждает Михаил Варфоломеев. По его словам, на сегодняшний день по ряду направлений образовалась пропасть между научными институтами, производителями и потребителями химии.
«Компаниям необходимы либо готовые технологии, либо уже произведённые партии. Поэтому одним из путей ускорения является создание полной цепочки разработки химии в университетах, научных институтах. Как раз на базе КФУ был открыт такой технопарк, где функционирует инжиниринговый центр, который направлен на полный цикл создания химических реагентов от лабораторного синтеза до отработки технологии опытной партии. Ну и, конечно, необходимо сформировать эффективную связь от науки, производства до потребителя», ― отметил г-н Варфоломеев.
Помочь может и применение новых технологий, в частности, речь идёт об использовании искусственного интеллекта. Эту идею продвигают в Республике Татарстан.
«Если собрать все лаборатории, специализирующиеся на разработке определённого вида химии, то в течение года можно синтезировать сотни реагентов. А цифровой завод ― десятки тысяч за более короткие сроки.
Получаем экономию времени: 6 месяцев вместо двух лет. И это не только скорость, но и возможность найти новые молекулы. ИИ позволяет задать сырьё, из которого сделана молекула, решить задачу с помощью тех продуктов, что есть в России. Можем заранее ограничивать стоимость, то есть решать и экономическую составляющую.
Уже реализован пилотный проект с „Газпром нефтью” ― создана молекула ПАВ для ХМУН с необходимыми целевыми свойствами. Её эффективность подтверждена в реальных условиях. Это тот подход, который, возможно, поможет нам из догоняющих выбиться в лидеры по производству химии для нефтегазовой отрасли на мировом рынке», ― рассказал технический директор ООО «Кемпрофет» Эмиль Сайфуллин.
Внедрение инноваций: преодолеваем барьеры
Однако сложности есть на этапе не только разработки, но и внедрения. Далеко не всегда добывающие компании готовы рисковать и использовать инновационные решения. Пример из своей практики привёл Андрей Казанцев.
«Поступил запрос на разработку технологий селективного воздействия на низкопроницаемую часть разреза для условий расчленённых карбонатных отложений при обводнённости продукции до 90%. Проблема заключалась в том, что высокопроницаеые пропластки вырабатывались более интенсивно, по ним происходило опережающее продвижение фронта закачиваемой воды и вытеснение нефти, что приводило к росту обводнённости.
Традиционно для интенсификации добычи нефти и восстановления продуктивности скважин использовались монокислотные обработки, которые воздействовали в большей части на высокопроницаемые интервалы, не охватывая пропластки с меньшей проницаемостью. Компанией АО „Полиэкс” были предложены решения по использованию самоотклоняющихся составов (СОКС) или специальных отклонителей на основе инвертных эмульсий.
Результаты испытаний подтвердили высокую эффективность технологий. Средний дебит скважин оказался в разы выше, чем при стандартном подходе даже на необводненных скважинах. На десятках скважин после СКО с отклонителями зафиксированы значения Рпл выше, чем до воздействия, что говорит о подключении в работу ранее не дренируемых пропластков.
Но когда мы приходим в добывающую компанию и начинаем рассказывать, что у нас есть эффективное решение, то слышим, что 1 м3 вашего продукта дороже, чем 1 м3 обычной соляной кислоты. При этом все знают о рисках: возможно образование эмульсий, нет замедления скорости реакций. Но нам отвечают: „У нас скважина реагирует и на стандартное воздействие. То, что часть разреза, возможно, не работает, волнует не всех, главное, что выполняется план”», ― рассказал г-н Казанцев.
При этом эксперт подчёркивает, что проблема не только в том, что нефтяные компании недополучат прибыли. В убытке оказывается вся национальная экономика: от снижения добычи углеводородов, сокращения экспорта, увеличения внутренних издержек, снижения операционных бюджетов, до роста безработицы, высокой инфляции и прочих неприятных для населения и бюджета вещей.
«Изначально гипотеза заключалась в том, что низкопроницаемые пропластки работали плохо, но выросшее после воздействия пластовое давление свидетельствует, что многие из них вообще не функционировали. Поэтому сейчас мы осторожно говорим о том, что это технология не интенсификации добычи, а вовлечения недренируемых запасов, т.е. повышения нефтеотдачи в конкретных геологических условиях ТРИЗ.
Если это предположение подтвердится, то выходит, что эти скважины содержат больше вовлекаемых ресурсов, чем считалось до этого. С одной стороны, это хорошо, „внукам достанется”. Но если посмотреть с точки зрения экономики, то получается, что государство (в советский период) и предприятия понесли затраты, а в данных скважинах существенная часть запасов не дренировалась десятки лет, и они за время эксплуатации выработали в лучшем случае половину своих запасов.
При этом эксплуатационная колонна скважины изнашивается, подвергается коррозии. И если за срок службы не удастся извлечь запасы, то получается, что их нужно бурить повторно. Таким образом, это перестаёт быть частным вопросом добывающих обществ. Недра принадлежат народу, компаниям разрешили в соответствии с проектными решениями вести выработку запасов. И они должны делать это эффективно.
При этом вам предлагают такое решение работы, в том числе для работы с ТРИЗ, но вы не торопитесь его тиражировать. Считаю, что здесь нужен какой‑то посыл от государства», ― подчеркнул представитель АО «Полиэкс».
Ещё один актуальный вопрос: учёт уже проведённых испытаний на других месторождениях. Сейчас приходится заново проходить полный цикл ОПР и экспериментов в каждой компании, даже если в другой корпорации технология успешно внедрена и геолого-технические условия сходные, сетует Андрей Казанцев.
В то же время надо понимать, что перенос результатов возможен не во всех случаях.
«На месторождениях РФ можно встретить объекты с большими разбросами по температуре и минерализации пластовой воды. А именно от этих параметров во многом зависит эффективность химии. Поэтому здесь не обойтись одним, двумя или тремя реагентами, то есть необходимо создание целых линеек продуктов, поверхностно-активных веществ и полимеров, которые устойчивы в данных условиях», ― отметил Михаил Варфоломеев.
Ещё один барьер заключается в том, что получить разрешение на проведение испытаний на скважине тоже непросто. Ведь пауза даже в несколько дней ― это упущенная прибыль. При этом гарантий успеха никто дать не может.
«Чтобы провести ОПИ, приходится ограничивать добычу. Поэтому нам очень важно минимизировать вероятность ошибки. Для этого внедрили новый этап: сначала подбираем сразу множество вариантов, плотно работаем с коллегами из проектных институтов. Раньше закачивали уникальный реагент, а теперь нужно оценивать детально, потому что ошибка стоит дорого», ― рассказала Алиса Кунакова.
Амин Аль-Мунтасер в числе ключевых барьеров, помимо длительности процедур испытаний и согласований, выделяет дефицит кадров, совмещающих глубокое понимание химии и промысловой специфики, а также отсутствие типовых методик оценки новых реагентов и ограниченную инфраструктуру для пилотных испытаний и масштабирования.
Решением проблемы мог бы стать специальный полигон для оперативного опробования технологий, отметил Андрей Казанцев. Надо отметить, что определённые подвижки в этом направлении есть: в 2025 году «Газпром нефть» создала несколько таких площадок. Учитывая интерес к ХМУН со стороны ВИНК, можно ожидать, что полигон для проверки новой химии скоро станет реальностью.
По мнению Алексея Вашкевича, чтобы переходить на более смелые решения, нужно учиться разделять ответственность за результат между разработчиком и заказчиком. Пока в России практически нет примеров такого взаимодействия, тогда как в мире это очень распространённая история.
«Если подрядчик уверен в своей химии, то есть вариант взять на себя ответственность и выполнять работы под ключ комплексно, на отдельном участке залежи, работая одновременно как с нагнетательным, так и добывающим фондом скважин. Но и стоимость тогда должна быть принципиально другой и включать в себя работу с рисками.
Как вариант, сервисная компания может получать часть средств от дополнительной добычи, которая стала возможной благодаря новым технологиям. Конечно, этот подход вряд ли удастся реализовать в крупных корпорациях.
Зачастую проще работать с малыми компаниями, которые на условиях финансового риска готовы попробовать продукт на скважине. Здесь нужен диалог с руководителями высокого уровня, которые могут принять соответствующее решение. Тогда будет результат», ― выразил свою точку зрения по этому вопросу Андрей Казанцев.
Химия для особых условий
Важное уточнение ― сейчас преимущественно идёт работа над реагентами, которые подходят для месторождений в традиционных регионах добычи. При этом потребности компаний, работающих, например, в Восточной Сибири, остаются как бы на периферии. Причина проста: потребности здесь ниже, чем в Западной Сибири, и производители не всегда готовы вкладываться в создание нишевых продуктов. Как же найти баланс между промышленными поставками и решением точечной проблемы?
«Экономика для производителя в приоритете. Поэтому первое, за что мы взялись, ― это самые объёмные продукты. Но смотрим и на те вещи, которые особо чувствительны для наших ключевых заказчиков. И они тоже в таком случае у нас попадают в число приоритетов», ― отметила Екатерина Шатулаева.
Конечно объёмы, которые кажутся незначительными для СИБУРа, могут оказаться более чем достаточными для небольшого предприятия, отметил Алексей Вашкевич. Однако представители сервисных компаний видят здесь свои ограничения.
«Специфические условия отдельных предприятий зачастую порождают излишние требования, которые, на мой взгляд, не всегда влияют на конечный результат. Например, помутнение кислотного модификатора при минус 50 °C вряд ли окажет негативное влияние на эффективность СКО, причём при минус 40 °C состав был абсолютно прозрачным. В то же время все понимают, что готовый состав никто при таких температурах не качает в скважину.
У каждого предприятия и отраслевых НИПИ свои условия, причём они регулярно дополняются, иногда меняются. Конечно, стараемся под них подстраиваться. Но когда представляем заказчику продукт для заявленных условий, то слышим, что он дорогой.
Да, экономика для заказчика всегда на первом месте, и он хочет видеть окупаемость уже через полтора-два месяца. Но всё же я призываю коллег сравнивать не цену за килограмм реагента, а конечный эффект. Если дорогой продукт позволит получить 10 рублей на один вложенный, то все останутся в плюсе», ― отметил Андрей Казанцев.
Резюмируем: спрос на химию для добычи точно будет расти в ближайшие годы. И пока нельзя говорить, что российские компании на 100% подготовлены к новым вызовам. Пожалуй, ключевые проблемы лежат в сфере организации процесса, взаимодействия всех его участников. И, чтобы оперативно решить их, нужна либо готовность предприятий договариваться и слышать друг друга, либо жёсткая воля со стороны регулятора. Какой из сценариев претворится в жизнь, покажет время.
Андрей Казанцев, руководитель направлений ГРП, ПНП и РИР АО «Полиэкс»
«Конечно, есть успешные примеры коллаборации добывающей компании, проектного института и сервисной компании. Но хотелось бы более активного внедрения. Есть технологии (использование кислотных отклонителей для карбонатных коллекторов, СОКС, постоянно действующего циклического ВПП эмульсионным отклонителем на жидкости с куста скважин), которые могут принести большую пользу, но внедряются не так активно, как хотелось бы.
Многие коллеги продолжают работать по старинке, используют монокислотное воздействие. Что ещё нужно сделать сервисной компании, чтобы пошло развитие? Вместо того, чтобы обеспечить полную работу вскрытого разреза в пробурённом фонде скважин, эффективно управлять выработкой запасов в сложном объекте с ТРИЗ, мы слышим, что нужно бурить новые скважины, которые продолжаем осваивать, в том числе монокислотными СКО.
При этом предлагаемые технологии зачастую на новых объектах, включая ТРИЗ, показывают крайне высокий, порой кратный результат, но их тиражирования нет. Да, есть отдельные договоры, но эффект в масштабах страны мог бы быть куда больше».
Михаил Варфоломеев, директор Технологического парка «Малотоннажные химические технологии» КФУ
«Идёт сокращение добычи лёгких запасов с использованием традиционных технологий. Мы переходим к ТРИЗ и выработанным объектам. Чтобы обеспечить тот же объём, необходимо привлекать методы увеличения нефтеотдачи, в первую очередь химические. По разным прогнозам, за счёт ХМУН удастся обеспечить прирост от 20 до 30%. Конечно, это всё приводит к достаточно большому потреблению химии, речь идёт о сотнях тысяч тонн в год.
Это довольно большие объёмы, сегодня на рынке их нет, поэтому производство реагентов необходимо наращивать: разрабатывать технологии получения, проводить опытные испытания, масштабировать их. Данный процесс не простой, и понятно, что сразу это сделать нельзя, но, с другой стороны, потребление такой химии тоже будет увеличиваться постепенно. Если начнём действовать уже сейчас, то мы сможем обеспечить те объёмы, которые будут потребляться после 2030 года в рамках „Стратегии‑2050”».
Учёные Казанского федерального университета отмечают, что необходима разработка химических реагентов по следующим направлениям:
- ПАВ и полимеры для увеличения нефтеотдачи;
- синтетические гелеобразователи, капсулированные брейкеры, сшиватели, добавки для улучшения остаточной проводимости для ГРП;
- нефтепромысловая химия (присадки к деэмульгаторам, активные основы для ингибиторов солеотложений и АСПО, кинетические ингибиторы гидратообразования);
- жидкости глушения для АНПД и водочувствительных пластов, добавки к кислотным составам для обработки скважин;
- ксантан, составы для ликвидации заколонных перетоков и зон поглощения для бурения.
Текст: Андрей Халбашкеев.
Фото редакции PromoGroup Media.
