Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России

• ошибками при нормировании и использовании кривых относительных фазовых проницаемостей;
• затруднениями при учете данных гидродинамических исследований скважин и их эксплуатации в процедуре адаптации 3D гидродинамической модели пласта;
• неудовлетворительным результатам при установлении корреляционных связей «керн-геофизика»;
• некорректным определением граничных значений параметров при выделении неколлекторов и, как следствие, ошибкам при подсчете запасов нефти и газа;
• искажениям методологии исследовательских работ на кернах или моделях пластов.

Учеными ИПНГ РАН разработана общая  методология подсчета запасов, проведения лабораторных исследований и проектирования разработки на основе концепции эффективного порового пространства. Соответствующий  переход в 3D геологическом и гидродинамическом  моделировании сопровождается небольшими изменениями в математической постановке задач. При этом алгоритмы их решения  не изменяются. Требуются несколько  иные методы проведения и интерпретации  результатов лабораторных исследований кернов, построения корреляционных зависимостей «керн-геофизика» и данных геофизических  исследований скважин.  
 
Моделирование в эффективном поровом пространстве:

• улучшает корреляционные связи между m_эф и k_эф., которые затем используются при создании 3D геологических и гидродинамических моделей пласта;
• делает корректным использование результатов гидродинамических исследований скважин и данных их эксплуатации в процедуре адаптации 3D гидродинамической модели пласта;
• дает возможность осуществлять такие гидродинамические исследования скважин, когда в пластовых условиях определяются необходимые для 3D моделирования относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды именно в эффективном поровом пространстве;
• позволяет строить реалистичные модели пластов, осуществлять более достоверный прогноз показателей процесса разработки месторождений нефти и газа и точнее оценивать запасы природных углеводородов.

Достаточно сложная ситуация сложилась  в газовой промышленности России. Более 30 лет основная добыча газа в  стране обеспечивалась за счет базовых  месторождений-гигантов Западной Сибири – Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего, которые вступили в стадию падающей добычи и характеризуются постоянным снижением пластового давления. Добыча газа из сеноманских залежей этих месторождений ежегодно снижается на 20 – 25 млрд м³. В то же время остаточные запасы так называемого низконапорного газа превышают 5,0 трлн м³. 
 
Сотрудниками института проводятся работы по созданию эффективных технологий извлечения остаточных гигантских запасов сеноманского газа, которые включают:

• научно-методическое обоснование оценки запасов низконапорного газа;
• разработку методологических основ создания системы управления и регулирования эксплуатации месторождений в период падающей добычи;
• создание и внедрение новых технологий, обеспечивающих интенсификацию добычи низконапорного газа;
• разработку научных основ эксплуатации газовых скважин в осложненных условиях (низкие пластовые давления, песчаные пробки, наличие воды и песка в потоке газа и др.);
• разработку новых технических средств и технологий добычи и компримирования газа, позволяющих существенно снизить величину давления на завершающей стадии эксплуатации с целью повышения конечной газоотдачи;
• создание новых технологий экологически безопасной эксплуатации месторождений в период падающей добычи;
• проведение фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований по изучению особенностей движения газожидкостных смесей в пористых средах, вертикальных и горизонтальных трубах, механизма защемления газа внедряющейся водой и вытеснения воды газом в пористых средах, условий и механизма разрушения пласта-коллектора при различных геолого-промысловых характеристиках;
• создание опытных полигонов на объектах добычи сеноманского газа Западной Сибири (в первую очередь на месторождении «Медвежье») для апробации новых технических средств и технологий извлечения низконапорного газа.

Реализация созданных технологий, и в первую очередь – технологий, резко снижающих вынос песка, и обеспечит эффективную добычу гигантских запасов низконапорного газа. 
 
Не менее важной проблемой является добыча газов, содержащих сероводород. Доказанные запасы газа Астраханского газоконденсатного месторождения превышают 3,2 млрд м³. Основная особенность месторождения – повышенное содержание сероводорода. На долю H2S приходится более 25%. Для отделения сероводорода от метана построен газохимический комплекс, производительность которого 12 млрд м³. Эти объемы определяют и темпы добычи газа.  
 
Открытие, по прогнозам ученых РАН, трех новых месторождений в пределах Астраханского карбонатного массива позволило увеличить запасы газа до 5,4 трлн м³. Однако увеличение добычи сдерживается отсутствием эффективных технологий сепарации сероводорода от основной метановой продукции. 
 
Совместно с НТЦ «ЭНГО» разработана оригинальная сверхзвуковая «3S»-технология сепарации углеводородных смесей. Технология базируется на современной аэродинамике, газовой динамике, теории ударных волн, термодинамике и теории фазовых превращений углеводородных смесей. «3S»-технология обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными технологиями сепарации углеводородов из природного газа. Она используется для решения следующих задач газовой промышленности: подготовки газа к транспортировке (дегидратация и выделение тяжелых углеводородов); сепарации пропан-бутана; сепарации сероводорода и углекислого газа от метана; выделение этана; сжижение сероводорода. Решение проблемы сепарации сероводорода непосредственно на устье скважины, низкая стоимость установки (она в десятки раз меньше стоимости завода) позволят существенно увеличить добычу газа в пределах Астраханского карбонатного массива (рис. 10).

Рис. 10. Принципиальная схема установки  «3S»

Ресурсы метана в газогидратных  месторождениях превышают на порядок  совокупные запасы газа всех открытых на сегодняшний день месторождений. Добыча газа из гидратных месторождений, несмотря на некоторое продвижение, до сих пор рассматривается как проблема отдаленного будущего. Предложен новый подход, который может быть основой будущей технологии разработки гидратных залежей. Экспериментальные исследования показали возможность замещения метана газовых гидратов углекислым газом. Получены оптимальные режимы вытеснения и измерены характерные времена процесса. При этом одновременно решается проблема консервации гигантских объемов углекислого газа, который, как известно, существенно влияет на темпы глобального потепления.

Транспорт нефти и газа

Общая протяженность магистральных  нефтепроводов составляет около 50,0 тыс. км, а магистральных газопроводов – более 150,0 тыс. км. Широко известны планы по строительству новых  транспортных магистралей. Прежде всего, следует отметить строительство  газопровода «Северный поток». Планируется  расширение Балтийской трубопроводной системы, строительство газопровода  «Южный поток», интеграция нефтепроводных систем «Дружба» и «Адрия» для обеспечения транспортировки нефти на экспорт через порт Омишаль (Хорватия). При реализации восточных нефтегазовых проектов предусмотрено строительство нефте- и газопроводов для поставки углеводородов в регионы Восточной Сибири, Якутии и Дальнего Востока, а также на экспорт в Китай, Корею и Японию. Развитие отечественной индустрии сжиженного газа позволит России поставлять LNG в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, Северной и Южной Америки. 
 
Это – планы на будущее. Но сегодня главной проблемой транспорта нефти и газа является изношенность трубопроводных систем. Известно, что значительная часть нефтепроводов превысила нормативный срок службы. Около 40% нефтепроводов эксплуатируются свыше 30 лет и еще почти столько же имеют срок эксплуатации от 20 до 30 лет. Система магистральных газопроводов была введена в эксплуатацию позже, но и здесь возраст значительной части газотранспортной системы также близок к завершению нормативного срока службы (средний возраст газопроводов близок к 25 годам, и 15% газопроводов выработали нормативный срок службы). Следует иметь в виду, что стоимость нефтегазотранспортной системы составляет многие триллионы рублей. 
 
Как показали выполненные учеными ИПНГ РАН исследования, срок службы около половины трубопроводных систем можно продлить на 12 – 15 лет за счет введения научно обоснованной системы мониторинга и своевременного проведения работ по ремонту, реконструкции и техническому перевооружению транспортных систем. Установлено, что наиболее частые аварии приходятся на трубопроводы, находящиеся в зонах геодинамической и сейсмической активности, напряженного состояния недр, зоны разломов и участки активной эманации агрессивных глубинных газов (рис. 11). Большое влияние на формирование стресс-коррозии и разрушение трубопроводов оказывают магнитные, электрические и тепловые аномалии, а также уровень технической подготовки нефти и газа к транспорту. При этом на отдельных участках линейных частей трубопроводов аварии происходят с разными временными интервалами (3 – 4 года, 10 – 12 лет, 15 – 20 лет). Но даже при истечении нормативного срока службы трубопроводов, определенного в 33 года, имеются участки труб, практически не затронутые коррозией и повреждениями. Выделение зон и участков, на которых происходят регулярные аварии, тщательный контроль за состоянием трубопроводов, своевременная переизоляция позволят увеличить нормативный срок службы половины трубопроводных систем до 45, а в некоторых случаях до 50 лет и сконцентрировать силы и средства на наиболее опасных участках трубопроводов. Реализация подобного подхода позволит сэкономить многие сотни миллиардов рублей.

Рис. 11. Сейсмическая активность и  трасса нефтепровода «Восточная Сибирь-Тихий океан»

В 2005 г. на Международную конференцию  по освоению нефтегазовых ресурсов арктического шельфа RAO-05 был представлен доклад, подготовленный российскими и норвежскими  учеными и специалистами (Институт проблем нефти и газа РАН, НИИграфит, Rogala, Research Centre), который открывает новую эпоху транспорта природного газа (А.Н. Дмитриевский и др., 2005). В настоящее время газы хранят, транспортируют в сжиженном или сжатом состоянии. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки. Первый требует применения специальных материалов и систем охлаждения и является громоздким и дорогостоящим. Второй метод нуждается в высоких давлениях, требует высокопрочных материалов для изготовления емкостей, собственная масса которых во много раз превышает массу транспортируемого или хранимого газа. 
 
Для снижения себестоимости операций по хранению и перевозке метана в сжатом виде возможно использование сорбентов-накопителей с высокой сорбционной емкостью, загружаемых посредственно в емкость вместе с газом. 
 
В последние годы для хранения и транспортировки метана предлагают использовать новые формы углерода, фуллерены, нанотрубки и нановолокна. Согласно литературным данным, количество метана, сорбируемое углеродными нанотрубками и нановолокнами, может достигать десятков процентов, однако стоимость этих сорбентов высока, и такой способ нельзя признать рентабельным. В результате многолетних исследований разработан новый материал – углеродное волокно на основе доступного дешевого сырья, позволяющий усовершенствовать способы хранения сжатого газа, увеличив oбъем транспортируемого газа в существующих емкостях, либо уменьшив объем хранилища и транспортного средства в сравнении с существующим в 1,5 – 2 раза. В качестве исходного сырья для получения такого углеродного волокна выбрана гидратцеллюлоза – продукт переработки древесины. Определены параметры активации для углеродных волокон, различающихся технологией получения и конечной температурой обработки. Установлено, что углеродное волокно из гидратцеллюлозы после специальной дополнительной обработки и активации существенно увеличивает свою сорбционную емкость. Наилучшими сорбционными характеристиками обладает карбонизованное до 1000°С углеродное волокно из гидратцеллюлозы после его обработки в токе диоксида углерода при температуре 900°С. Разработанные условия активации позволяют увеличить удельную поверхность углеродного волокна до 2000 м2/г, а сорбционную емкость по метану – до 620 см³/г. При таких характеристиках сорбента в баллон емкостью 60 л (для автотранспортных средств), заполненный активированным углеродным волокном массой 1 кг, вмещается при том же давлении в 3 раза больше метана, чем без волокна. 
 
Создание и использование нового поколения относительно недорогих сорбентов в сочетании с последними достижениями в создании транспортных средств для перевозки метана в сжатом виде открывает новую эпоху транспорта природного газа. Известно, что в настоящее время основные объемы газа доставляются потребителям по системе газопроводов. Создаваемая инфраструктура транспорта газа имеет жесткую привязку в системе «производитель — потребитель» и очень высокую стоимость. В последние 10 – 15 лет все более активно развивается индустрия сжиженного газа, которая обеспечивает большую гибкость во взаимоотношениях «продавец - покупатель». 
 
Новый предлагаемый способ транспорта сводится к простой технологии сжатия газа, а использование разработанных сорбентов делает сжатый газ конкурентоспособным по многим показателям. Во-первых, это возможность использования наземного автомобильного, железнодорожного транспорта для доставки газа потребителям в самые разные и часто труднодоступные регионы страны. Во-вторых, это возможность использования речных и морских судов для транспорта газа. В-третьих, это самый дешевый и технологически самый безопасный и простой вид транспорта метана. Единственным ограничением на сегодняшний день является расстояние транспорта. В зависимости от транспортного средства эффективная по стоимости дальность доставки газа находится в пределах 2000 км. Но это расстояние вполне достаточно для того, чтобы сделать природный таз доступным для большинства новых потребителей, которые сегодня не получают газ именно из-за нерешенных транспортных проблем. Этот вид транспорта мы назвали «виртуальный газопровод».

Нефтепереработка  и газохимия

Фундаментальные исследования в области  нефтепереработки и нефтехимии должны быть направлены на более полное извлечение всех ценных и попутных компонентов  из нефтяного сырья. 
 
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности должно быть реализовано за счет научных исследований, обеспечивающих углубление переработки нефти (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, производство битума), а также за счет создания новых технологий по каталитическому реформированию бензинов, гидроочистке топлив для реактивных двигателей и дизельных топлив, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородсодержащих высокооктановых добавок. 
 
В России разработан оптимальный вариант технологического процесса глубокой переработки матричной нефти в низкокипящие фракции способом прямой каталитической гидрогенизации, без предварительной подготовки сырья на формирующихся в самом реакторе доступных сферических псевдогомогенных нанокатализаторах с попутным выделением имеющихся в сырье ценных металлов. Этот процесс не требует дополнительной подготовки сырья и может осуществляться при температурах 410 – 450°С и при относительно низких давлениях (5 – 6 МПа, против существующих 20 – 25 МПа), что делает его менее энергоемким и металлоемким, чем известные процессы. Вследствие особенностей свойств этого катализатора он не отравляется в ходе процесса, легко рециркулирует и регенерируется, что позволяет сократить введение свежего катализатора до весьма низких величин (< 20 г на 1 тонну перерабатываемого сырья). Технологические стадии процесса защищены патентами РФ. 
 
Состав гидрогенизата, полученного из тяжелого нефтяного сырья (тяжелых фракций матричной нефти, мазута, гудрона), выглядит следующим образом: светлые фракции «н.к. – 180°С» – 18 – 26%, «180 – 360°С» – 45 – 52%, вакуумный газойль «360 – 520°С» – 20 – 25%, остаток дистилляции с температурой кипения выше 520°С – 5 – 10% (масс). Выход газа – 4 – 5%. 
 
В процессе глубокой переработки высокомолекулярного сырья в светлые (бензин-дизельные) и газойлевые фракции происходит примерно десятикратное обогащение кубовых остатков процесса находящимися в сырье редкими, редкоземельными, благородными металлами. В процессе регенерации катализатора они могут быть выделены в виде чистых металлов или их товарных соединений. Анализ развития мировой нефтяной и газовой промышленности позволяет утверждать, что на новый уровень экономического развития вышли те нефтегазодобывающие страны, которые активно развивали перерабатывающую и нефтегазохимическую промышленность. 
 
Россия обладает самыми крупными запасами природного газа. Сегодня на передний план вышли задачи освоения богатейших газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые помимо метана содержат этан, пропан, бутан, а также гелий и другие ценные компоненты. Ученые Российской академии наук добились значительных успехов в создании новых технологий газохимической промышленности. 
 
Правительству Российской Федерации передано предложение о разработке программы «Газохимия России» с приоритетным финансированием за счет бюджета. Подобная федеральная программа имеет, прежде всего, социальную направленность и дает возможность значительно расширить выпуск газохимической продукции, обеспечить население страны необходимыми товарами и выйти с конкурентоспособной продукцией на мировой рынок. 
 
Уникальный ресурсный потенциал является гарантией успешного и долгосрочного развития газохимической промышленности, а реализация новых восточных газовых проектов позволит разместить предприятия газохимической промышленности в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечить значительный приток рабочей силы в эти малонаселенные регионы страны. 
 
Заключение 
 
Современный этап развития нефтяной и газовой промышленности переживает переломный момент. Он вызван невиданным размахом компьютеризации и информатизации всей инфраструктуры, связанной с поиском, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений, транспортом и переработкой углеводородов, внедрением достижений фундаментальных разработок в повседневную практическую деятельность, что дает возможность активизировать инновационное развитие нефтегазового комплекса России.