Задача на разрыв: где и как добывают трудноизвлекаемую нефть

Когда в мире закончится нефть, начнется добыча… нефти! Только уже другой, тяжелой. Она отличается по характеристикам, глубине залегания и геологическим периодам образования. Запасы такой нефти огромны, возможно, в разы больше, чем традиционной. «Тяжелой» ее называют не совсем верно: любая нефть легче воды. В России принят термин ТРИЗ – трудноизвлекаемые запасы. Ключевое слово здесь – «трудно»: извлечь можно любую нефть, вопрос только в экономике процесса, а она определяется стоимостью доступных технологий и рыночной ценой черного золота. При нынешних ценах на нефть добыча почти всех ТРИЗ рентабельна.

Под тяжелой нефтью у нас в стране и за рубежом понимается не одно и то же. Определение российской тяжелой нефти – качественная характеристика. Она приводится в 4-томном справочнике «Нефти СССР» 1971 года, который подробнейшим образом описывает физико-химические свойства нефтей всех известных на то время советских месторождений.

На практике же под тяжелой нефтью в России подразумевают высоковязкую и/или высокосернистую нефть. А вот за границей, называя любую тяжелую нефть tight oil, имеют в виду не столько ее качество, сколько источник происхождения и способ добычи. По этим критериям, как правило, выделяют нефти сланцевых формаций, битуминозных песков и подсолевых глубоководных пластов. В чем между ними разница?

Породы, содержащие нефть или газ, похожи на губку. Углеводороды пропитывают ее, и «отжать» их полностью сложно, а иногда и невозможно. Редко когда получается это сделать даже на 50%, т. е. большая часть нефти и газа остается в земле. Степень извлечения зависит от плотности и, главное, пористости породы.

Сланцы – тип породы с очень низкой проницаемостью, трещины в ней узкие и короткие. Можно ли увеличить проницаемость? Да. Достаточно «разорвать» плотную породу мощным давлением, как правило, из смеси воды и размягчающих химикатов. Это позволит создать в пласте сеть трещин, по которым углеводороды потекут к коллектору – трубке на конце скважины, в которой мини-взрывами делают отверстия, куда и идут углеводороды. Так из сланцевых залежей (shale play) добывают сланцевую нефть (shale oil) и сланцевый газ (shale gas).

[embed]https://profile.ru/society/polveka-neftyanomu-shoku-kak-on-i...[/embed]

Техническую операцию под названием «гидроразрыв пласта» (ГРП, fracturing или fracking) называют революцией в нефте- и газодобыче. ГРП может применяться на любых месторождениях для повышения отдачи пласта, но только на сланцевых породах она абсолютно необходима. Под гидроударом порода крошится, становится более проницаемой, вследствие чего нефть и газ под давлением пласта находят путь к коллектору.

На традиционных месторождениях добыча растет год-два-пять, потом лет десять или больше держится на «планке» или «плато», после чего падает – сначала постепенно, затем все быстрее. На сланцевых породах она сразу выходит на пик, но, если постоянно не производить ГРП, упадет до нуля очень быстро, за пару месяцев. Поэтому приток углеводородов надо непрерывно стимулировать.

Технология ГРП известна с середины прошлого века, однако в ней не было необходимости: дорогая, да и традиционных углеводородов достаточно. Только в нулевых годах операция подешевела, что дало возможность США совершить так называемую сланцевую революцию. Это действительно прорыв в ТЭК. Но есть нюанс: за пределами США повторить «революцию» не удалось нигде, хотя сланцевые нефть и газ есть и в Китае, и в Европе, и в Латинской Америке, и даже у нефтяного гиганта – Саудовской Аравии.

Гидроразрыв пласта – противоречивая технология, опасная для подземных вод: в них могут попасть химикаты. На волне возмущения экологов Франция запретила ГРП в 2011-м на уровне закона, через год к ней присоединилась Болгария, еще через два – Германия и Шотландия. Так как на один гидроразрыв нужно 30–40 млн литров пресной воды, на засушливых Ближнем Востоке и в Северной Африке сланцевых революций вряд ли можно ждать. В Китае тоже, но по другой причине – из-за глубины залегания сланцевых пород и их крайне низкой проницаемости.

Месторождение Фулин стало большим разочарованием для китайской нефтегазовой компании Sinopec: добыча там идет с 2013 года, но не растет. При этом запасы сланцевого газа в КНР составляют 31,6 трлн кубометров – вдвое больше, чем запасы всего газа, включая традиционный, в США и Австралии, вместе взятых.

Вообще, сланцы – это больше про газ, чем про нефть. Он проще в добыче, но сложнее в хранении и транспортировке. Даже в США из низкопроницаемых пород добывают в основном газ, нефть локализована только в Пермском бассейне и на формации Eagle Ford. Кроме того, цена газа более предсказуема, чем цена нефти. При больших капвложениях в сланцы это дает возможность хотя бы примерно прогнозировать отдачу от них на горизонте 3–5 лет – времени, необходимом для вывода месторождения на промышленную добычу.

В России сланцевые месторождения тоже есть, но какой смысл добывать нефть, затрачивая 50 долларов на баррель, если можно только 15–25? Традиционного сырья у нас много, чем мы и продолжаем пользоваться.

Слово «нефть» ассоциируется с мутной жидкостью, но она бывает и твердой, как смола, – это битуминозная нефть нефтяных песков. Транспортировать ее по трубопроводам можно, лишь добавляя разжижающие присадки и нагревая, что хлопотно и дорого. Высоковязкой нефти в мире очень много: около двух третей запасов черного золота на планете именно такие. В самой богатой по запасам стране, Венесуэле, до 90% нефти – это нефтяная смола. Извлекают ее мало и обычными скважинами: в жарком климате что-нибудь да накапает.

[embed]https://profile.ru/economy/instrumenty-dlya-potolka-kak-ross...[/embed]

В больших объемах добывают высоковязкую нефть лишь в Канаде. Именно она позволила стране выйти на 4-е место в мире по производству нефти, обогнав Ирак и уступая только лидерам – США, Саудовской Аравии и России. Главное богатство страны сосредоточено в бассейне Атабаска, который по большей части расположен в провинции Альберта. Там находятся месторождения самого чистого урана в мире, там же на рубеже веков возник бум добычи нефти из нефтяных песков (обычные пески, пропитанные вязкой нефтью).

Даже при плюсовой температуре такая нефть имеет консистенцию сгущенки грязно-бурого цвета. Самый дешевый способ ее добычи – карьерный. Можно снять несколько десятков метров пустой породы, углубиться в карьер и черпать породу экскаваторами, грузить на самосвалы, затем вывозить на плавильные установки и сепараторы, где нефть отделяется от песка. Нефть подогревают перед подачей в трубу, а песок сваливают горами в терриконы. Дешево и сердито. Вот только экологи были против. Настолько против, что федеральное правительство страны запретило такой способ добычи в пользу другого – шахтного, без эверестов песка на плодородных землях.

Сейчас добыча на нефтяных песках Канады выглядит так. На месторождении разбуривают два типа скважин. Через одни нагнетают в породу кипяток или пар, чтобы разжижать находящуюся в ней нефть, другие бурят рядом, на несколько метров ниже – туда стекает размягченная нефть, и ее можно добывать, как обычную. Второй способ – шахтный, ровно такой же, каким добывают уголь: породу доставляют на поверхность и выпаривают из нее нефть.

В России единственное месторождение высоковязкой нефти, добываемой шахтным способом, – это Ярегское в Коми. Правда, нефть в нем – побочный продукт: на Яреге сосредоточено более 50% российских запасов титана, извлечь которые без нефтяных песков технически невозможно. Так и происходит с 1930-х годов. Добыча составляет около 1,5 млн тонн нефти в год, т. е. лишь 0,28% от общероссийской.

[caption id="attachment_1594131" align="aligncenter" width="1200"] В России к разработке ТРИЗов приступают без спешки[/caption]

Пласты с углеводородами могут лежать не под глинами или песчаниками, а под очень плотными породами, главным образом состоящими из соли. Такие месторождения называют подсолевыми. Толщина солевого пласта и его плотность бывают разными. Например, на севере Каспия, в водах Казахстана, такие месторождения известны с середины прошлого века, но соляные пласты в них тонкие и пористые. Это не ТРИЗы. Собственно подсолевыми (pre-salt layers) называют пласты под слоями соли толщиной до 2 км. Они разрабатываются главным образом на шельфе северной части Южной Америки.

До 2006-го бразильская Petrobras разрабатывала морские месторождения бассейна Santos на глубине моря до 5 тыс. метров, что само по себе технически сложно, а значит, и дорого. Сейсмические исследования показали, что под нефтяными пластами лежит толстый слой соли, а под ним – что-то похожее на нефть. Компания стала бурить глубже и получила мощный приток высококачественной нефти из подсолевых пластов. Уже в том году Бразилия производила в сутки по 1,7 млн баррелей нефтяного эквивалента (БНЭ, это собственно нефть плюс газ и конденсат, пересчитанные по их энергетической ценности, равной сжиганию такого же объема нефти). В 2023-м добыча страны составила 2,8 млн БНЭ. Рост обеспечили именно подсолевые месторождения, традиционные, напротив, истощались.

В 2016-м, когда добыча Petrobras превысила 2 млн БНЭ в сутки, появились слухи о том, что Бразилия готова вступить в ОПЕК. Страна их не подтверждала, но и не опровергала, а после пандемии и слухи исчезли. Но не исчезла подсолевая бразильская нефть. В следующем году добыча страны достигнет, а может, и превзойдет 3 млн БНЭ, поскольку в проекты вошли мейджоры с их лучшими технологиями и «глубокими карманами».

Добычу на подсолевых месторождениях Бразилия ведет на FPSO (floating production, storage and offloading units – плавучие установки по добыче, хранению и отгрузке) на расстоянии до 500 км от берега. Это делает бразильскую нефть весьма дорогой, хоть и не настолько, как канадская. Для разбуривания подсолевых пластов нужны сверхмощные роторные установки, буры которых не выдержит никакой металл, только алмазы. Кстати, доля использования этого минерала в ювелирной промышленности не превышает 50%. В основном его применяют в технических целях, в том числе для разбуривания солевых «бронежилетов».

В России подсолевые месторождения тоже есть. Геологи периодически сообщают об их открытии в европейской части страны, в Поволжье и на Северном Кавказе, но они незначительны по объемам, проще добывать традиционную нефть в Сибири. Много подсолевых месторождений в Прикаспийской нефтегазоносной провинции, большая часть которой расположена в Казахстане. Добыча в Астраханской области ведется, но в общероссийских 530 млн тонн в год вклад подсолевой нефти почти незаметен.

В нашей стране к разработке ТРИЗов приступают, но без спешки, т. к. пока достаточно обычной нефти, дешевле. К тому же по нефтяным запасам мы на шестом месте в мире, да и месторождения у нас крупные, что улучшает экономику их разработки. Три российских месторождения на момент их открытия в советские времена входили в десятку крупнейших на планете – это Приобское (5 млрд тонн), Ромашкинское (5 млрд тонн) и Самотлорское (6,2 млрд тонн).

Самотлор в 1970-е даже был в мировой тройке, уступая лишь венесуэльскому Боливар Кристалл и саудовскому Гавар. В 1980-е этот сибирский гигант давал до 150 млн тонн нефти в год, т. е. четверть советской добычи! За 55 лет из него извлечено 3,2 млрд тонн черного золота, сейчас добыча составляет около 25 млн в год. Похожая судьба ждет и другие гиганты, да и все месторождения. Легких для разработки месторождений у нас лет через тридцать не останется. Придется идти либо в Арктику, либо в ТРИЗы. И то и другое направление уже прорабатываются, а времени пока достаточно.