Книга «Нефть & Газ» представляет собой доступное изложение учебного курса «Введение в нефтегазовый бизнес». Данный учебный курс раскрывает основы нефтегазовой геологии, описывает все основные процессы поиска, добычи и переработки нефти, освещает практические способы нефтедобычи, затрагивает юридические и экономические аспекты деятельности нефтедобывающих компаний. Книга также содержит обзоры прессы профильных изданий, материалы научных статей и книг, а также материалы консалтинговых компаний и корпоративных учебных курсов, находящихся в открытом доступе.

Учебный курс предназначен для изучения студентами вузов и слушателями бизнес-школ, желающими повысить свои знания в области нефтегазового бизнеса. В дополнение к данному учебному курсу рекомендуется к изучению бизнес-кейс «Роснефть 2030», который содержит полезную практическую информацию о перспективах развития нефтегазовой отрасли. Бизнес-кейс также содержит правильные ответы на вопросы кейса, и дополнен практическими задачами по нефти и газу, с решениями.

Книга «Нефть & Газ» написана в научно-популярном стиле, для широкого круга читателей.

Крылов Тимофей Алексеевич

Базовое образование получил в 1994 – 1998 г.г. в РЭА им. Плеханова по специальности «Финансы и Кредит». В 1996–1997 г.г. проходил стажировку в Школе Экономики и Права Университета г. Гетеборга (Швеция). В 2002 – 2003 г.г. обучался по программе MBA в Школе Бизнеса в г. Йончепинге (Швеция).

Сведения о трудовой деятельности: С 1998 по 2002 г. работал менеджером по закупкам в компании ИКЕА. С 2003 по 2005 – независимый консультант ряда шведских компаний. Среди основных клиентов: производственный концерн ITAB, Группа фабрик Sveba-Dahlen, шведские торгово-розничные сети.В 2006 г. Крылов Т.А. принимал участие в качестве консультанта в проекте по описанию бизнес-процессов компании ОАО НК «Роснефть», проводившемся в преддверии эмиссии акций компании и их размещения на Лондонской Фондовой Бирже и на российском фондовом рынке.С 2004 года занимается преподавательской деятельностью в бизнес-школах и тренинговых компаниях Москвы. Автор тренинга «Инструментарий подготовки компаний к IPO» и «Основы современного предпринимательства», а также других тренингов по финансовому менеджменту, по организации бизнес-процессов, по привлечению инвестиций.В 2009 – 2010 г.г. принимал участие в организации и подготовке экономической части «Программы освоения континентального шельфа РФ до 2030 г. компании НК «Роснефть».Тимофей А. Крылов владеет методиками оценки стоимости компаний, анализа инвестиционных проектов, методами финансового моделирования и построения вероятностных финансовых моделей.В настоящее время Тимофей А. Крылов работает старшим преподавателем в РЭУ имени Г.В. Плеханова, читает учебные курсы по предпринимательству и привлечению финансовых ресурсов в бизнес.

Тимофей Крылов разработал методику работы с бизнес-кейсами, с которой можно ознакомиться на сайте www.100cases.ru

1.1.1. Строение земной коры

Основную роль в формировании залежей нефти и газа играют осадочные породы, которые образовались в древние времена на месте морей. Земная кора, сложенная горными породами, по происхождению делится на два типа:

✓ вулканическая – образованная прорывами земной коры и, как следствие, извержениями частей жидкой мантии, которая находится в земле под большим давлением, на ее поверхность;

✓ осадочная – образованная останками животных и растений, которые, погибая, опускаются на дно морей, и, перемешиваясь с песком и илом, образуют материнский пласт, который впоследствии становится основой для образующейся в нем нефти.

Материнский пласт – это порода, непосредственно в которой происходит формирование массы углеводородов. Материнские пласты, из которых на сегодняшний день добываются углеводородные ресурсы, образовались от 60 до 2 миллионов лет назад. Это, как раз, время завершения обитания на Земле огромных млекопитающих и начала наступления ледника. Поэтому можно условно сказать, что сегодняшняя нефть, которую мы потребляем, сделана в некотором смысле из динозавров.

1.1.2. Образование залежи [1] углеводородов

Первоначально, как сказано выше, останки животных и растений, опускаются на морское дно. На дне останки начинают разлагаться, и, под действием последующих отложений, опускаются все глубже и глубже, пока не достигают глубины в 3–4 километра. На такой глубине на осадочную породу действует огромное давление! Можно условно сказать, что каждые 10 метров в толще земли или воды дают увеличение давления примерно на одну атмосферу. Не трудно посчитать, что на глубине в три километра, на породу будет действовать давление примерно в 300 атмосфер!

На этой глубине под огромным давлением останки живых организмов, и вообще любые органические вещества, разлагаются на столь мелкие фракции, что переходят фактически в жидкое состояние. Именно на этом этапе происходит образование углеводородов – сложных органических соединений с различным сочетанием атомов углерода C и водорода H в его молекулах.

После этого начинается обратный процесс. Углеводороды очень подвижны, легче воды, имеют высокую текучесть, поэтому они легко поднимаются, т. е. диффундируют наверх. Достигая поверхности земли, сотни тонн углеводородов ежегодно попадают в атмосферу, где испаряются и их съедают миллиарды бактерий, населяющих воздушное пространство.

Несмотря на то, что большая часть углеводородов бесследно исчезает в атмосфере, некоторая их часть формирует запасы нефти и газа, которые мы впоследствии используем. Однако для формирования этих запасов необходимо несколько условий. Первое условие – это наличие материнского пласта, в котором образуются углеводороды. Второе – это наличие над ним пласта-коллектора, через который нефть диффундирует наверх. Виды структур пород-коллекторов представлены на рисунке ниже.

Породы-коллекторы обычно характеризуются пористостью и проницаемостью .

Пористость – это способность породы содержать в себе нефть и газ в структуре своего пористого пространства. Пористость бывает высокой и низкой. В противоположность точки зрения обычных людей, нефть в резервуаре-коллекторе находится именно в этих порах, которые задерживают в себе жидкие углеводороды подобно тому, как кухонная губка задерживает в себе воду после того, как Вы помоете ей посуду. Нефть не хранится в бассейнах, резервуарах или пещерах, как это думает большинство людей.

Проницаемость – это характеристика структуры протоков и каналов, которые соединяют поры в породе-коллекторе. Именно проницаемость позволяет мигрировать жидкой нефти, что дает нам возможность извлекать ее через скважины и обеспечивает постоянный приток, т. е. дебит нефти.

Третье условие образования залежи нефти – это наличие ловушки. Нефть, как уже говорилось, обладает меньшей плотностью, чем вода, и даже в глубоких залежах она будет проявлять тенденцию постоянно подниматься вверх под действием окружающих ее грунтовых вод. Существует несколько типов геологических структур, которые обеспечивают такую возможность миграции углеводородов.

Ловушка – это область, ограниченная непроницаемой породой, например, солью или сланцами. Когда миграция нефти и газа сквозь проницаемую породу-коллектор останавливается такой ловушкой, в земной коре формируется резервуар нефти и газа, называемый структурой , или месторождением. Месторождение – это вскрытая, разработанная структура. Общая схема ловушки с углеводородной структурой изображена на рисунке ниже. #Autogen_eBook_id2 1.1.3. Типы углеводородных ловушекВ геологии различают несколько типов углеводородных ловушек. Основные типы ловушек показаны на рисунке ниже.

Сводная , или купольная ловушка, возникает в областях, где пласты геологических пород вспучиваются под действием внутреннего давления. Одна из разновидностей сводных ловушек, солянокупольная ловушка возникает под действием роста соляного столба из глубинных скоплений воды. Соль деформирует и подпирает осадочные породы, в том числе и нефтегазоносные слои. По мере того, как нефтеносный слой принимает форму купола, углеводороды постепенно мигрируют в верхнюю его часть, как более легкие соединения, а вода опускается вниз. Месторождение принимает форму линзы с диаметром в несколько сотен метров или километров. Тектоническая экранированная ловушка создается в результате поднятия части земной коры и образования тектонических разломов. В результате избыточного давления происходит отрыв и смещение пластов с перекрыванием одного пласта другим. Литологическая антиклиналь , с выклинивание коллектора, формируется при волнообразной деформации поверхности земной коры, словно волны, расходящиеся по поверхности земли при вулканическом извержении. При этом возникает длинная, узкая складка породы-коллектора, выпуклостью направленная вверх. Такое месторождение имеет вытянутую форму. Стратиграфическая , или структурная ловушка, образована смещением горных пород и перекрыванием породы-коллектора слоем непроницаемой породы. 1.1.4. Характеристики продуктивного пластаПродуктивным пластом называют породу-коллектор, ограниченную ловушкой, в месте наибольшей концентрации и содержания углеводородного сырья. Существует три основных типа скоплений углеводородов в продуктивных пластах: 1. Сухой газ или газовый конденсат (нефть в таких случаях отсутствует);2. Нефтяная залежь и «газовая шапка» (большое количество газа растворено в нефти, а его избыток располагается над нефтяной зоной);3. Ненасыщенная нефть (в таких структурах нефть, как правило, достаточно вязкая, и недостаточное количество газа не дает возможность сформироваться «газовой шапке»);На схеме пример нефтегазоносного месторождения.

Горизонтом называют глубину залегания продуктивного пласта, т. е. ту глубину, на которую бурят скважину. Интервалом называют диапазон глубин, в котором размещается продуктивный пласт. Существует пять основных признаков, которые позволяют геологам говорить о наличии нефтегазоносного продуктивного пласта:1. Наличие насыщенной материнской породы с высоким содержанием органических соединений; 2. Наличие породы-коллектора с высокой пористостью и проницаемостью, необходимой для того чтобы обеспечить экономически обоснованный запас углеводородов для разработки месторождения и высокий дебит нефти, достаточный для обеспечения промышленной добычи; 3. Присутствие породы-покрышки , способной образовать ловушку и задерживать нефть; 4. Наличие ловушки – трехмерного образования из коллектора и покрышки, действующего как барьер для миграции нефти наверх или расползанию в стороны; 5.  Правильная последовательность геологических событий, которая приводит к формированию углеводородов с последующим их задержанием и сохранением в ловушке.

2.1.1. Химический состав нефти

Сырая нефть – это смесь из многих химических веществ, однако углерод (С), водород (Н) и сера (S) составляют в ней более 95 %. Химическая валентность углерода – 4, валентность водорода – 1. Это означает, что один атом углерода может присоединить к себе четыре атома водорода. Если атомы углерода соединяются друг с другом по всем четырем электронным орбиталям, как бы образуя углеродную решетку, то получается каменный уголь, графит, или даже алмаз, в зависимости от силы давления, оказываемого на вещество.

Если говорить о нефти, то в ее состав входят тяжелые и легкие жидкие соединения углеводородов, а также газы. Так, газообразные углеводороды имеют от одного до пяти атомов углерода. Молекулы легкой нефти имеют шесть и более атомов углерода. Тяжелая нефть – это молекулы с 12-ю атомами углерода и более.

К углеводородным, или нефтяным газам принято относить Метан CH4, Этан C2H6, Пропан C3H8, Бутан C4H10 и Пентан C5H12. Такие углеводородные соединения еще называют парафинами , или предельными углеводородами . Условные схемы нефтяных газов представлены на иллюстрации.

Формально, Пентан C5H12 принято относить к углеводородным газам, однако на практике этот газ достаточно тяжел. Поэтому в процессе добычи при атмосферном давлении и обычной температуре окружающей среды, этот газ имеет жидкую форму. Пентан является основным компонентом газового конденсата . Газовый конденсат – это белая или светло-желтая смесь жидких углеводородов плотностью менее 0,78 г/см3, состоящая из молекул пентана и других высших легких фракций нефти, получаемая в результате их конденсации при нормальном давлении и температуре. Помимо вышеописанных соединений, в состав нефти также могут входить нафтены – это циклические соединения, например Циклопентан C5H10 и Циклогексан C6H12, а также могут входить ароматики – например, Бензол C6H6, Толуол C7H8, Ксилол C8H10. #Autogen_eBook_id6 2.1.2. Физические свойства и классификация нефтиРазные сорта сырой нефти, такие как Brent, West Texas Intermediate, Alaska North Slope и другие, имеют разный состав. В частности, различия в содержании серы могут оказать значительное влияние на то, какой сорт нефти-сырца перерабатывающие заводы будут использовать в качестве своего сырья. Разные сорта нефти могут использоваться для максимизации выхода определенных продуктов, например, бензина. Физические свойства и качественная характеристика нефти и нефтяных газов зависит от преобладания в них отдельных углеводородов или их смежных групп – так называемый, фракционный состав . В качестве основных физических свойств нефти выделяют плотность, вязкость, содержание газа. В нефтегазовой промышленности принято квалифицировать нефть-сырец по следующим признакам:✓ тяжелая и легкая – эти названия относятся к концентрации легких и тяжелых фракций углеводородов; ✓ сернистая и малосернистая – эти названия относятся к содержанию серы в нефти-сырце. Легкая , или светлая нефть – это нефть-сырец, которая состоит из легких компонентов, например, природного бензина, и, следовательно, ее переработка проще и дешевле. Такая нефть считается высококачественной. Тяжелая нефть – это нефть-сырец, которая состоит из тяжелых фракций, более длинных молекул углеводородов и обладает большей вязкостью. Такая нефть считается менее качественной. Завод по переработке светлой нефти не смог бы с легкостью справиться с тяжелой нефтью из-за разности их перегонных характеристик. Сернистая нефть – это нефть с содержанием серы от 2 % до 5 %, и даже более. Сера рассматривается как загрязняющая примесь, главным образом, из-за вопросов защиты окружающей среды. Сера может превращаться в сероводород при переработке нефти. Это смертельно ядовитый газ. Кроме того, сероводород приводит к коррозии оборудования, поэтому от него стараются избавиться как можно скорее. Малосернистая нефть – это нефть с содержанием серы менее 2 %. Эта нефть более качественная, требуется меньше усилий для ее очистки, и поэтому она дороже.

На мировых сырьевых рынках принято выделять следующие сорта нефти-сырца: ✓ West Texas Intermediate, WTI – Западно-техасская нефть, преимущественно торгуется на Нью-Йоркской бирже;✓ Brent – эталонная смесь нескольких сортов нефти, получившая название «Брент», преимущественно торгуется на Лондонской бирже;✓ Saudi Arabian Light, SAL – Саудоаравийская легкая нефть;✓ Middle East Light, MEL – Ближневосточная легкая нефть;✓ Arab Heavy и Arab Light – тяжелая и легкая аравийская нефть;✓ Urals – эталонное название для российской нефти;✓ Siberian Light – легкая сибирская нефть.

2.2.1. Международная классификация запасов

Международная классификация запасов углеводородного сырья, принятая в США и Западной Европе, и российская классификация, а точнее та, что была принята в бывшем СССР, сильно различаются между собой. Основная разница заключается в том, что советская классификация всегда отталкивалась в основном от степени геологической изученности того или иного объекта сырьевой базы, в то время как международная, или западная классификация учитывает также экономическую целесообразность извлечения из недр тех или иных углеводородных ресурсов. В таблице ниже приведена разбивка по типам ресурсов углеводородов в соответствии с их международной (западной) классификацией.

Данная классификация разработана в США государственной Комиссией по ценным бумагам и биржам (SEC – Securities and Exchange Commission), которая является основным законодательным органам по стандартам бухгалтерского учета в Соединенных Штатах. Необходимо отметить, что, несмотря на то, что законодательные акты, принятые и утвержденные SEC, формально действуют исключительно в Соединенных Штатах, однако многие из них, например такие, как Общепринятые методы бухгалтерского учета (GAAP – General Agreed Accounting Principles), Закон Сарбейнса-Оксли (SOX – Sarbanes Oxley Act) и другие законы, получили широкое распространение не только в США, но и в других странах. Эти законы фактически негласно стали международными стандартами для участников рынка ввиду их четкости, наглядности, научной обоснованности и удобства пользования для всех заинтересованных сторон.

Далее расшифруем каждый из приведенных в таблице терминов: ✓ Доказанные запасы (Proved reserves) – это количества нефти и природного газа, которые могут быть извлечены с коммерческой прибылью при существующих ценах и затратах, на существующем оборудовании и технологиях; ✓ Доказанные освоенные запасы (Proved developed reserves) – это запасы, которые могут быть извлечены из существующих скважин на уже установленном оборудовании и при существующих технологиях, и считается, что есть, по крайней мере, 80 % вероятность извлечения указанного объема. К доказанным освоенным запасам также допускается относить дополнительные количества нефти и газа, которые можно извлечь, применяя закачку жидкости под давлением или другие прогрессивные технологии только после того, как получено экспериментальное подтверждение эффективности этой технологии на данной скважине; ✓ Извлекаемые запасы (Producing reserves) – это запасы, которые ожидается извлечь из нефти/газоносного горизонта с помощью скважины, полностью подготовленной и сданной в эксплуатацию; ✓ Готовые к извлечению запасы (Nonproducing reserves) – это запасы, которые существуют за контуром существующих скважин или на небольшой глубине под уровнем добычи существующих скважин, и которые ожидается начать извлекать в ближайшем будущем при минимальных затратах на подготовку; ✓ Доказанные неосвоенные запасы (Proved underdeveloped reserves) – это запасы, которые предполагается извлечь из новых скважин или неразбуренных месторождений, а также существующих скважин, если для их подготовки потребуются существенные затраты. Во всех случаях необходимо иметь надежные обоснования того, что после бурения эти запасы будут извлекаемы. Возможный дополнительный эффект увеличения добычи от применения прогрессивных технологий к неосвоенным запасам учитываться не должен; ✓ Недоказанные запасы (Unproved reserves) – это те объемы нефти и газа, промышленное извлечение которых из известных месторождений возможно в будущем при наличии определенных экономических и технических условий. Общепринятые методы бухгалтерского учета (GAAP) не требуют отражения в отчетности недоказанных запасов; ✓ Вероятные запасы (Probable reserves) – это те запасы, промышленная добыча которых скорее возможна, чем нет. Вероятные запасы включают: ✓ Запасы, которые будут подтверждены обычным последовательным бурением;✓ Запасы, приращиваемые за счет уплотняющего бурения и промышленно осуществимых методов повышения нефтеотдачи.Вероятные запасы – запасы, которые будут добыты с вероятностью более 50 %;✓ Возможные запасы (Possible reserves) – это недоказанные запасы, в отношении которых анализ геологической и технологической информации дает меньше оснований для промышленной добычи. Возможные запасы включают запасы, которые могут существовать за территориями запасов, относящихся к группе вероятных, нефтегазоносные коллекторы, которые могут не иметь промышленного значения, запасы, приращиваемые при дальнейшем уплотняющем бурении, но зависящие от технических неопределенностей. Возможные запасы – запасы, которые будут добыты с вероятностью менее 50 %. Помимо вышеизложенных определений, международные стандарты устанавливают также понятия резервуара и месторождения. Фактически, резервуар – это коллектор, ограниченный геологической ловушкой. Не следует путать резервуар и продуктивный пласт, поскольку последний представляет собой лишь ту часть резервуара, из которой физически возможно извлечь углеводородное сырье. Понятие «резервуар» шире, чем понятие «продуктивный пласт». Месторождение – это группа геологически однородных резервуаров. Комиссия по ценным бумагам и рынкам (SEC) дает следующие определения этих понятий:

✓ Резервуар (Reservoir) – пористая и проницаемая подземная формация, аккумулирующая извлекаемые объемы нефти и газа, и окруженная непроницаемой каменной стеной или водой и изолированная от других резервуаров.

✓ Месторождение (Field) – область, состоящая из одного или нескольких скоплений (Резервуаров) нефти или газа, относящихся к одной и той же геологической форме.

2.2.2. Российская классификация запасов

Как говорилось выше, российская, как и бывшая советская, система учета запасов осуществляется без учета экономической целесообразности излечения этих запасов. В соответствии с РСБУ (Российские стандарты бухгалтерского учета) постановка запасов на баланс осуществляется автоматически, по мере их обнаружения, в то время как в западных компаниях постановка запасов на баланс осуществляется лишь после анализа экономической эффективности промышленной добычи этих запасов.

В России, как и в бывшем СССР, принята следующая система классификации запасов:

✓ Категория А – детально разведанные и изученные запасы;

✓ Категория B – залежи, которые разведаны и изучены с детальностью, обеспечивающей выяснение основных особенностей условий залегания, но без точного отражения пространственного положения;

✓ Категория C1 – запасы, которые либо находятся в стадии разведки, либо по которым была осуществлена разведка и была проведена их частичная оценка;

✓ Категория C2 – запасы, предварительно оцененные, когда границы месторождений не определены;

✓ Категория C3 – неоткрытые перспективные ресурсы и ресурсы с признаками перспективности;

✓ Категория D – неоткрытые запасы, наличие которых предполагается в данном районе на основе общих региональных геологических исследований.

В результате экспертной сравнительной оценки запасов российских нефтяных компаний по обеим классификациям – российской и международной – удалось установить опытным путем следующее приблизительное соотношение: Доказанные запасы = Категория A + Категория B + 70 % Категории C1 ( межд. классиф .) ( росс. классиф .) В целом, общую сравнительную картину классификации запасов по российскому и международному стандарту в более наглядной терминологии можно представить в виде следующей таблицы:#Autogen_eBook_id10 2.2.3. Геологическая оценка запасовДля геологической оценки извлекаемых ресурсов углеводородов могут использоваться следующие источники:1. Объемометрическая оценка резервуара;2. Сопоставление аналогичных параметров с других скважин на том же добычном участке;3. Экстраполяция данных по предшествующей добыче и давлении в том же резервуаре;4. Комплексные всеобъемлющие исследования, включающие сложные математические расчеты и анализ множественных параметров для крупных месторождений.Геологическая оценка извлекаемых локализованных ресурсов углеводородов одного резервуара производится объемным методом . При этом, с целью достижения различных степеней статистической достоверности (statistical reliability), используется вероятностное распределение параметров, входящих в состав формулы расчета извлекаемых ресурсов. При этом для большинства расчетных параметров задается нормальное распределение, кроме параметра «эффективная нефтенасыщенная толщина пласта», который подчиняется логнормальному закону распределения вероятности величины параметра. Следовательно, количество извлекаемых ресурсов нефти также будет иметь логнормальное распределение вероятности увеличения значения. На схеме представлены параметры, входящие в состав формулы объемного метода измерения ресурсов углеводородав.

Формула объемного метода определения извлекаемых ресурсов углеводородов в резервуаре следующая:

Qproducing = Sreservoir × hefficient × Кporosity × Ksaturation × Poil × Kshrinkage × Кextraction

где: Qproducing – извлекаемые ресурсы, млн.тSreservoir – площадь залежи, км2hefficien – эффективная (нефтенасыщенная) толщина пласта, мКporosity – пористость, %Ksaturation – нефтенасыщенность, доли ед.Poil – плотность нефти, г/см3Poil – степень усадки нефти, доли ед.Кextraction – коэффициент извлечения

На сегодняшний день, для более наглядного понимания величины извлекаемых ресурсов того или иного месторождения, специалисты отрасли, как правило, указывают не только объем извлекаемых ресурсов месторождения, в млн. тонн, но также и вероятностную характеристику возникновения данного объема, как правило, в градациях 90 %, 10 % и 50 %. Так, если, например, объем некоторого месторождения по детерминистской оценке составляет 226 млн. тонн извлекаемых ресурсов, то специалисты указывают сразу три цифры: P90 – 72,4 млн. тонн, P10 – 731,7 млн. тонн, и P50 – 223,3 млн. тонн. Такая оценка означает, что если мы разбурим данное месторождение, то вероятнее всего мы сможем добыть из него примерно 223 млн. тонн сырья. При этом 72 млн. тонн мы уж точно из него добудем! (Вероятность этого очень высока – 90 %!) При этом мы можем добыть значительно больше, чем 223 млн. тонн, а именно, можем добыть даже до 731 млн. тонн. Но вероятность этого события очень мала – всего лишь 10 %. Помимо геологической оценки извлекаемых ресурсов, нефтедобывающим компаниям также очень важно посчитать рентабельность каждого отдельного резервуара в отдельности и всего месторождения в целом. Этот параметр напрямую зависит от давления в нефтяных скважинах, и фактически определяет дебит нефти из той или иной скважины. Формула расчета рентабельности скважины следующая:

Рентабельность = Дебит × Объем резервуара

Чем выше давление в скважине, тем больше дебит нефти. Кроме того, если давление в скважине недостаточно высокое, то приходится применять различные методы повышения нефтеотдачи пласта, опускать в скважину погружные насосы и использовать прочее дорогостоящее оборудование. Так называемые «нефтяные качалки», которые мы привыкли видеть на картинках про «нефтянку» – это не что иное, как наземные насосы-«качалки», которые толкают поршень, находящийся глубоко в скважине, для того чтобы вытолкнуть на поверхность оставшуюся нефть из старой скважины, в которой давно уже иссякло собственное давление, создаваемое нефтенасы-щенным пластом. На иллюстрации представлена схема насоса-«качалки».

Давление в скважине определяется по следующей формуле:

Р = pgh

где: P — давление, атм. p — плотность, кг на литр g — ускорение свободного падения, 9,8 м/с h — высота столба, м100

Так, для обычной скважины в Черном море глубиной 2 500 метров и плотностью нефти в 750 грамм на литр, давление в забое скважины будет составлять: 0,75 × 9,8 × 25 ≈ 184 атмосферы. 2.2.4. Мировые и российские запасы углеводородов, их доступность

На сегодняшний день в мире открыто около 30 000 месторождений. Из всего количества разведанных месторождений 75 % мировых запасов углеводородного сырья сконцентрировано лишь в 1 % открытых структур (менее 300 месторождений). Большая часть месторождений, которые находятся на суше, уже практически выработана. Большие запасы нефти и газа находятся в месторождениях на морском шельфе. Причем большая часть этих запасов находится в Арктике, и пока на сегодняшний день недоступна человечеству ввиду технических, технологических, экономических и природно-экологических проблем и ограничений. На иллюстрации представлены некоторые перспективные структуры Арктики.

Доступность арктических шельфовых месторождений осложнена тяжелейшими ледовыми условиями и отсутствием наработанных технологий добычи в этом регионе. На схемах ниже представлены карты сплоченности льда в Арктике по морям в период максимального освобождения водной глади ото льда, т. е. с мая по сентябрь. В остальное время Арктика полностью покрыта льдом. Баренце-Печорское море Карское море Море Лаптевых Чукотское море

Шельфовые месторождения представляют основную часть перспективных разработанных месторождений в мире, поскольку месторождения на суше, как уже отмечалось, практически истощены. Так, например, по версии консалтинговой компании Ernst & Young доказанных запасов на суше в России осталось на 22 года, в США – на 10 лет, в Канаде и Норвегии – менее чем на 9 лет [2] . Между тем, степень участия российских компаний в шельфовых проектах очень низкая. Так, в России на шельфе добывается лишь 3 % нефти, в то время как в мире эта цифра в среднем составляет 34 %. По данным экспертов, российские компании выйдут на уровень добычи в 150 млн. тонн углеводородов в год к 2030 году, и 40 % этого объема будет добываться на шельфе.

Доказанные запасы нефти в мире составляют [3] : ✓ в Северной Америке – 49,9 млрд. баррелей,✓ в Южной Америке – 98,6 млрд. баррелей,✓ в Африке – 77,4 млрд. баррелей,✓ на Ближнем Востоке – 685,6 млрд. баррелей,✓ в Юго-восточной Азии – 38,7 млрд. баррелей.

Оценка доказанных запасов в России варьируется по оценкам различных источников от 48 до 135 млрд. баррелей [4] , что составляет от 6,8 до 19,3 млрд. тонн. Подробная информация о российских запасах углеводородов представлена в таблице [5] . #Autogen_eBook_id16

По данным Министерства Энергетики РФ месторождения углеводородов в России гораздо быстрее истощаются, чем разведываются и вводятся в эксплуатацию новые. Часто нефтяным компаниям выгоднее и быстрее покупать готовые месторождения, или даже целые компании, чем заниматься разведкой и подготовкой новых месторождений. К тому же, в России стремительно снижается качество месторождений: за счет ускоренной добычи, нефть из продуктивных пластов не может быть извлечена полностью. Коэффициент извлечения нефти (КИН) в настоящее время упал от уровня 0,35 – 0,5, который был в Советском Союзе, до уровня 0,23 – 0,3, а по некоторым данным до 0,17 – 0,2. Например, коэффициент извлечения нефти в странах Персидского залива составляет 0,5–0,7, а на шельфовых месторождениях Канады и США – до 0,75.

2.3.1. Поисковая разведка на участке

Перед освоением любого нефтегазоносного участка перед геологами стоит непростая задача – увидеть невидимое, т. е. по некоторому количеству признаков определить с высокой вероятностью наличие углеводородов в том или ином месте их возможного залегания. Для этого геологи используют ряд методов: проводят геологические и геофизические работы, геохимический анализ почвы и атмосферы, 2D и 3D сейсмоакустические исследования, бурят поисково-разведочные скважины, извлекают и анализируют образцы керна, проводят каротаж.

Геологические работы предусматривают использование топологических карт, магнитометров и гравиметров для получения информации о структуре, толщине и плотности осадочных пород.

Геофизические работы включают в себя интерпретацию результатов сейсмоакустических исследований в попытке определить наличие формаций, необходимых для аккумуляции углеводородов, т. е. антиклиналей, соляно-купольных ловушек и т. д.

Геохимический анализ позволяет судить о наличии месторождения по выходу на поверхность газа и нефти даже в незначительных количествах.

Сейсмоакустические исследования предназначены для получения данных, основываясь на которых можно построить трехмерную картинку залегающих под поверхностью земли пластов. Сейсмоакустические данные получаются с помощью посылки акустических волн, созданных на поверхности вибрацией, либо взрывом. Вглубь Земли посылается мощный акустический звуковой сигнал. Акустические волны проходят сквозь пласты пород. Каждый слой земной коры отражает звуковой сигнал по-разному, так как обладает различной плотностью. Отраженные волны регистрируются установленными на поверхности сейсмоприемниками, и информация интерпретируется с помощью компьютеров и оборудования для создания сейсмограммы. После обработки получается характеристика слоев: глубина залегания, материал породы и толщина слоя.

Сейсмоакустические исследования могут проводиться как на суше, так и на море. В ходе морских исследований специальное судно создает источник сейсмических сигналов, например, взрывая небольшие заряды на поверхности воды. Датчики, установленные на этом судне или на других судах, принимают отраженные сигналы. Морские сейсмоакустические исследования стоят приблизительно 350 долларов США на км, в то время как исследования на суше стоят более 1000 долларов США на км.

Результатом сейсмоакустических исследований обязательно становится геологическая модель нефтегазоносного пласта в 2D-модели или 3D-модели. 2D-модель предлагает пользователю простую картинку-«срез» залегания пласта месторождения в каком-либо месте, в то время как 3D-модель позволяет увидеть месторождение «в объеме». Точность 3D-моделей современных сейсмоакустических исследований достигает одного метра. Это значит, что такая модель предоставляет пользователю данные о плотности, насыщенности и материале пород исследуемого пласта с точностью до одного кубометра грунта. На следующем рисунке представлен пример результатов современного сейсмоакустического исследования.

Сейсмоакустические исследования, однако, не точны и устанавливают всего лишь возможность существования нефтяного резервуара в данной области. Существует ли резервуар на самом деле – определяется только с помощью бурения скважины. Тем не менее, данные полученные с помощью сейсмоакустических исследований, часто служат тем основанием, исходя из которого, нефтяные компании делают инвестиции в приобретение неразработанного участка для возможного в будущем бурения.

Для того чтобы установить типы геологических пластов и глубину их залегания, может понадобиться пробурить структурно-поисковую скважину (Stratigraphic Test Well). Эти скважины практически всегда бурятся для получения информации, и вероятность того, что при их бурении будут обнаружены углеводороды, мала. Обычно такие скважины предшествуют приобретению прав на полномасштабные поисково-разведочные работы на данном лицензионном участке.

По мере бурения поисково-разведочной скважины, из нее постоянно берут керн. Керн – это образцы грунта, извлекаемые с различных глубин скважины для анализа залегающих пластов по мере прохождения ствола скважины. Керн тщательнейшим образом анализируется на предмет его состава, пористости, плотности, содержащихся в нем жидкостей и прочих параметров. По окончании бурения скважины, до того как произвести в ней цементирование, в скважине проводят каротаж . Каротаж – это комплекс работ по измерению плотности, пористости, электропроводности и гамма-излучения залегающих вокруг ствола скважины пластов. Каротаж осуществляют при помощи специальных приборов и датчиков, которые опускают в ствол скважины. 2.3.2. Добыча нефти и газаРаботы по освоению любой углеводородной структуры начинаются с разведки и поиска продуктивных пластов (резервуаров) на ней методами, описанными в предыдущем параграфе. По результатам геологоразведочных работ определяются четкие границы месторождения и проводятся уточняющие поисково-изыскательные работы (ПИР) на перспективном участке. Если поисково-изыскательские работы дали положительный результат, то осуществляется лицензирование участка с последующим подтверждающим бурением поисково-разведочных скважин. Если наличие нефти на участке было подтверждено бурением, т. е. поисково-разведочные скважины дали дебит нефти, то начинается промышленная эксплуатация участка. На основе установленных границ месторождения составляется карта бурения эксплуатационных скважин. Карта бурения – это схема расположения скважин на местности, которая предусматривает оптимальное расположение добывающих (эксплуатационных) и нагнетательных (сервисных) скважин с целью наиболее эффективной нефтедобычи, а также схема наиболее короткой и удобной «разводки» трубопроводов, соединяющих скважины с пунктом сбора и первичной переработки нефти. Обычно скважины располагаются на местности в шахматном порядке, либо в виде сотового заполнения, на расстоянии в несколько сотен метров друг от друга. Если скважины бурятся с морской буровой платформы, то здесь, ни о каком «расположении на местности», естественно, говорить не приходится, поэтому вся «разводка», необходимая для наиболее эффективного достижения продуктивного пласта, осуществляется под землей, при помощи сложного бурения наклонно-направленных скважин.По завершении бурения осуществляется заканчивание скважин. Процедура заканчивания скважины предусматривает подключение фонтанной арматуры – комплекса из клапанов, труб и задвижек, необходимого для управления подачей углеводородного сырья из скважины. Скважина подсоединяется к накопительному резервуару, а также к трубопроводу, который направляет добытую жидкость на пункт первичной очистки и переработки нефти, где из нее удаляется грязь, вода, и другие примеси. Жизненный цикл нефтедобывающей скважины обычно составляет от 15 до 35 лет. Важным показателем при добыче нефти является коэффициент добычи нефти (КИН) , который рассчитывается как соотношение объема извлеченной нефти из месторождения ко всему объему месторождения. Необходимо понимать, что на величину коэффициента добычи нефти влияет не только обводненность месторождения, которая показывает степень наличия нефти в добываемой скважинной жидкости, но способность человека изъять максимум этой скважинной жидкости из пласта, используя те или иные методы повышения нефтеотдачи. Необходимо также отметить, что, несмотря на активное использование методов интенсификации добычи, «медленная» добыча нефти из пласта способствует повышению КИН, в то время как «быстрая» добыча наоборот «убивает» месторождение. При слишком быстрой добыче, нефть, в силу своей природной вязкости, просто не успевает настолько быстро подойти к стволу скважины, нежели содержащаяся в коллекторе вода. В результате, видимая обводненность месторождения быстро повышается и добычу на участке прекращают, фиксируя при этом очень малый КИН. Схема основных этапов жизненного цикла скважины показана на рисунке.

Сплошной линией на рисунке показано количество извлекаемой нефти, а пунктирной линией показано количество скважинной жидкости, т. е. смеси нефти и воды. Очевидно, что по мере эксплуатации месторождения, нефти из скважины добывается все меньше, а воды – все больше. Именно поэтому себестоимость добычи нефти на старых месторождениях выше, чем на недавно разработанных. По мере эксплуатации месторождения, всегда, рано или поздно наступает такой момент, когда продолжать добычу на этом участке становится экономически не выгодно, поскольку существует тесная связь между себестоимостью добычи и ценой на нефть. Изменение цен на нефть часто является основным критерием для принятия решения о дальнейшей разработке месторождения, нежели наличие благоприятных геологических условий. Римскими цифрами от I до IV на схеме жизненного цикла скважины условно выделены основные этапы периода добычи на участке, а именно:1. наращивание добычи,2. стабилизация добычи, или, как говорят среди нефтяников, «выход на полку»,3. снижение добычи,4. остаточный дебит – это и есть экономически нерентабельный период эксплуатации скважины, с наступлением которого промышленную добычу прекращают, а скважину заглушают, или ликвидируют .

Более детально, разработка месторождения состоит из следующих этапов:

1.  Добуровая (предварительная) разведка. Добуровая разведка предусматривает оценку вероятных запасов на участке и оценку экономической целесообразности разработки месторождения.

2.  Приобретение прав на разведку и добычу. Приобретение прав на добычной участок включает лицензирование участка и подписание государственного контракта.

3.  Поиск на участке. Бурение поисково-разведочных скважин.

4.  Оценка месторождения. Определение характера, глубины залегания и продуктивности нефтенасыщенных пород.

5.  Разработка месторождения. Бурение дополнительных скважин, обустройство и заканчивание скважин, установка наземного оборудования для обеспечения эффективной и безопасной промысловой добычи.

6.  Организация добычи на участке. Сбор скважинной жидкости, состоящей из нефти, газа и воды. Передача ее на пункт первичной переработки нефти, где отделяется вода, грязь и другие примеси.Стабилизация нефти, т. е. удаление легких углеводородов, для обеспечения ее пригодности к дальнейшей транспортировке и продаже. Организация кратковременного хранения нефти до ее реализации. Учет объемов добычи. Отгрузка нефти в трубопроводную магистраль.

7.  Консервация скважин и ликвидация участка. После достижения экономического предела эксплуатации, скважина заглушается ниже уровня земной поверхности. Наземное оборудование демонтируется.Необходимо добавить, что в скважине может устанавливаться не одна цементная пробка, а несколько. Ведь обсадная колонна скважины может со временем проржаветь в земле, и в ней могут образоваться сквозные отверстия из-за коррозии. Кроме того, в стволе скважины могла быть выполнена перфорация в нескольких местах для последовательного извлечения различных групп углеводородов, например, перфорация для извлечения нефти из продуктивного пласта и перфорация для извлечения нефтяного газа из «газовой шапки». В этом случае пробки устанавливаются на различных уровнях с целью предотвращения взаимопроникновения жидкостей различных пластов и смешивания грунтовых вод с остатками скважинной жидкости. Это делается для того, чтобы не допустить загрязнения грунтовых вод.

2.3.3. О скважинах

Как с точки зрения ведения бизнеса, так и с точки зрения бухгалтерского учета, существует три категории скважин:

✓ Поисково-разведочные,

✓ Эксплуатационные,

✓ Вспомогательные .

Поисково-разведочная скважина (Exploratory well) – это скважина, пробуренная для поисков и добычи нефти и газа в областях с неподтвержденной нефте– и газоносностью, для поисков новых месторождений в областях с подтвержденной продуктивностью, или для выхода за пределы области «подтвержденной» продуктивности разведанного участка.

Эксплуатационная скважина (Development well) – это скважина, пробуренная в пределах подтвержденной области нефтяного или газового месторождения на глубину стратиграфического горизонта, о котором известно, что он продуктивный. Другими словами, эксплуатационная скважина бурится для получения доступа к уже обнаруженным запасам, которые, согласно определениям геологов-нефтяников, считаются «установленными».

Вспомогательная скважина (Service well) – это скважина, пробуренная и подготовленная для увеличения производительности существующего месторождения. Скважины этого типа используются для ввода газа (например, пропана, бутана, или иного природного газа), а также воды, пара, воздуха, либо отведения соленой воды, либо для контроля внутреннего давления продуктивного пласта, либо для иных смешанных функций. Процесс строительства скважины , а именно так правильно говорят в среде нефтяников, начинается с бурения. Бурение может осуществляться на суше, с бурового судна, либо с морской буровой платформы гравитационного или плавучего типа. Скважину бурят при помощи буровой вышки , постепенно наращивая буровую колонну и опуская ее в ствол скважины. На конце буровой колонны находится долото , или буровая коронка . Внешний вид буровой коронки представлен на рисунке.

Верхнюю часть скважины называют устьем , а дно скважины – забоем . Строение скважины схематически показано на рисунке ниже.

По мере того, как скважина пробурена, в нее опускают обсадную колонну , а затем стенки скважины цементируют. В забой скважины опускают перфоратор, которым в стенках скважины пробивают дырки. Это делается для того, чтобы нефть могла свободно поступать из продуктивного пласта в ствол скважины. Перфораторы бывают механического и взрывного типа. По мере бурения, в ствол скважины обязательно подается буровой раствор, который, во-первых, охлаждает буровую колонну и долото, во-вторых, препятствует выбросу скважинной жидкости на поверхность ввиду высокого давления в забое. Плотность бурового раствора подбирается таким образом, чтобы он, с одной стороны, не шел в пласт, а с другой стороны, предотвращал неконтролируемый выход скважинной жидкости на поверхность. Плотность бурового раствора регулируется путем добавления обыкновенной соли. Чем больше соли – тем тяжелее раствор.На рисунке представлена схема буровой установки.

Для каждой скважины определяются такие понятия как дебит скважины и депрессия . Дебит скважины – это производительность скважины, выражается в м3, тоннах, или баррелях в сутки. Дебит снижается по мере эксплуатации скважины, и его приходится поддерживать искусственными методами. Депрессия – разность давлений у забоя скважины и в призабойной зоне, которая ведет к перемещению внутрипластовой жидкости внутри продуктивного пласта в сторону забоя скважины. Чем больше депрессия, тем больше дебит скважины. Депрессию можно увеличить, создавая дополнительное давление на продуктивный пласт. Современные технологии позволяют относительно легко бурить скважины на глубину до 6–7 км, в некоторых случаях до 10 км, и даже 12 км, в зависимости от типа породы и других геологических условий. Кроме того, на сегодняшний день активно используется наклонное и направленное бурение. Такие технологии позволяют практически из одной и той же точки на земле, где создана вся необходимая инфраструктура и куда подведены коммуникации, бурить не одну вертикальную скважину, а бурить куст наклонно-направленных скважин, что позволяет захватывать бурением различные продуктивные пласты, либо накрывать целиком один обширный пласт. Более того, каждая скважина может еще также иметь боковые стволы (БС), которые позволяют повысить нефтеотдачу с одного пласта, и в тоже время сэкономить на проходке, поскольку каждый метр бурения скважины стоит немалых денег. Так, например, скважина глубиной в 3000 м обходится нефтяной компании примерно в 3 млн. долларов. Скважины, пробуренные на морском шельфе, могут стоить в десятки раз дороже. Наклонно-направленная скважина, имеющая один или несколько боковых стволов, называется многозабойная . Условные схемы различных скважин представлены на иллюстрации ниже. На рисунке показаны боковые стволы, кустовое бурение, а также различные виды наклонно-направленных скважин, которые используются для достижения различных резервуаров (тип 1), для максимизации дебита с одного пласта (тип 2), или для «ухода в горизонталь» (тип 3).

На практике скважины одного куста обычно располагаются в один или два ряда подряд, по 8-10 скважин в ряду, на расстоянии друг от друга между скважинами одного куста всего в 3–5 метров. Кустовое бурение дает возможность значительно сэкономить на инфраструктуре добычного участка. Не стоит забывать, что нефть, как правило, добывают не в центре городских поселений, а в труднодоступных и заболоченных местах тундры, либо вообще с дорогостоящих платформ на морском шельфе. Не зависимо от того, бурится в одном месте одна скважина или целый куст скважин, место бурения необходимо предварительно подготовить, а именно:

✓ насыпать и выровнять песчаную площадку; ✓ сделать обязательную двухметровую предохранительную обваловку для предотвращения разлива нефти по близлежащей территории в случае аварии; ✓ сделать дорогу к месту бурения;✓ подвести на площадку электричество;✓ провести нефтепровод и другие трубы для подачи на куст воды и отведения добытого углеводородного сырья.

Спрашивается, стоит ли это все делать только лишь ради одной скважины?! Типичный пример обустройства нефтяного куста с дорогой, отсыпкой и обваловкой представлен на фото внизу.

Технологически, боковой ствол (БС) бурят следующим образом. Сначала бурят основную скважину. Затем на нужной глубине ставят цементную пробку толщиной до нескольких метров. После этого, в том же месте, непосредственно через цементную пробку, забуривают боковой ствол направленным бурением, постепенно уводя долото в нужную сторону. Когда боковой ствол готов, то оставшуюся цементную пробку пробивают при помощи специального направленного перфоратора. Такую процедуру можно проводить несколько раз на разных уровнях скважины. Ниже на рисунке показаны схемы современных наклонно-направленных скважин с большим количеством боковых стволов. Платформа «Хиберния» – пример разбуривания сложных пластов нефтегазоносной залежи с нарушенной структурой залегания. Буровой комплекс «Ястреб» – пример разбуривания с суши нефтегазоносной структуры Чайво, которая находится на морском шельфе под водой. Месторождение находится в территориальных водах острова Сахалин в Охотском море, на расстоянии от 8 до 11 км от берега. Оператор обоих проектов – компания ExxonMobil. К месторождению Чайво удалось «дотянуться» с берега при помощи наклонно-направленных скважин, которые уходят полностью в горизонталь.#Autogen_eBook_id25 Платформа «Хиберния»

Буровой комплекс «Ястреб»

2.3.4. Способы добычи и методы ее интенсификации При существовании определенных благоприятных условий нефть из скважины может течь под действием естественного вытеснения. Добычу естественным вытеснением называют первичным методом добычи, который также получил название естественный режим . Когда нефть заходит в ствол скважины, но не поднимается до самой поверхности, ее можно выкачивать на поверхность при помощи насосов. Существует несколько способов подъема нефти по скважине: ✓ Фонтанный способ – это естественный способ добычи, когда нефть выходит на поверхность самостоятельно под воздействием внутреннего давления. Естественный выход нефти может происходить под влиянием двух геологических факторов, которые обуславливают причину фонтанирования скважины: ✓ Артезианское фонтанирование – это фонтанирование за счет давления воды в горизонте, лежащем ниже уровня продуктивного пласта. Если территория месторождения располагается, в целом, ниже уровня окружающих территорий, то может сложиться ситуация, когда горизонт грунтовых вод как бы «подпирает» снизу продуктивный пласт за счет разницы уровня грунтовых вод на различных территориях, простираясь на большие расстояния; ✓ Фонтанирование за счет энергии газа происходит в том случае, когда в продуктивном пласте имеет место не слишком высокое давление. Однако, сама нефть в этом коллекторе легкая, и в ней растворено большое количество нефтяного газа. Плотность такой нефти мала, и, соответственно, удельный вес такой нефти очень низкий. Попадая в ствол скважины, легкая нефть не может «перевесить» давление окружающих ее жидкостей, находящихся в пласте-коллекторе, и постепенно поднимается. По мере восхождения потока нефти наверх, давление нефтяного столба в нем падает. Растворенный в нефти газ расширяется, и нефть становится еще легче. Может создаться ситуация, когда содержащийся в нефти газ вообще переходит в газообразное состояние. Нефтяной столб наполняется пузырьками газа, которые, устремляясь вверх, еще больше выталкивают нефтяной столб на поверхность; ✓ Газолифтный способ, от англ. gas lift, дословно «поднимает газ» – это такой механизированный способ подъема нефтяного столба, при котором в забой скважины по специальной трубке подается сжатый воздух. Попадая в столб скважины, воздух смешивается с нефтью, частично растворяется в ней, понижая ее плотность и удельный вес. Восходящие пузырьки воздуха также толкают перед собой нефтяной столб наверх. Этот механический способ подъема нефти, в своей основе, аналогичен естественному фонтанированию за счет энергии газа; ✓ Насосные способы – это механизированные способы подъема нефтяного столба с использованием насосов. Выделяют два типа насосов: ✓ Штанговые насосы – это насосы-«качалки», расположенные на поверхности земли около устья скважины. Насос-«качалка» толкает длинный шток, соединенный с поршнем и клапаном, опущенным в скважину на глубину залегания продуктивного пласта. Однако, нет необходимости опускать поршень до конца, в забой скважины. Достаточно опустить его до уровня, на который может подняться столб скважинной жидкости самостоятельно. На рисунке представлена схема насоса-«качалки».

✓ Электроцентробежные насосы (ЭЦН), или погружные насосы , которые опускаются непосредственно на дно скважины и выталкивают столб скважинной жидкости наверх. Первичные методы добычи обеспечивают лишь от 5 % до 15 % нефтеотдачи продуктивного пласта. Когда естественного вытеснения жидкости из продуктивного пласта не достаточно для того, чтобы заставить скважину давать нефть, то могут быть использованы искусственные методы вытеснения жидкости в ствол скважины. Такие методы называют вторичными методами добычи. Вторичные методы включают «омоложение» резервуара при помощи закачки в него газа, воды, горячих жидкостей или пара, и химических веществ для увеличения давления, растворения и разжижения пластовой жидкости, повышения жидкостно-напорных сил. Ученые-геологи постоянно придумывают все новые и новые способы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, чтобы постоянно увеличивать коэффициент извлечения нефти (КИН) , а также иметь возможность разрабатывать все новые, более сложные месторождения, содержащие трудноизвлекаемые залежи углеводородов. По типу воздействия вторичные методы добычи разделяют на методы воздействия на залежь нефти и методы воздействия на призабойную зону . Современные методы воздействия на трудноизвлекаемые залежи углеводородов предусматривают одновременно и тот, и другой тип воздействия. Вторичные методы добычи обеспечивают нефтеотдачу продуктивного пласта на уровне от 20 % до 60 % объема внутрипластовой жидкости. Существуют также третичные методы добычи углеводородов. К ним относят сложные комбинированные методы воздействия, которые делятся на термические и физико-химические . Основным термическим методом воздействия на пласт является внутрипластовое горение . К физико-химическим способам воздействия относят закачку в пласт под большим давлением различных сложных веществ и их комбинаций: полимеры, пены, щелочи, композиции жидкостей и газов, микробиологические соединения. Третичные методы воздействия обеспечивают от 35 % до 75 % нефтеотдачи пласта. Естественный режим добычи нефти на месторождениях на территории России на сегодняшний день фактически отсутствует. Давно прошли те времена, когда можно было обойтись без механизированной добычи нефти [6] . Сегодня возможность использования различных методов повышения нефтеотдачи пластов полностью определяет перспективы дальнейшего развития нефтедобычи на российских месторождениях. Статистика [7] показывает следующее соотношение способов добычи нефти с использованием различных методов повышения нефтеотдачи пласта российскими нефтедобывающими компаниями:✓ 44 % нефтедобычи осуществляется за счет физических методов воздействия на пласт;✓ 29 % нефти извлекается с применением гидродинамических методов;✓ 11 % нефти добывается методами интенсификации добычи, как правило, на старых советских месторождениях, добычу на которых удалось снова запустить благодаря способам, которые отсутствовали ранее;✓ По 8 % добычи приходится на тепловое и химическое воздействие на пласт.Рассмотрим далее некоторые современные методы интенсификации добычи:✓ Закачка воды в пласт осуществляется для того, чтобы повысить внутрипластовое давление, а также восполнить пространство, образовавшееся в результате уже осуществленной добычи. Вода в пласт подается через нагнетательные скважины . Принято различать законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение; ✓ Закачка горячей воды в пласт является разновидностью термического воздействия на пласт, и осуществляется не только в целях повышения давления в продуктивном пласте, но также горячая вода способна разжижать содержащуюся в нем нефть; ✓ Закачка пара имеет то же воздействие на пласт, что и закачка горячей воды, однако способность разжижать нефть у пара сильнее – частицы углеводородов легче конденсируются на газообразных молекулах воды; ✓ Закачка газа в пласт способна восполнить «газовую шапку» материнского пласта, что помогает восстановить внутрипластовое давление; ✓ Химическое воздействие предусматривает закачку соляно-кислотных соединений, щелочей, микробиологических реагентов, которые разжижают внутрипластовую жидкость. Эти методы воздействия особенно эффективны на месторождениях с вязкой нефтью; ✓ Тепловое воздействие на призабойную зону при помощи подачи в пласт горячего газа. Непродолжительное тепловое воздействие способствует очищению перфорации в забое скважины, а также крупных каналов и более мелких пор породы-коллектора от скопившихся солей, натечных отложений, образовавшихся сгустков нефти, которые препятствуют проникновению скважинной жидкости в ствол скважины; ✓ Гидроразрыв пласта (ГРП)  – это механическое воздействие на пласт, при котором в скважину под большим давлением закачивается жидкость с большим содержанием мелких и средних полипропиленовых гранул. Давление закачиваемой жидкости столь велико, что оно вызывает образование вертикальных трещин по всей толщине породы-коллектора. При этом закачиваемая жидкость, поступая в продуктивный пласт, несет с собой пластиковые шарики-гранулы. Эти шарики попадают в трещины и застревают в них. Они нужны для того, чтобы не дать новообразованным трещинам сомкнуться, когда давление в стволе скважины будет возвращено в норму и дебит нефти восстановится. Первоначально, метод гидроразрыва пласта именовался как гидропескоструйная перфорация , а вместо пластиковых гранул соответственно использовался песок. Метод гидроразрыва становится особенно эффективным при добыче из пластов-коллекторов с поврежденной и неоднородной структурой, там, где извлечение пластовой жидкости осложнено вклиниваниями фрагментов непроницаемых пород в породу-коллектор; ✓ Термогазовое воздействие предусматривает не временную закачку горячего газа в добывающую скважину, как при тепловом воздействии , а постоянную закачку газа в нагнетательную скважину, пробуренную до уровня забоя добывающей скважины. Нагнетаемый в пласт поток горячего воздуха или газа разжижает нефть и создает внутри материнского пласта нефтяной вал, который движется в сторону добывающей скважины, повышая тем самым ее нефтеотдачу (см. схему).

✓ Внутрипластовое горение обеспечивается при помощи подачи в пласт смеси воздуха и нефтяного газа с последующим воспламенением горючей смеси. Внутрипластовое горение обеспечивает существенное прогревание материнской породы, нагревает, разжижает и повышает текучесть пластовой жидкости, способствует очищению призабойной зоны; ✓ Термогравитационное дренирование пласта (ТГДП) предусматривает бурение вспомогательных скважин, до уровня чуть выше (на 5-10 метров), чем забой добывающих скважин. Через вспомогательные скважины в пласт подается горячий пар под давлением. Частицы пара, соприкасаясь с пластовой жидкостью, конденсируются, и вместе с частицами углеводородов стекают вниз по породе-коллектору. Попадая в призабойную зону, смесь углеводородов и воды отправляются наверх по стволам добывающих скважин. Данный метод особенно хорош для добычи особо вязкой нефти, которая фактически находится не в жидком состоянии, а представляет собой сметанообразную массу. 2.3.5. Добыча нефти на шельфеДобыча нефти на шельфе имеет существенное отличие от добычи на суше. Ввиду того, что стоимость строительства нефтяной платформы колоссальна, скважинами, которые расходятся с платформы в разные стороны, пытаются охватить как можно большую часть месторождения. Ввиду этого скважинный куст, пробуриваемый с платформы, значительно больше и сложнее кустов, которые бурятся на суше. Если на суше скважины бурят просто вертикально, или с небольшим отклонением в сторону, то скважины на шельфе имеют, как правило, сложную форму: они уходят сначала вниз, затем отклоняются в сторону, и затем снова уходят глубоко вниз. Одна скважина может при этом иметь несколько боковых стволов. Количество скважин одного куста на морской нефтедобывающей платформе может достигать 160 штук.

Для осуществления добычи на море на сегодняшний день используют несколько различных видов эксплуатационных нефтедобывающих платформ. Все виды платформ делятся на два основных типа: ✓ гравитационные платформы , которые устанавливаются непосредственно на грунт, т. е. на морское дно; ✓ плавучие платформы , которые плавают на поверхности моря и стабилизируются на месте при помощи тех или иных способов фиксации.

Различные виды гравитационных платформ изображены на схеме.

Говоря о гравитационных платформах, нужно отметить, что это именно тот тип платформ, который, благодаря свой колоссальной тяжести и огромной физической прочности, сегодня чаще всего используется в тяжелых ледовых условиях северных морей. Однако гравитационные платформы имеют один существенный недостаток – глубина моря в местах установки платформ должна быть незначительна, и не может превышать нескольких сот метров. Самая высокая на сегодняшний день гравитационная платформа «Троль-А» (Норвегия) стоит на глубине чуть более 300 метров. Рассмотрим основные типы гравитационных платформ:

✓ искусственный остров создается путем насыпания песка, гравия и иного грунта на мелководном участке моря, на глубине до 20 метров; ✓ ледяной остров создается путем намораживания льда брандспойтами с пожарных судов или ледоколов. По мере застывания льда и намораживания ледяной корки, такой плавучий остров постепенно становится все толще и толще, до тех пор, пока не ляжет на морское дно. Максимальная глубина установки та же, что для искусственного острова; ✓ самоподъемная буровая установка (СПБУ) – самый распространенный тип относительно легкой гравитационной конструкции, имеющей подвижные опоры-ноги, которые, выдвигаясь вниз, упираются в морское дно. Для транспортировки СПБУ на место бурения, используют специальный транспортный корабль, как показано на рисунке.

Глубина установки СПБУ – не более 100 метров. ✓ гравитационная железобетонная конструкция представляет собой бетонный монолит огромной массы. Такой тип платформы – это самая тяжелая и дорогая платформа. Гравитационная платформа имеет квадратный или остроугольный каркас в своем основании для отсечения льда и вертикальные металлические, либо бетонные ноги-опоры. Платформа устанавливается на глубине, как правило, от 100 до 300 метров. На фото представлен вариант опорного основания железобетонной платформы.

✓ гравитационная металлическая платформа имеет квадратный металлический каркас в основании, засыпанный внутри камнями и грунтом, Металлическая платформа устанавливается на глубине от 50 до 100 метров. Типичный пример засыпанной изнутри металлической платформы – МЛСП «Приразломная».

Если глубина моря превышает 300 метров, и нет возможности установить гравитационную платформу, то в этом случае используют один из плавучих вариантов добычных платформ. Плавучие платформы устанавливаются на глубине более от 300 метров и до 2,5–3 километров. Существует много различных видов стабилизации платформы и крепления платформы к грунту. Схематически различные виды таких платформ изображены на иллюстрации.

Слева направо на рисунке выше изображены следующие типы платформ: ✓ платформа с натяжным якорным креплением (по англ.: TLP – tension legs platform) представляет собой два мощных горизонтальных плавучих буя, от которых идет вверх шесть колонн. На колоннах крепится верхнее строение [8] . Стабилизация платформы осуществляется путем натяжения якорных цепей и некоторого притапливания основания платформы, которое имеет излишнюю плавучесть. Глубина моря в местах установки таких платформ может составлять от 300 до 1500 метров. На иллюстрации показан принцип стабилизации платформы TLP.

Такие платформы перевозят на специальных кораблях с очень низким уровнем палубы. Когда нужно погрузить платформу на корабль, или наоборот выгрузить, то специальные огромные пустые емкости транспортного корабля наполняются водой, и корабль почти полностью уходит под воду, а платформа остается плавать на поверхности. Аналогичным образом осуществляется погрузка платформы на корабль, однако в этом случае очень важно правильно позиционировать платформу над палубой корабля, в противном случае корабль с платформой заваливается набок и может затонуть. На фото внизу показан принцип перевозки платформы TLP.

✓ мини-TLP – разновидность вышеописанного варианта плавучей платформы, с той разницей, что платформа «мини-TLP» имеет лишь одну опорную ногу. Такие платформы меньше по размерам, и, соответственно, могут нести на себе меньшее количество технологического оборудования, однако боковое сопротивление у такой платформы тоже меньше, что позволяет ей лучше сопротивляться волновым и ледовым нагрузкам. Схема платформы изображена на рисунке.

✓ SPAR (по англ.: single point anchor reservoir – глубоководная плавучая платформа типа «поплавок») – это такая плавучая платформа, корпус которой имеет значительно большую осадку по сравнению с его шириной. Высота корпуса такой платформы составляет около 200 метров, а глубина воды на месте установки платформы должна составлять от 300 до 1500 метров. Платформа SPAR во время волнения ведет себя аналогично рыболовному поплавку, вытянутому в вертикальном направлении. Устойчивость такой платформы обеспечивается за счет низкого центра тяжести платформы, который всегда находится ниже центра плавучести, а также за счет максимальной степени натянутости якорных креплений, которые с большой силой притягивают платформу к морскому дну. Однако, для еще большей устойчивости подводная часть платформы SPAR снабжена наклонными винтообразными «лопостями», которые отсекают боковые водные потоки и ледяные массивы, и направляют их вниз либо вверх, параллельно корпусу платформы.

✓ полупогружная буровая установка (ППБУ) аналогична по своему устройству платформе TLP, с той лишь разницей, что она крепится якорными креплениями не жестко, т. е. не «внатяг», а достаточно свободно, просто для того, чтобы оставаться на месте. Полная стабилизация платформы осуществляется при этом с помощью системы динамической стабилизации , с использованием гироскопов и компьютерного оборудования. Такая платформа может работать на морской глубине до 3000 метров; ✓ буровое судно (в англоязычном варианте: FPSO – floating production storage offloading – «плавучее производство, хранение, отгрузка») предназначено для бурения и добычи углеводородов на глубине до 7000 метров. Судно стабилизируется на поверхности при помощи сложной системы винтов, управляемых компьютером с использованием гироскопов и навигационных систем. Помимо описанных выше способов добычи нефти на шельфе, на сегодняшний день изучается возможность подводной добычи углеводородного сырья, что особенно актуально в арктических морях. С этой целью российские ученые в настоящее время конструируют подводное буровое судно (ПБС), которое, по задуманной технологии, ложится на донную опорную плиту (ДОП), прикрепляется к ней и осуществляет подводное бурение, а затем пробную добычу углеводородов. Такая технология позволяет не только экономить значительные средства на возведении материалоемких гравитационных оснований, но и уберечь инфраструктуру подводного месторождения от воздействия льдов, айсбергов, а также чрезмерно низких температур, которые могут иметь место на поверхности моря.После завершения бурения, подводное буровое судно отсоединяется от донной плиты и переходит на другой объект, а непосредственно на донную плиту монтируют подводный устьевой комплекс, установку сепарации нефти и насосы для перекачки углеводородного сырья. Также по дну моря прокладывается трубопроводная транспортная магистраль. Это дает возможность осуществлять круглогодичную добычу сырья, без перерывов на зимний период, и позволяет максимально обезопасить трубопровод от внешних физических воздействий и различных повреждений.

2.3.6. Транспортировка нефти и газа

Транспортировка углеводородных нефтепродуктов может осуществляться двумя способами: нефтепроводным транспортом , или нефтеналивными баржами и танкерами.

Нефтепроводный способ транспортировки нефти – это достаточно дешевый способ, при условии отгрузки больших объемов нефтепродуктов в течение длительного периода времени одному и тому же покупателю. Однако, этот способ имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, это огромные расходы на строительство тысяч километров трубопроводов, а также большие затраты на запуск трубопровода, связанные с необходимостью изначально заполнить трубопровод миллионами тонн нефти. При эксплуатации трубопроводов существуют экологические и политические риски, а также риск обеспечения безопасности использования и предотвращения воровства нефтепродуктов, при помощи «врезки» в трубопроводную магистраль. Сохранность трубопровода также зависит от политической стабильности в регионах, через которые проходит трубопровод.

Помимо вышеизложенного, нефтедобывающим компаниям и другим операторам рынка достаточно неудобно использовать единую нефтепроводную систему по причине того, что, сдавая в эту систему сырую нефть разного качества и, соответственно, разной стоимости, на выходе все компании получают примерно одинаковую нефть усредненного качества, т. е. имеет место эффект «средней температуры по больнице».

Нефтеналивные танкеры и баржи используются для транспортировки сырой нефти по краткосрочным или долгосрочным договорам поставки. Для загрузки и разгрузки танкеров необходим нефтеналивной терминал, оборудованный всеми необходимыми приспособлениями для перегрузки нефтепродуктов. Транспортировка морским транспортом – это самый экологически опасный способ транспортировки нефти. Танкеры перевозят сотни тысяч тонн сырой нефти. Для обеспечения транспортной безопасности и физической устойчивости судна, корпус корабля изнутри разделен переборками , которые не дают переливаться нефти с одной стороны танкера на другую в случае сильного волнения или при маневрах корабля. Кроме того, в случае аварии, в море выливается меньшее количество нефти – нефть выливается только из тех частей трюма, переборки которых были повреждены, а не со всего корабля.

Транспортировка сжиженного газа осуществляется по морю газовозами , имеющими круглые шарообразные хранилища, сделанные из нескольких слоев металла и пластика, как показано на рисунке.

2.3.7. Переработка нефти

Современная нефтехимическая промышленность имеет возможность получать большое количество различных веществ и соединений из нефти. При перегонке, или ректификации, дистилляции сырой нефти из определенного ее количества удается в среднем получить, в зависимости от качества нефти, примерно 46 % бензина, 22 % солярки, 10 % авиационного топлива, 5 % нефтяного битума, 0,5 % керосина, 1,5 % смазочного масла, 15 % нефтехимии и других продуктов.

Первоначально, до подачи сырой нефти на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), ее очищают от примеси воды, песка, серы, парафинов и прочих соединений. Это происходит непосредственно на месторождении – на пункте сбора и первичной переработки нефти. Транспортировать грязную нефть по трубопроводам или грузить на морской танкер бессмысленно! Затем, на нефтеперерабатывающем заводе начинается процесс перегонки и более глубокой переработки нефти.

Перегонка – это процесс высокотемпературного разделения сырой нефти на составляющие фракции. Перегонка основана на том, что различные составляющие нефти кипят и конденсируются при различной температуре. Фракции, кипящие при низких температурах, называются легкими, а при высоких – тяжелыми. В процессе перегонки сырая нефть разделяется на бензин, дизельное топливо, моторные масла, котельное топливо, реактивное топливо, консистентные смазки, бутан и другие газы, а также прочие полезные продукты. Перегонка нефти осуществляется в ректификационной колонне , схема устройства которой изображена на иллюстрации.

В таблице указаны температурные условия, при которых переходят в жидкое состояние, или конденсируются различные фракции нефти:

Перегонка нефти – это самый старый и простой способ переработки нефти. Однако при атмосферной перегонке нефти – а давление в ректификационной колонне близко к атмосферному – компоненты, кипящие при температуре выше 480⁰, выделить не удается. При попытках нагрева паронефтяной смеси до такой температуры начинается неконтролируемое разложение нефти, что недопустимо. Вместо нагрева до высоких температур, применяется вакуумная перегонка нефти. Вакуумная перегонка производится при пониженном давлении, близком к вакууму. Это эквивалентно нагреванию до 540⁰ – 590⁰, и можно выделить тяжелый и легкий вакуумный дистиллят, не допуская разложения нефти. Помимо перегонки, для более глубокой переработки нефти используют другие современные технологии:Крекинг – это процесс углубленной переработки нефти, при котором длинные углеводородные молекулы расщепляются на более короткие и легкие составляющие. При этом выход более ценных продуктов, таких как бензин и дизельное топливо, увеличивается. Выделяют следующие разновидности крекинга: термический, каталитический, гидрокрекинг . Термический крекинг – это процесс раскола длинных молекул углеводородов на более короткие при нагревании до температуры свыше 480⁰. При термическом крекинге тяжелая фракция нефти Цетан C16H34 раскалывается при высокой температуре на Октан C8H18, Гексан C6H14 и Этилен C2H4. Схема процесса гидрокрекинга представлена на иллюстрации.

Висбкрекинг – это упрощенный термически крекинг, который иначе еще называют «крекинг для бедных». Висбкрекинг отличается от термического крекинга интенсивностью протекающих процессов, при этом только 20 % – 30 % тяжелого остатка нефти подвергается трансформации. Каталитический крекинг происходит с использованием катализатора. Катализатор – это вещество, которое инициирует или ускоряет химическую реакцию, но само при этом не расходуется. Сырьем для каталитического крекинга обычно является прямогонный тяжелый газойл, а также легкая фракция вакуумной перегонки. Когда большие молекулы разрываются на части, то водорода оказывается недостаточно, чтобы насытить все молекулы, и некоторая часть углерода переходит в кокс, почти целиком состоящий из атомов углерода. Гидрокрекинг осуществляется при помощи добавления водорода в перегонную установку. Атомы водорода замыкают свободные связи углерода и образуют легкие углеводороды вместо кокса. Катализаторы также используются при гидрокрекинге. Катализаторами являются молекулы CoS, MoS, NiS. Каталитический риформинг – это преобразование одних углеводородных молекул в другие. Расщепления в данном случае не происходит. Назначение этого процесса – получение ароматизированных бензиновых дистиллятов, которые используются в качестве высокооктанового компонента в бензине. При каталитическом риформинге происходит реакция циклонизации, при которой парафины превращаются в нафтены. Например, H-гептан C7H16 превращается в Метилциклогексан C6H14, с высвобождением одной молекулы водорода H2.

Другая разновидность риформинга – реакция дегидрирования, при которой нафтены превращаются в ароматику. Например, Циклогексан C6H12 превращается в Бензол C6H6, с высвобождением трех молекул водорода H2.

Ароматика – это циклические углеводороды с двойными связями, так называемыми бензольными кольцами . Ароматика используется вместо свинца для повышения октанового числа бензина, т. е. для повышения его допустимой степени сжатия. Последним процессом, которым завершается как простая переработка нефти (перегонка), так и сложная переработка нефти (крекинг), является процесс воссоединения побочных продуктов расщепления углеводородов. Этот процесс называется алкилированием, и осуществляется для использования отходов нефтепереработки. Алкилирование – это процесс обратный крекингу. Пропилен, бутилен и изобутан, образующиеся при перегонке и крекинге, могут быть преобразованы в более полезные продукты путем соединения молекул газов друг с другом. Процесс идет в присутствии катализатора – серной и фтористоводородной кислоты. Алкилаты имеют жидкую форму, и впоследствии используются в автомобильной, электронной и текстильной промышленности. Из них делают различные сетки, фильтры, а также современные синтетические ткани с различными интересными и полезными свойствами, например, чулки и женские колготки.

Сотни лет до н. э.  – Египтяне использовали нефть для консервации мумий. Китайцы сжигали природный газ для обогрева. Американские индейцы использовали нефть как смолу для промазывания лодок.

Около 350 г. до н. э . – Китайцы использовали бамбуковые трости, чтобы бурить песчаную почву и вытягивать из земли нефть.

18 век – Появление первых продуктов нефтепереработки: керосин для ламп, смазка для повозок и механизмов.

19 век – Увеличение спроса на нефть с началом промышленной революции.

1859 – Первое коммерческое бурение.

1870 – Создание Джоном Рокфеллером компании Standard Oil.

1873 – Начало коммерческой добычи в Баку.

1885 – Изобретение двигателя внутреннего сгорания. Открытие месторождений на Суматре.

1890 – Изобретение дизельного двигателя.

1901 – Начало добычи фонтанным способом. Мировое потребление нефти составляет 5 млн. баррелей в сутки.

1908 – Начало выпуска Генри Фордом автомобиля Модели Т. Открытие месторождений в Иране.

1911 – Standard Oil преобразуется в ExxonMobil. Конец монополии Дж. Рокфеллера на нефть.

1920 – Открытие месторождения за полярным кругом Норман Уэллс.

1930 – Мировое потребление нефти составляет 10 млн. баррелей в сутки.

1932 – Начало добычи нефти на месторождении за полярным кругом.

1936 – Открытие месторождений в Саудовской Аравии.

1937 – Первое бурение на море.

1952 – Открытие месторождений в Тюмени.

1956 – Открытие месторождений в Алжире и Нигерии.

1956 – Открытие газовых месторождений в Нидерландах.

1960 – Образование ОПЕК. Мировое потребление нефти составляет 20 млн. баррелей в сутки.

1963 – Начало промышленного освоения месторождений нефти в Сибири, появление на карте городов Тюмень, Нижневартовск и Надым.

1965 – Открытие газовых месторождений в Северном море, начало добычи в Норвегии.

1967 – Начало добычи на первой в мире ледостойкой платформе на месторождении Гранит Поинт на Аляске.

1969 – Начало эксплуатации первого нефтеналивного танкера.

1973, 17 октября – В ответ на войну с Сирией, Египтом и Израилем ОПЕК вводит эмбарго на поставку нефти в США, и на 70 % увеличивает отпускные цены в Европу. Цена на нефть поднимается с 3 до 5 долларов за баррель.

1973 – Первый в мире искусственный остров в море Боффорта.

1974, январь – Цена на нефть поднимается до 12 долларов за баррель. Стоимость галлона бензина в США – поднимается с 30 центов до 1,2 доллара. Индекс Dow Jones падает в два раза. Инфляция составляет 11 % в месяц.

1974 – ОПЕК снова в два раза увеличивает цены на нефть.

1977 – Открытие месторождений на Сахалине.

1980 – Начало Ирано-Иракской войны, стремительный рост цен на нефть.

1983 – Начало падения мировых цен на нефть. Поток нефтедолларов в СССР иссякает, начало кризиса эпохи застоя.

1986 – Падение спроса на нефть, перенасыщение рынка. Рекордное падение цен на нефть до 10 долларов за баррель.

1988 – Пробурена самая северная в мире морская скважина в Баренцевом море.

1990 – Вторжение Ирака в Кувейт. Мировое потребление нефти составляет 60 млн. баррелей в сутки.

1991 – Открытие крупнейшего Ванкорского месторождения в России. Потребление энергии в США достигает 50 баррелей нефтяного эквивалента на человека в год, в Индии – только 2 барреля.

1992 – Начало строительства крупнейшей ледостойкой платформы Hibernia в Канаде.

1995 – Начало строительства платформы «Приразломная» в Баренцевом море. Конфликт между Greenpeace и компанией Shell относительно ликвидационного затопления глубоководной нефтяной платформы Brent Spar.

1996 – Установка в Северном море крупнейшей в мире морской платформы Troll-A высотой 472 метра на глубине 303 метра.

1997 – Начало эксплуатации крупнейшей ледостойкой платформы Hibernia в Канаде.

1998 – Азиатский кризис. Падение цен на нефть.

2001 – Провозглашение государственного курса на освоение арктического шельфа в России. Мировое потребление нефти составляет 80 млн. баррелей в сутки.

2002 – Строительство крупнейшей в мире наземной буровой установки высотой 52 метра на Сахалине.

2005 – Начало добычи в рамках проекта «Сахалин-1».

2008 – Самая протяженная в мире скважина глубиной 11,680 м построена на Сахалине.

2009 – Начало добычи на Ванкорском месторождении. Подготовка программ освоения арктического шельфа крупнейшими российскими нефтяными компаниями.

2010, 10 апреля – Катастрофа в Мексиканском заливе.

2012 – Запуск в эксплуатацию платформы «Приразломная».

2013 – НК «Роснефть» становится крупнейшей в мире нефтяной компанией по количеству доказанных запасов.

2013, сентябрь – Акция активистов Greenpeace против платформы «Приразломная».

2020 – По прогнозам, мировое потребление нефти должно достичь 100 млн. баррелей в сутки.

2030 – Добыча в России должна составить 1 млрд. баррелей в год.

1 баррель = 42 галлона = 160 литров = 0,16 м3 = 5,6 футов3

1 галлон = 3,8 литра = 0,024 барреля = 0,004 м3 = 0,13 футов3

1 литр = 0,001 м3 = 0,035 футов3 = 0,00625 барреля = 0,2625 галлона

1 м3 = 35 футов3 = 1000 литров = 262,5 галлона = 6,25 барреля

1 фут3 = 0,18 барреля = 7,5 галлона = 28,57 литра = 0, 02857 м3

1 баррель нефти = 5 487 футов3 природного газа = 205 кг угля 1 фут3 природного газа = 0,037 кг угля = 0,00018 барреля нефти1 кг угля = 0,0049 барреля нефти = 26,77 футов3 природного газа

1 тонна нефти = 1168 литров нефти = 1 144 м3 прир. газа = 1 465 кг угля 1 литр нефти = 0,00086 тонны нефти = 1,02 м3 прир. газа = 1,26 кг угля1 м3 прир. газа = 0,9798 литра нефти = 0,00087 тонны нефти = 1,28 кг угля1 кг угля = 0,78 м3 прир. газа = 0,765 литра нефти = 0,00068 тонны нефти

1 тонна нефти = 7,3 барреля нефти = 1168 литров нефти 1 литр нефти = 0,00625 барреля нефти = 0,00086 тонны нефти1 баррель нефти = 0,137 тонны нефти = 160 литров нефти

1 баррель сырой нефти = 1 баррель нефтяного эквивалента = 5800 кДж тепла

1 баррель нефти в день = 50 тонн нефти в год

НК – нефтяная компания

РН – Роснефть

BP – British Petroleum

CH – Chevron

CP – ConocoPhillips

EM – ExxonMobil

PB – Petrobras

PC – Petronas Carigali

RDS – Royal Dutch Shell

SH – StatoilHydro

TT – Total

COND – конденсат

OIL – сырая нефть

LNG – liquid natural gas – сжиженный природный газ

LPG – liquid petroleum gas – сжиженный нефтяной газ

NG – natural gas – природный газ

NGL – natural gas liquid – газоконденсатная жидкость

NPV – net present value – чистая дисконтированная стоимость (фин. термин)

IRR – internal rate of return – внутренняя норма рентабельности (фин. термин)

CIDS – concrete island drilling system – железобетонная буровая платформа

FPU – floating production unit – плавучая нефтедобычная система

FPSO – floating production storage offloading – плавучая система добычи, хранения и отгрузки

SPAR – single point anchor reservoir – глубоководная плавучая платформа типа «поплавок»

TLP – tension legs platform – платформа с натяжным якорным креплением

VLCC – very large crude carrier – очень большой перевозчик сырой нефти (морск. термин)

ULCC – ultra large crude carrier – сверхбольшой перевозчик сырой нефти (морск. термин)

АК – акустический каротаж

БЗРГ – блок замера и регулирования газа

БКНС – блочная кустовая насосная станция

БС – боковой ствол

БС – буровое судно

ВИНК – вертикально интегрированная нефтяная компания

ВЛГ – выше лежащий горизонт

ВНК – водонефтяной контакт

ГДИС – гидродинамическое исследование скважин

ГИС – геофизическое исследование скважин (каротаж)

ГК – газовый конденсат

ГМБУ – гравитационная мобильная буровая установка

ГРП – гидроразрыв пласта

ГТМ – геолого-технологические мероприятия

ДНС – дожимная насосная станция

ЗБС – забуривание боковых стволов

ИДН – интенсификация дебита нефти

ИО – искусственный остров

КИН – коэффициент извлечения нефти

КИПиА – контрольно-измерительные приборы и аппаратура

КО – кессонный остров

КРС – капитальный ремонт скважин

КУУК – коммерческий узел учета конденсата

ЛО – ледяной остров

МЛСП – морская ледостойкая стационарная платформа

НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых

НИР – научно-исследовательские работы

НКТ – насосно-компрессорная станция

НКТ – насосно-компрессорная труба

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

НТС – научно-технический совет

ПИР – проектно-изыскательские работы

ПНП – повышение нефтеотдачи пластов

ПО – погружное оборудование

ПОБУ – подводная буровая установка

ППБУ – полупогружная буровая платформа

ППД – поддержание пластового давления

ППН – пункт подготовки нефти

ПХГ – подземное хранилище газа

СПБУ – самоподъемная буровая установка

СРП – соглашение о разделе продукции

СУ – сепарационная установка

ТГДП – термогравитационное дренирование пласта

ТР – технологический режим

УВ – углеводороды

УКПГ – установка комплексной подготовки газа

УУПГ – узел учета природного газа

ЦПС – центральный пункт сбора нефти и газа

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов

ЭЛОУ – электрообессоливающая установка

ЭЦН – электроцентробежный насос

1. «Нефть и газ»

2. «Нефтегазовая вертикаль»

3. «Бурение и нефть»

4. «Нефть, газ и бизнес»

5. «НефтьГазПраво»

6. «Технологии нефти и газа»

7. «Нефтяное хозяйство»

8. «Геология нефти и газа»

9. «Разведка и добыча»

10. «Oil of Russia»

11. «Oil & Gas Eurasia»

12. «World Oil»

13. «Oil &Gas Journal»

Примечания

1

Родительный падеж от слова «залежь» (Прим. автора)

2

По данным на 2010 г. (прим. автора)

3

По данным Ernst&Young

4

Минимальная оценка – Oil&Gas Journal, максимальная – International Petroleum Encyclopedia

5

В скобках – для самого крупного месторождения

6

Старожилы нефтяной отрасли рассказывают, что в начале 1950-х годов на месторождениях Прикаспийской низменности можно было лопатой выкопать в песке яму и ведром черпать из нее нефть. Нефть была настолько легкая и хорошая, что ее можно было прямиком заливать вместо солярки в трактор, и трактор работал! (Прим. автора)

7

По данным компании Лукойл (Прим. автора)

8

В сфере строительства нефтедобывающих платформ приняты следующие термины: нижняя часть платформы называется «опорным основанием», а верхняя часть, на которой располагается жилая инфраструктура вместе с добычным и технологическим оборудованием, называется «верхним строением» (Прим. автора)