• ИНТЕРЕСНОЕ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ
• НЕФТЯНОЙ КРИЗИС

ИННОВАЦИОННАЯ КОМПАНИЯ

Человечество ведёт добычу нефти уже несколько веков. Сначала нефть просто собирали в тех местах, где она сочилась из земли, позже стали рыть для этой цели неглубокие колодцы. В 1859 году Эдвин Дрейк пробурил первую нефтяную скважину в Пенсильвании. Глубина той скважины составляла всего 21 м. С тех пор нефтяникам в поисках сырья приходится всё сильней удалятся от поверхности земли, сейчас скважины глубиной 3000-3500 м являются обычным делом. Кроме того, если раньше на большинстве месторождений нефть била фонтаном из скважины за счет высокого внутрипластового давления, то теперь чаще всего для её поднятия на поверхность приходится применять различные технические ухищрения. Говоря научным языком, за счёт естественного истощения месторождений происходит постепенное снижение их продуктивности и качество сырьевой базы ухудшается. Поскольку новые залежи нефти в природе не образуются, дать прогноз на будущее нефтяной отрасли несложно. В недалёкой перспективе нефтяным компаниям придётся вести разработку истощенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В 1992 году в России была создана компания, которая специализируется на работе именно с такими месторождениями. Полностью она называется "Российская инновационная топливно-энергетическая компания", а сокращенно - "РИТЭК".
График прироста добычи нефти компанией РИТЭК

График прироста добычи нефти компанией РИТЭК

     Основным направлением деятельности "РИТЭКа" стало внедрение самых современных технологий в области нефтедобычи. Поначалу "РИТЭК" не имел собственных месторождений и оказывал сервисные услуги другим компаниям. Этот этап генеральный директор "РИТЭКа" Валерий Грайфер описывает так: "Приступая к капитальному ремонту скважин, "РИТЭК" сразу стал применять новые технологии, передовое оборудование. При этом условия выполнения работ были следующими: допустим, скважина до остановки имела дебит 20 тонн в сутки, а мы повысили её производительность до 40 тонн в сутки. Половина дополнительно добытой нефти отдавалась заказчику, а другая половина - "РИТЭКу". Средства, полученные от реализации сырья, "РИТЭК" вкладывал в покупку лицензий на эксплуатацию недр. К концу 2004 года компания владела лицензиями на 27 месторождений с запасами по категории С1+С2 1 млрд тонн и 5 поисковыми площадями с перспективными ресурсами 920 млн тонн.
     Но главный интерес представляют не запасы углеводородов на месторождениях "РИТЭКа", а интеллектуальный потенциал, накопленный компанией. После превращения "РИТЭКа" из сервисной в добывающую компанию, он не прекратил работу по разработке и внедрению новых технологий. "Наши добывающие мощности как раз и существуют для финансирования инновационной деятельности", - подчеркивает В.Грайфер. Компания создала собственное машиностроительное предприятие "РИТЭК-ИТЦ", которое выпускает оборудование для эксплуатации месторождений, в том числе собственную уникальную разработку - вентильный электропривод, позволяющий управлять темпом отбора нефти из скважины. Широко применяется полимерно-гелевая система "РИТИН-10", предназначенная для обработки нагнетательных скважин. Применение полимерно-гелевых реагентов увеличивает отбор нефти и повышает конечный коэффициент нефтеизвлечения.
     Вообще, конечный коэффициент нефтеизвлечения - больная тема российской нефтянки. С советских времён основным способом поддержания продуктивности месторождения была технология площадного заводнения. Она заключается в том, что с помощью нагнетательных скважин в пласт подаётся вода, которая вытесняет из него нефть. Метод прост и не требует больших затрат, что обеспечило ему повсеместное использование. Оборотной стороной площадного заводнения является крайне низкий коэффициент извлечения нефти, в среднем по России не превышающий 35%. Это означает, что 65% сырья, залегающего в недрах, навсегда останется на своём месте. В некоторых, особо неудачных случаях, традиционная методика разработки месторождений приводила к ситуации, когда месторождение признавалось выработанным и выводилось из эксплуатации при извлечении всего 8-10% от начальных запасов. Следует отметить, что эта проблема существует не только в нашей стране. Показатель извлечения нефти в США, Канаде и Западной Европе составляет 33-37%, странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии - 24-27%. Поэтому интерес к разработкам "РИТЭКа" проявляют не только российские недропользователи. В частности, "РИТИН-10" используется нефтяной компанией Султаната Оман Petroleum Development Oman LLC, ведутся переговоры с компаниями из Индии и Венесуэлы.
     В перспективе В.Грайфер считает возможным создание так называемого "интеллектуального месторождения" - взаимосвязанной технической системы, управляющей параметрами работы скважин на промысле в режиме реального времени. Такая система за счёт поддержания оптимальных условий эксплуатации недр позволила бы извлекать из пласта 60-70% содержащейся в нём нефти. Оставаясь реалистом, Грайфер отмечает, что на текущем моменте проект "интеллектуального месторождения" остаётся нерентабельным по причине высокой стоимости требуемого оборудования. Но при сохранении существующих тенденций к росту цены на нефть и падению стоимости электронных компонентов, в недалёком будущем такая система может стать экономически выгодной. Вместе с тем, увеличение коэффициента извлечения всего на 1% в масштабах России эквивалентно открытию крупного нового месторождения нефти. Поэтому внедрение разработок "РИТЭКа" отвечает не только интересам компании, но и всей страны.

Денис Захаров, 07.03.2005

<<< к оглавлению

Партнёры:

"Нефтяное обозрение"
ОБРАТНАЯ СВЯЗЬ

ДИЗАЙН САЙТА:
GERMES STUDIO