Нефтяно́й про́мысел (нефтепромысел), технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора нефти и сопровождающего её газа, а также обработки продукции скважин с последующей транспортировкой потребителям. Нефтяной промысел включает в себя скважины, групповые замерные установки, дожимные насосные станции, трубопроводы, пункт сбора нефти, газа и воды, а также другие установки различного назначения.

Нефтяной промысел оснащается сооружениями и коммуникациями двух типов: основными и вспомогательными. К основному типу относятся нагнетательные и контрольные скважины, установки для подготовки нефти и воды, трубопроводы, резервуарные парки, насосные и газокомпрессорные станции и др. Вспомогательный тип включает себя объекты энерго- и водоснабжения, канализации, транспортные сети и др.

Сооружения нефтяного промысла характеризуются полной герметизацией от каждой скважины до промыслового пункта сбора продукции, что исключает загрязнение окружающей среды, а также уменьшает потери добываемой продукции. Трубопроводы защищаются от продольных деформаций, возникающих при изменении температуры и давления, за счёт применения П-образных компенсаторов, а также поворотов трассы трубопровода. Для прохождения очистных и диагностических устройств отводы компенсаторов выполняются радиусом гнутья R=5DN. Обслуживание и ремонт трубопроводов, переключение потоков, а также уменьшение отрицательного воздействия на окружающую среду в случае аварии осуществляется с использованием запорной арматуры.

Природоохранные мероприятия на нефтепромысловых заводах предусматривают использование очистных сооружений и полигонов для размещения отходов. Кроме того, проводится экологический мониторинг окружающей среды, осуществляются мероприятия по восполнению природных ресурсов (запуск молоди рыб в водоёмы, высадка лесов и др.).

На объектах нефтепромысла производится постоянный экологический мониторинг (локальный, региональный и глобальный), осуществляется наблюдение за окружающей средой, а также сравнение полученных показателей с эталонным значением. Замеры проводятся в воздухе, поверхностных водах и в земле, также исследуется влияние радиационных шумов и др.

Добываемая нефть с сопровождающим её газом направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где определяется процент содержащейся воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой нефти (т. н. газовый фактор). По замерам подсчитывается суточный дебит каждой скважины. К замерной установке подключается 10–30 скважин. После замеров газ отделяется от нефти методом разделения добываемого сырья на фракции. В ходе первичного производства продукция представляет собой взрывоопасную смесь, поскольку жидкие углеводороды соединены с газовыми. Для изменения состава смесь помещается в промышленные нефтегазовые сепараторы, в которых осуществляется отведение твёрдых включений, солевых фракций, частиц воды и других примесей.

По типу сепараторы делятся на горизонтальные или вертикальные. Сепараторы отличаются по проявлению рабочей силы (гравитационная, гидроциклонная, инерционная) и количеству разделяемых фаз. По рабочему давлению сепараторы подразделяются на вакуумные (до 0,1 Мн/м²), низкого (0,1–0,6 Мн/м²), среднего (0,6–1,6 Мн/м²) и высокого (1,6–6,4 Мн/м²) давления. Отбор нефти в фильтрационном оборудовании осуществляется из нижней части сепаратора, а газ отводится из самой высшей точки, что исключает попадание нефти в газопровод. Нефть, освобождённая от попутного газа, обезвоживается и обессоливается тепловым, химическим или электрическим способом. Пластовая вода с минеральными солями отделяется до остаточного содержания солей в товарной нефти не более 50 мг на 1 л. Газ направляется потребителям или на заводы для переработки.

В 21 в. контроль и управление режимами эксплуатации нефтяных скважин, системой сбора и подготовки нефти, газокомпрессорными, нефтяными и водонасосными станциями на нефтяных промыслах осуществляются с помощью автоматизации и телемеханики.

В 2021 г. в России была внедрена технология подготовки нефти, основанная на разделении водонефтяной эмульсии на нефть и воду под воздействием ультразвуковых волн. Процесс осуществляется в трубопроводе, без использования специализированных резервуаров для сепарации. Новая технология позволяет более чем на 30 % снизить расход деэмульгаторов по сравнению с традиционными методами, а также даёт возможность применять химические реагенты российского производства.

Морской нефтепромысел

Морской нефтепромысел – это комплекс сооружений, предназначенный для добычи, сбора и транспортировки нефти и газа на месторождениях, расположенных под дном водных бассейнов. Морская добыча нефти и газа включает в себя следующие мероприятия: геологопоисковые и гидротехнические работы, топосъёмки и инженерно-геологические исследования дна, геофизическую разведку территорий, глубокое поисковое и разведочное бурение для вскрытия и оценки месторождений, бурение эксплуатационных скважин и работы по строительству подводных и надводных сооружений.

Первые морские нефтепромыслы созданы в 19 в. (США). В СССР добыча нефти в морских акваториях началась в Каспийском море в начале 20 в. В 1930-х гг. освоение месторождений осуществлялось посредством бурения наклонно направленных скважин с берега, путём сооружения островных морских оснований. В 1935 г. применяется свайное металлическое основание. В 1949 г. разработано крупноблочное основание, положившее начало индустриальным методам строительства. Для освоения глубины моря до 40 м используются индивидуальные морские основания, при глубинах вод до 30 м – железобетонные, а также металлические эстакады для размещения бурового, эксплуатационного и другого оборудования. Морской нефтяной промысел, расположенный недалеко от суши, соединяется с береговыми базами эстакадой. При глубинах вод до 40 м сооружаются крупноблочные основания, в водных акваториях глубиной 60–80 м – плавучие буровые платформы с опорой на дно моря. При глубинах вод до 120 м строятся стационарные острова. При глубинах вод свыше 150 м используются буровые суда или полупогружные платформы с якорной или динамической стабилизацией. В акваториях морей и океанов кроме стационарных оснований используются передвижные буровые установки.

Крупные морские нефтепроводы расположены в Атлантическом океане (Мексиканский залив, бассейн Карибского моря), в восточной части Тихого океана (залив Кука и прибрежная часть Калифорнии), у берегов Австралии в районе Бассова пролива, в Индийском океане (Персидский и Суэцкий заливы), в Северном море.

В акваториях, покрываемых льдами, основания для бурения скважин имеют конструктивные особенности. Например, на Аляске скважины размещаются в массивной оболочке, диаметр которых составляет 10 м. Оборудование устья скважин после бурения располагается на дне моря. Комплексы оборудования оснащаются дистанционным управлением. Обслуживание подводного оборудования (устья скважин, сепараторные установки, трубопроводы, задвижки и т. п.) производится глубоководной водолазной техникой.

История нефтяного промысла в России

Первое упоминание об обнаружении нефти в России относится к 16–17 вв. В 1684 г. открыто месторождение нефти на реке Ухта. В это время нефть использовалась в качестве смазочного материала. Одно из первых предприятий по добыче нефти запущено в 1703 г. вблизи г. Архангельск.

В Российской империи в 19 в. основным районом нефтедобычи стал Кавказ. В 1848 г. на Апшеронском полуострове, в селе Биби-Эйбат (ныне посёлок в Сабаилском районе Баку), была пробурена первая в мире нефтяная разведывательная скважина. В 1863 г. построен первый завод по нефтепереработке. Первая эксплуатационная скважина пробурена на Кубани в 1864 г. На территории Чеченской Республики нефть добывали с 17 в. В 19 в. в районе г. Грозного найдена большая группа месторождений, на территории которых нефть добывали из колодцев, вычерпывая её ведром.

В 1901 г. на нефтепромыслах Российской империи осуществлялось 53 % мировой добычи нефти. Сырая нефть из страны не вывозилась. Основными продуктами переработки были керосин, мазут и смазочные масла. В начале 20 в. г. Грозный стал основным поставщиком бензина как для России, так и по всему миру. В Грозном работали крупнейшие мировые нефтяные тресты: Royal Dutch Shell Transport, «Русская генеральная нефтяная корпорация», «Товарищество братьев Нобель». В 1914 г. три монополии: Shell, «Товарищество братьев Нобель», «Русская генеральная нефтяная корпорация» контролировали более 60 % добычи российской нефти.

В период между Октябрьской революцией 1917 г. и Второй мировой войной 1939–1945 гг. основными районами нефтедобычи в России стали Северный Кавказ и Каспийский регион. Огромную роль сыграла национализация бакинской нефтяной промышленности, проведённая в 1918 г. В Азербайджане нефть извлекали с 10 в. В промышленных масштабах нефть добывалась с 19 в. В 1857 г. был заложен первый нефтеперегонный завод, на котором работал Д. И. Менделеев. В 1901 г. бакинские нефтяные промыслы добывали 11,4 млн т нефти, что составляло 90 % общероссийской и 50 % мировой добычи.

Также развивались поиск и разработка месторождений в Волго-Уральском регионе. Так, например, в 1950-е гг. на Волго-Уральские месторождения приходилось около 45 % всей добываемой в России нефти.

В 1960-е гг. СССР вышел на 2-е место в мире по объёму добываемых углеводородов. Это стало одним из факторов падения цен на ближневосточную нефть и предпосылкой к созданию ОПЕК (Организация стран – экспортёров нефти). Началось активное освоение месторождений Западной Сибири. В 1965 г. было открыто уникальное месторождение Самотлорское с 14 млрд баррелей доступной нефти. В 1975 г. в Западной Сибири добывали 9,9 млн баррелей в день. Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, находящийся в Западной Сибири, до сих пор является основным нефтедобывающим регионом (215,3 млн т в 2021).

Пиком добычи нефти отмечен 1988 г. – 11,4 млн баррелей в день (569 млн т в год). С распадом СССР сократился как объём бурения, так и внутренний спрос и возможности для экспорта. Падение объёмов добычи прекратилось в 1997 г. в связи с демонополизацией и приватизацией отрасли. С начала 2000-х гг. в России наблюдался стабильный подъём нефтяной промышленности. В 2015 г. в России было добыто 534,1 млн т нефти и газового конденсата (10,726 млн баррелей в сутки).

В 2023 г. крупнейшей нефтедобывающей компанией, осуществляющей 40 % всей добычи в России, являлась «Роснефть». На 2-м месте – «Лукойл» (16,3 %), на 3-м – «Сургутнефтегаз» (около 11 %).

«Интеллектуальный» нефтепромысел

«Интеллектуальный» нефтепромысел представляет собой систему автономного управления нефтегазовыми операциями. Система способствует оптимизации интегральной модели разработки «виртуального» месторождения и модели управления добычей. Так, использование беспроводных технологий при освоении нефтегазовых месторождений обеспечивает до 50 % экономии финансовых затрат. Кроме того – до 80 % времени при внедрении технологических решений.

Технологии «интеллектуального» нефтепромысла получают различные корпоративные названия, например: «умное» месторождение – Smart Field (Shell); «интеллектуальное» месторождение – i-field (Chevron); месторождение «будущего» – Field of the Future (BP); «цифровое» нефтяное месторождение «будущего» – Digital Oil Field of the Future (CERA).

Система «интеллектуального» нефтепромысла обеспечивает подготовку площадок и хранение углеводородов, поддерживает необходимое пластовое давление, осуществляет отбор добываемого сырья с последующей его транспортировкой посредством промысловых нефте- и газопроводов. Система включает в себя автоматизированный диспетчерский пункт с серверным и коммуникационным оборудованием, автоматизированные рабочие места производственного персонала (геологов, технологов, механиков, операторов добычи и др.). Для обеспечения сбора производственной информации и её передачи по установленной вычислительной сети в центр управления промыслом применяются средства телеметрии. Помимо мониторинга и анализа технологических процессов, адаптивного управления разработкой месторождения, процессов подготовки и перекачки нефти и газа, осуществляется анализ состояния сетей нефтепроводов и составление прогнозов по возможности возникновения аварийных ситуаций. Проведение дистанционного мониторинга осуществляется с помощью централизованного управления. Использование систем «интеллектуального» нефтепромысла позволяет увеличить коэффициент извлечения углеводородов в среднем на 5–10 %, рост добычи углеводородов – в среднем на 10 %. Операционные затраты снижаются на 15–20 %.

Система мониторинга и адаптивного управления включает в себя три основные подсистемы:

• подсистема для сбора геолого-технологической информации;

• автоматизированный диспетчерский пункт;

• центр управления разработкой месторождений.

Подсистема для сбора геолого-технологической информации преобразует полученные данные и передаёт их автоматизированному диспетчерскому пункту. Автоматизированный диспетчерский пункт осуществляет оперативное управление разработкой всего нефтяного месторождения, производит непрерывный сбор, обработку, анализ и хранение данных о текущем состоянии разработки. Центр управления разработкой месторождений представляет собой главный компонент системы мониторинга и адаптивного управления разработкой месторождений, который отвечает за непрерывный сбор и хранение геолого-технологической информации по месторождениям на основе корпоративной вычислительной сети, а также за адаптацию цифровой (виртуальной) постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяного месторождения с учётом текущего состояния разработки.

Преимущество «интеллектуальных» нефтепромыслов заключается в прозрачности и доступности всех производственных параметров и показателей (технологических, технических, геологических, экологических и экономических) работы предприятия по добыче нефти. Программно-аппаратный комплекс обеспечивает анализ объёмной промысловой информации в режиме реального времени, за счёт чего достигается оперативное выявление отклонений от установленных параметров, формируются эффективные варианты управления. Контроль и управление достигаются применением цифровой (виртуальной) постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяных месторождений. К наиболее распространённым направлениям моделирования относятся геологическое, гидродинамическое, геофизическое и петрофизическое. Как правило, это цифровые 3D-модели, основанные на комплексной базе данных по всему месторождению.

К контролируемым геологическим характеристикам месторождения и отдельных компонентов относятся напряжённость пласта, проницаемость, нефтенасыщенность, водонасыщенность, гидропроводность, пьезопроводность и др. Существует ряд основных функций подсистемы поддержки принятия производственных решений: расчёт оптимальных технологических режимов работы добывающих скважин; оценка состояния технологического оборудования и продуктивных горизонтов; автоматизированная адаптация расчётных моделей; планирование и оценка эффективности; планирование и обработка результатов; определение управляющих воздействий для оперативного регулирования оптимальных объёмов отбора углеводородного сырья.

«Интеллектуальный» нефтяной промысел включает в себя такие структурные элементы, как «интеллектуальные» скважина и кустовая площадка.

«Интеллектуальная» скважина является комплексом наземного и подземного оборудования, в котором установлена погружная и наземная телеметрия. Комплекс отвечает за непрерывный сбор и обработку промысловой информации о работоспособности системы «пласт – скважина – насосная установка», обеспечивает функционирование данной системы в автономном режиме или функционирование оператором добычных операций.

«Интеллектуальная» кустовая площадка включает в себя комплекс оборудования куста скважин (добывающие и нагнетательные скважины, электроцентробежные и другие глубинные насосы, станции управления насосами, водораспределительные батареи нагнетательных скважин и блока местной автоматики, в котором содержится микропроцессорная аппаратура).
Традиционный подход к автоматизации кустов скважин предусматривает применение систем телемеханики на основе кустовых контроллеров типа радиомодема. Микропроцессорная аппаратура осуществляет непрерывный сбор, обработку и передачу информации в центр управления разработкой нефтяного месторождения.

Для контроля работы нефтепромысла используется система единого окна, где предоставляется ряд необходимых данных: общий вид предприятия для отображения работы и состояния всех скважин на нём; отображение ключевых индикаторов работы скважины в цвете; отображение данных процесса, испытаний и производственных показателей по работе скважины; виртуальное измерение и оценка расхода нефти, газа и воды в режиме реального времени; сравнение измеренных и виртуальных расходов нефти, газа и воды всего нефтепромысла и всего производственного комплекса в целом и др.

Базовое программное обеспечение для контроля параметров, моделирования, анализа и оптимизации процесса разработки нефтегазовых месторождений включает в себя следующие программные комплексы: ECLIPSE, Petrel, GP-Storage, MapInfo Professional, Landmark, Tempest.