Что такое методы повышения нефтеотдачи
Повышение нефтеотдачи пластов
Повышение нефтеотдачи (EOR, Enhanced Oil Recovery) — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.
Нефтеотдача- отношение объема нефти, которая была извлечена из пласта, к ее запасам, которые находились в пласте изначально.
Методы повышения нефтеотдачи
Тепловые
В основе данных методов лежит искусственное повышение температурного режима в стволах скважин и в призабойной зоне.
Основная область использования данных методов – добыча парафинистой и смолистой нефти, имеющей повышенную вязкость.
В связи с тем, что посредством воздействия на нефтяные залежи тепловыми методами вязкость нефти существенно понижается, т.е. она становится более жидкой, а также расплавляется парафин и смолистые вещества, которые осели на стенках скважины в ходе ее эксплуатации, увеличиваются объемы ее добычи.
Газовые
Основным инструментом газовых методов является воздух, который нагнетается в пласт.
Методы имеют преимущества, которые заключаются в применении относительно дешевого агента (воздуха), а также природной энергетики пласта (повышенной пластовой температуры более 600-700).
Химические
Данные методы базируются на заводнении.
Таким образом, основным компонентом является вода с примесью химических реагентов.
На сегодняшний день на практике применяется свыше 30 технологий повышения нефтеотдачи путем химического воздействия.
Химические способы используются с целью дополнительной добычи нефти из пластов, которые характеризуются сильным истощением, заводнением, а также из тех, которые имеют рассеянную и нерегулярную нефтенасыщенность.
Гидродинамические
Посредством данных методов возможно текущую добычу нефти сделать более интенсивной, значительно повысить степень извлечения полезного ископаемого, а также снизить количество воды, которая прокачивается через пласты, и уменьшить текущую обводненность добываемой жидкости.
Комбинированные
Встречаются наиболее часто.
Как правило, при повышении нефтеотдачи используются в сочетании гидродинамические и тепловые методы, гидродинамические и физико-химические методы, тепловые наряду с физико-химическими методами и т.д.
Увеличения дебита скважин
Данную процедуру не совсем можно отнести к методам увеличения нефтеотдачи по той причине, что в результате применения всех существующих методов, направленных на повышение нефтеотдачи, увеличивается потенциал вытесняющего агента, а в данном случае происходит реализация потенциала вытесняющего нефть агента путем применения естественной энергии пласта.
Также физические методы увеличения дебита скважины зачастую не приводят к увеличению конечной нефтеотдачи пласта, а только являются причиной временного повышения нефтедобычи, т.е. повышают нефтеотдачу пласта в конкретный момент времени.
Физические
Этими методами флюиды, находящиеся в низкопроницаемых зонах, фильтруются посредством смягчения кольматирующего материала, глинисты вкраплений, очистки поровых каналов коллектора.
Кроме этого, физические методы позволяют избавиться блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды.
Какими методами увеличивают нефтеотдачу пласта
Повышение эффективности извлечения нефти из нефтеносных пластов механическим, физическим или химическим способом требует новые методы повышения нефтеотдачи.
При первичной стадии добычи нефти используется естественная энергия пласта, главным образом пластовое давление. Естественное движение происходит из-за давления массы горной породы на сырье. В этом процессе сырье добывается за счет природной пластовой энергии. Важно отметить, что нефтеотдача за счет энергии природного пласта зависит от многих сложившихся природных факторов.
Следующая стадия извлечения нефти — вторичная, которая происходит, когда пластовое давление упало и становится недостаточным для вытеснения нефти на поверхность. На этой стадии внешние жидкости впрыскиваются в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. 
Обычная впрыскиваемая жидкость — это вода. Однако существуют методы повышения нефтеотдачи где могут быть впрыснуты несмешивающиеся газы и другие вещества.
В то время как на первичном этапе добычи обычно получается 5-10% от общих запасов нефти, эффективность извлечения на вторичном этапе колеблется от 30-40%. К остальному количеству сырья оставшемуся в горной породе (50-65%) требуются другие методы повышения нефтеотдачи.
Согласно последним статистическим данным о мировых запасах, почти 2 трлн баррелей обычной нефти и 5 трлн баррелей тяжелой нефти останутся в пластах по всему миру после исчерпания традиционных методов добычи.
Впрыск воды является наиболее распространенным процессом вторичного восстановления.
Сейчас внимание сосредотачивается на методах повышения нефтеотдачи пластов для извлечения большего количества нефти из существующих и заброшенных нефтяных месторождений так как добыча и переработка нефти должна увеличиваться.
Повышение извлекаемых запасов нефти
Новые методы повышения нефтеотдачи пластов можно разделить на тепловые, химические, газовые, гидродинамические.
Тепловые методы предназначены в первую очередь для тяжелых сероводородов и битуминозных песков, главным образом для подачи тепла в пласт. Эти методы включают впрыск пара или горячей воды и метод сжигания на месте.
Химический метод включает в себя закачку определенных химических веществ, которые могут изменить характеристики сероводородов или улучшить механизмы извлечения. К ним относятся полимеры, поверхностно-активные вещества и щелочи.
Возможен впрыск смешивающегося углекислого газа CO2, впрыск смешивающегося азота N2 и других.
В настоящее время в нефтяной промышленности внедряются более передовые технологии для извлечения разведанной нефти. К ним относятся гидродинамические, сейсмические / звуковые стимуляции и электромагнитные методы.
Экономика — это главный сдерживающий фактор в коммерциализации результатов вышеупомянутых методов повышения нефтеотдачи пластов. Энергетическая рентабельность должна быть положительной.
Процессы повышения извлекаемых запасов нефти включают методы, использующие чаще всего внешние источники энергии и/или материалы которые не могут быть применены экономически обычными средствами. Это любой тип процесса повышения нефтеотдачи пластов.
Расширенная рекуперация включает в себя закачку горячей воды, пара, газа и все те процессы, которые включают закачку энергии в пласт.
Тепловые методы
Суть тепловых процессов в улучшении подвижности сырья путем нагрева через пар или горячую воду, либо генерируя тепло внутри, сжигая часть нефти в пласте. Наиболее важным эффектом тепла является резкое снижение вязкости и, как следствие, подвижности.
Нагнетание пара
Паровое заводнение состоит из непрерывной закачки пара в пласт с нагнетательно-добывающей скважины.
По мере того как пар выходит в пласт от нагнетательной скважины, его температура падает из-за потерь тепла, и он начинает конденсироваться в виде горячей воды. В паровой зоне сырье фактически испаряется. В зоне горячей воды оно расширяется, его вязкость падает, остаточная насыщенность снижается, а относительная проницаемость увеличивается. Все эти эффекты улучшают нефтеотдачу.
Воспламенение
Другой способ получения полезного эффекта тепла заключается в том, чтобы генерировать тепло на месте или внутри пласта.
Это может быть сделано путем впрыска кислорода (воздуха) в пласт с помощью компрессоров, а затем воспламенения смеси сырой нефти и кислорода. Продолжительное нагнетание воздуха приведет к тому, что фронт горения или зона горения распространятся, нагревая нефть и производя пар и горячие газы, которые вытесняют нефть из пласта.
Химические методы
Несколько подходов, которые улучшают коэффициент подвижности в потоке воды и уменьшают межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода включало добавление химического вещества.
Полимерное затопление
Очевидным подходом к улучшению коэффициента подвижности было бы увеличение эффективной вязкости закачиваемой воды перед закачкой в пласт.
Это можно сделать путем добавления длинноцепочечных молекул, называемых полимерами (желеобразный компонент как в тюбике шампуня). Хотя существует много полимеров, доступных для этого подхода, наиболее экономически привлекательными примерами являются полисахариды ксантеновая камедь и полиакриламид. Полисахариды образуются под действием микроорганизмов, в то время как полиакриламиды — это синтетические химические вещества с широким диапазоном молекулярных масс и длин цепей. Полиакриламиды относительно экономичны и стабильны, но чувствительны к сдвигу и солености. В дополнение к увеличению вязкости воды и тем самым снижению коэффициента подвижности, полимерное затопление также улучшает эффективность площадной и вертикальной развертки за счет снижения относительной проницаемости для полимерного раствора. Это достигается за счет захвата молекул полимера в горловинах пор и неспособности насыщенного полимером раствора проникать в небольшие поровые каналы.
Микроэмульсия
Поверхностно-активные вещества, или поверхностно-активные вещества, представляют собой соединения, которые могут действовать для уменьшения межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды в пласте. Моющие средства являются примерами ежедневного использования поверхностно-активных веществ, позволяющих воде вытеснять сырье и сопутствующую грязь из одежды, посуды и т. д. Снижение натяжения между двумя жидкостями повышает эффективность вытеснения потока и снижает остаточную нефтенасыщенность. Поверхностно-активные вещества обычно вводятся в водную среду в качестве компонентов в водонефтяном растворе. Этот раствор также называют микроэмульсией, или мицеллярным раствором, из-за существования мицелл, агрегатов молекул поверхностно-активных веществ, окружающих микроскопические капли масла в воде, или микроскопические капли воды в нефти.
Этот раствор вводят в пласт, как правило, в большом объеме (от 15% до 60% объема пор пласта) с низкой концентрацией или в малом объеме (от 3% до 20% объема пор пласта) с высокой концентрацией. В случае низкой концентрации снижение межфазного натяжения увеличивает масловосстановление постепенно с прохождением увеличивающихся объемов раствора поверхностно-активного вещества. В случае высокой концентрации раствор поверхностно-активного вещества быстро вытесняет воду и почти всё сырье становится разбавленным пластовыми жидкостями.
Добавление щелочи
Тот факт, что добавление гидроксида натрия (каустической соды) в нагнетательную воду улучшает нефтеотдачу многих пластов, признается уже много лет. Хотя этот процесс кажется простым и относительно недорогим, механизмы, участвующие в вытеснении нефти, сложны. В настоящее время считается, что в этом процессе действуют по меньшей мере несколько методов:
Наиболее часто используемым едким химическим веществом является гидроксид натрия, хотя были предложены ортосиликат, гидроксид аммония и другие. Реакция из породы пласта с химическим веществом является важным фактором, который должен учитывается при проектировании едкого потока.
Газовые методы
Все усовершенствованные методы добычи включают закачку вещества в пласт через одну или несколько скважин, а также добычу нефти и, возможно, в конечном счете закачиваемого газа из одной или нескольких других скважин. Эти методы различаются по характеру используемых веществ и физическим изменениям, которые они вызывают в пласте, но газ обычно играет определенную роль в вытеснении нефти.
Использование азота, или «дымовых газов», в качестве более дешевого заменителя углекислого газа или легких углеводородных смесей было испытано в лабораторных и полевых условиях. Газы сгорания из дымоходов котлов или выхлопных газов газовых двигателей состоят в основном из азота и углекислого газа и имеют больший объем, чем газ, сжигаемый для их получения. Азот не достигает смешиваемости так же легко, как углекислый газ, но он может эффективно вытеснять пластовой газ для продажи, оставляя инертный газ в породе.
Количество извлеченной нефти и, очевидно, успех проекта зависит от процента сырья на месте, который контактирует и перемещается с вытесняющей жидкостью или газом.
Чтобы проверить эффективность использованного метода необходимо выполнить целый ряд геологических, геофизических, стратиграфических, седиментологических и пластовых инженерных изысканий.
Методы воздействия
Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная не фтедо быча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой
Коэффициент успеха
Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН — коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала — проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.
В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.
Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) — около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.
Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.
Агенты вытеснения
Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды — это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.
Вытеснение нефти из пласта
Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть — вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов — это их дороговизна. Поэтому в качестве альтернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция — при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.
Другой результативный агент — это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается — вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез).
Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители — сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя — углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.
Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.
В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов — мероприятие не из дешевых. Помимо финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.
Теплый прием
Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30-х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.
Самый простой способ — это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80—90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.
Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.
Термические методы извлечения нефти
Еще один вариант термического воздействия — внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.
Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение
Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80-х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского alkali-surfactant-polymer — щелочь-ПАВ-полимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000-х.
В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.
На разрыв
Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.
Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.
Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.
В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй, единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, — им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).
Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»
Первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.
До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели гидроразрыв пласта.