USD ЦБ — 59,39 −0,55
EUR ЦБ — 66,48 −0,41
Brent — 45,61 +0,71%
воскресенье 25 июня 01:14

Наука и технологии // Добыча и переработка

Нефтедобыча: запасы и КИН

18 декабря 2013 г., 12:12Neftegaz.RU4617

Обращаясь к опыту зарубежных компаний становится очевидно, что для увеличения приро-ста рентабельно извлекаемых запасов необходимо увеличить затраты на НИОКР.

В среднем по России коэффициент извлечения нефти при применении современных нефтегазовых нанотехнологий с учетом структуры запасов может возрасти до 0,60-0,65. Что необходимо для повышения КИН и какова в этом вопросе роль государства?

В выручке российского экспорта нефть составляет 34%, а газ - 15%, поэтому укрепление нефтедобычи является важнейшей государственной задачей. Для развития нефтедобычи необходимо поддержание высокого уровня рентабельности в нефтегазовом секторе экономики и мотивирование предприятий на создание и использование инновационных технологий.

Параметры развития отрасли указаны в Энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭСР-2030). Вместе с тем, ряд экспертов полагает, что такие параметры, как добыча нефти в 2030г. в объеме 530 млн. тонн и достижение КИН равного 0,35-0,37 - проблематичны, считая оптимистичной величиной добычу в 2030г. в объеме 440 млн. тонн, а пессимистичной - менее 400 млн. тонн.

Для этого вроде бы есть основания: запасы наиболее интенсивно разрабатываемых пластов с текущим темпом отбора более 6%, обеспечивающих более половины добычи нефти, сократились на 110 млн. тонн, а отбор из пластов с текущим темпом отбора 2-6% увеличился на 76 млн. тонн. При этом значительный прирост запасов произошел на объектах с текущими темпами отбора менее 2%, т.е. с низкопроницаемым коллектором.

На крупнейшем в России Самотлорском месторождении пробурено около 15 тыс. скважин, а используется менее трети. При этом Федеральное агентство по недропользованию готово тратить на глушение малодебитных скважин по 5 млн. руб./год, вместо того, чтобы внедрять современные технологии повышения эффективности нефтедобычи.

Кроме того затраты на НИОКР (R&D) весьма различаются для российских и международных компаний, что и приводит к значительно меньшему приросту извлекаемых запасов, которые практически линейно зависят от затрат на НИОКР.

Россия занимает 8 место в мире по запасам нефти и является мировым лидером по добыче нефти. При этом 90% добычи приходится на несколько крупнейших вертикально-интегрированных холдингов из более 500 добывающих компаний. В технологическом отношении Россия отстает от развитых стран - значение коэффициента извлечения нефти (КИН) в России упало до 0,3, а в США КИН вырос до 0,4 при существенно худшей структуре запасов. По отдельным объектам за рубежом нефтяные компании имеют КИН на уровне 0,4-0,45, а на крупных объектах - 0,5. В России КИН на уровне 0,5 на крупных месторождениях достигнут только на Ромашкинском месторождении , а западные страны планируют к 2020г. выйти на средний КИН=0,5.

По количеству прогнозных и перспективных ресурсов, которые составляют 57,7 млрд. т, Россия находится на одном из ведущих мест в мире. Вместе с тем, разведанность начальных суммарных ресурсов нефти в России невелика и составляет 35%. На государственный баланс в 2008г. было поставлено 62 мелких месторождения с суммарными извлекаемыми запасами менее 40 млн. т. За счет разведки и доразведки суммарный прирост извлекаемых запасов в 2008г. составил 590 млн. т. За счет переоценки КИН суммарный прирост извлекаемых запасов в 2008г. составил 113 млн. т. При этом по большинству проектов разработки предусмотрено традиционное заводнение, а не современные технологии увеличения КИН.

Отметим, что потенциал заводнения составляет около 40%, что означает невозможность улучшением компьютерного моделирования преодолеть в массовом масштабе КИН=0,4. Для существенного увеличения КИН необходимо применять существующие МУН и их новые модификации.

Что же касается особенностей КИН, то средний КИН составляет: 0,38-0,45 для активных запасов; 0,1-0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25%; 0,05-0,25 для высоковязких нефтей. С каждым годом в составе разрабатываемых месторождений становится все больше месторождений с низкой проницаемостью и высокой обводненностью продукции. В том числе и по этой причине, проектный по пятилетним периодам КИН по российским месторождениям упал до 0,3. В последние годы в балансе российских запасов нефти запасы в НПК составляют уже почти 40%.

В 2007 г. доля простаивающих скважин в России достигла 47%. Причина - нерентабельная эксплуатация, в первую очередь, связанная с высокой обводненностью продукции. Необходимо снизить обводненность добываемой нефти, которая сегодня превышает 84%. Высокая доля воды в добывающих скважинах является причиной их остановки. Простой добывающих скважин ведет не только к уменьшению текущих отборов нефти, но и к уменьшению КИН. А в мире средняя величина обводненности примерно 75%.

Обводненность 84% российской нефти означает, что в продукции добывающих скважин в 5 раз («водонефтяной фактор») больше воды, чем нефти. Т.о., при уровне добычи нефти в России 511 млн. т, из добывающих скважин вместе с нефтью поднимается более 2,5 млрд.м3 воды. Снижение доли воды в продукции до среднемировой - 75% (на 10%), приведет к уменьшению отбора воды на 1 млрд. т, или на 40%.

В мире в среднем с каждой тонной нефти добывается три тонны воды и ежегодно расходуется более 40 млрд. долларов на отделение и очистку попутной воды. Россия добывает 13,5% от мировой добычи. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится не менее 5 млрд. долларов. Но и обводненность продукции в России намного больше среднемировой - как показано выше, в России отбирается более 5 объемов воды на один объем нефти. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится ежегодно значительно больше 7 млрд. долл. Снижение обводненности хотя бы до среднемирового уровня даст экономию 2 млрд. долларов. Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти, что в свою очередь приведет к уменьшению экономически приемлемого дебита скважин по нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН.

Нанотехнологии позволят снизить обводненность продукции на 10-15%. Эффект от их применения выражается в регулировании профиля приемистости, снижении обводненности продукции на 10-20%, дополнительной добыче нефти 500-2000 тонн на одну обработанную нагнетательную скважину, снижении удельных энергозатрат. В добывающих нефтяных скважинах, вскрывших низкопроницаемые пласты, дополнительная добыча составляет 300-500 т/скв (более 15 скважин в Татарстане, вскрывших алевролиты).

Кроме того, в мире существует огромное поле технологий повышения нефтеотдачи, которые при цене нефти более 60 долл баррель обеспечивают КИН более 0,4 (рис. 2).

Учитывая нынешнюю цену на нефть, около 100 $/баррель, можно ожидать ближайший выход на КИН равного 0,4. При массовом применении нанотехнологий - ориентир увеличения КИН для активных запасов на 0,20-0,25 до 0,6-0,7, для ТИЗН - увеличение КИН на 0,25-0,35 до 0,45-0,55. Средний КИН по России при этом с учетом структуры запасов может возрасти до 0,60-0,65.

По мнению работников компании Shell и ряда других компаний, нефтегазовые нанотехнологии (технологии управления наноразмерными явлениями в пластовых системах и промысловом оборудовании и применения наноматериалов) позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, создать условия для интеграции различных технологий и направлений бизнеса, повысить КИН.

Можно ожидать, что области применения нанотехнологий в нефтегазовой отрасли будут и далее все больше и больше расширяться.

Очень важно также гармонизировать интересы недропользователя и государства с учетом современной налоговой системы. На рис. 3 представлены изменения суммарной накопленной дисконтированной прибыли государства (в процентах от максимальной накопленной дисконтированной прибыли государства без учета государственной собственности на недра, т.е. при обеспечении максимальной доходности недропользователю без льготирования нефтедобычи - вариант 1).

Видно, что вариант 5, при котором государство обеспечивает компенсацию недропользователю убытков за период отрицательных потоков наличности и обеспечении недропользователю 30%-ной доходности за этот период отрицательных потоков наличности, ведет как к рентабельной работе нефтедобывающего предприятия после традиционной точки появления отрицательных годовых потоков наличности с 30% рентабельностью добычи при увеличение доходов государства.

Фактически перед нефтяной отраслью стоят следующие задачи:

1. Массово применять существующие технологии увеличения нефтеизвлечения, которые при цене нефти более 60 долл/баррель обеспечивают КИН более 0,4.

2. Регулировать свойства глинистых минералов для увеличения производительности скважин и для увеличения КИН. При этом может быть достигнут КИН равный 0,5-0,6.

3. Применять технологии снижения обводненности продукции, ставя задачу снизить обводненность до 75% (водонефтяной фактор станет 3).

4. Стимулировать недропользователя для повышения КИН путем льготирования нефтедобычи в период низкой и отрицательной рентабельности добычи нефти на основе адекватных проектных документов.

При этом уровень добычи нефти в России будет даже превышать указанный в ЭСР-2030 объем 530 млн. тонн в 2030 году.

Повышение роли инновационных технологий в проектировании разработки месторождений требует фундаментальных исследований по механизму нефтеотдачи в пластовых условиях и кардинальных перемен в полноте информационной базы.

При гармонизации интересов будут не только увеличены доходы государства и недропользователя, но и КИН.

Сергей Барков,

Евгений Грунис,

Александр Хавкин

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context