Нефтедобыча: запасы и КИН
Обращаясь к опыту зарубежных компаний становится очевидно, что для увеличения прироста 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?
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.
Источник
Рост коэффициента извлечения нефти – залог экономического благополучия страны
Рост коэффициента извлечения нефти – залог экономического благополучия страны
«Газпромнефть-Ямал» завершила строительство на Новопортовском месторождении первой в России многозабойной скважины с четырьмя горизонтальными обсаженными стволами. Общая проходка составила 6756 метров. «Форпост» ознакомился с существующими технологиями, повышающими нефтеотдачу, и практикой их внедрения крупными сырьевыми компаниями.
Современное состояние ресурсной базы нефти в России характеризуется снижением текущих разведанных запасов и низкими темпами их воспроизводства. В долгосрочной перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи углеводородов, это может стать серьезной угрозой энергетической и экономической безопасности государства, а также пошатнуть позиции нашей страны как крупнейшего экспортёра «чёрного золота».
В конце 2015 года в нераспределенном фонде оставалось всего 6% извлекаемых запасов категории ABC1+C2. Это означает, что новых разведанных и готовых к освоению месторождений практически не осталось. В то же время при разработке «природных кладовых» в таких регионах как Ямал, Восточная Сибирь, Якутия возникает ряд технологических проблем, связанных с низкой температурой пластов, сложным геологическим строением залежей, громадными толщами пород, лежащими в зоне вечной мерзлоты, и сложнейшими природно-климатическими условиями. В освоенных районах, таких как Западная Сибирь, нефтяная промышленность сталкивается с проблемой уменьшения размеров месторождений и ухудшением качества коллекторов.
Основной прирост запасов нефти сегодня осуществляется за счет доразведки «старых» месторождений. Запасы переводятся из категории С2 и пересчитываются в большую сторону в связи с тем, что новые технологии позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). Таким образом, именно эффективное внедрение инноваций и повышение за счёт этого нефтеотдачи становится для национальной нефтегазовой отрасли стратегической задачей.
Как отмечают специалисты «Газпром нефти», 70% ресурсной базы компании формируют сложные запасы, поэтому доля высокотехнологичных объектов в общем объеме бурения сегодня превышает 50%. Один из ключевых методов увеличения добычи (МУН) — бурение многоствольных скважин, что позволяет расширить зону охвата пласта. Ещё одна технология, повышающая эффективность разработки месторождений, — горизонтальное бурение с множественными ответвлениями, получившая название «Рыбья кость». Такая конструкция также даёт возможность существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков, но при этом требует меньшего объема буровых работ, чем при создании многоствольной скважины. Каждое из ответвлений направляется в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Этот метод сегодня активно осваивается «Газпром нефтью» на Восточно-Мессояхском месторождении.
«Роснефть» в ноябре 2017 года в составе консорциума «Сахалин-1» успешно завершила бурение на месторождении Чайво в Охотском море самой протяженной скважины в мире. Её длина с горизонтальным окончанием составляет 15 тысяч метров. Скважина относится к категории сверхсложных, индекс сложности по DDI (Directional drilling index) составляет 8,0 пунктов, отход от вертикали — 14 129 метров. За последние пять лет на проекте уже установлено пять рекордов по бурению скважин с самой большой в мире глубиной по стволу.
«Татнефть» в прошлом году провела работы по повышению нефтеотдачи пластов на 2 859 скважинах. Химическими методами обработано 1 307 из них, на 820-ти применялся метод гидроразрыва пласта (ГРП).
Один из лидеров российской нефтегазовой отрасли в части применения новых технологий – компания «Лукойл», активно разрабатывающая инновации для добычи сверхвязкой нефти (проекты Ярегского и Усинского месторождений). Доля дополнительной добычи компании, обеспеченной внедрением технологий повышения нефтеотдачи составила в 2016 году порядка 20% (21,85 млн т из 110), 32% из которых были обеспечены технологиями ГРП, 26% — бурением вторых стволов, 16% — интенсификацией добычи, и порядка 11% — химическими методами. Однако КИН на месторождении все равно не превышает средних российских показателей.
«Многие страны столкнулись с этой проблемой значительно раньше нас. И за рубежом технологии, позволяющие работать с труднодоступными запасами, уже освоены, — говорит Председатель Комитета Государственной Думы РФ по энергетике Павел Завальный. — Мы больше полагались на западный опыт, на те же американские компании, привлекая их к этой работе, применяя их технологии и оборудование. Но введение санкций, конечно, повлияло на наши возможности. Если газовая отрасль сегодня зависит от импорта не более чем на 5 %, то зависимость в нефтяной достигает 40%. Конечно, нам нужны новые отечественные технологии для того, чтобы компенсировать ухудшение структуры запасов за счёт повышения эффективности добычи, коэффициента извлечения нефти. У нас сейчас проектный коэффициент – 36%, а текущее значение -26. В то же время лучшие практики позволяют Норвегии достигнуть цифры 50%, Америке — более 40».
Показатели нефтеотдачи в разных странах мира значительно отличаются. Так, для нефтяных компаний Латинской Америки и Юго-Восточной Азии он составляет порядка 24-27%, Ирана – 16-17%, США, Канады, Саудовской Аравии – 33-37%, стран СНГ и России – до 35%. Примером одного из самых впечатляющих с точки зрения нефтеотдачи проектов в мире является месторождение Статфьорд (Норвегия). КИН там составляет 66%.
Для того, чтобы хоть немного приблизиться к подобным значениям необходимо вкладывать средства в профильную науку и образование, стимулировать отрасль за счёт облегчения налогового режима. Генеральный директор Belgrave Oil and Gas Corp Джон Белгрейв считает, что ничего принципиально нового в области МУН изобрести уже не получится, а обеспечить рост коэффициента можно, благодаря умелому комбинированию существующих методов. В этой связи основной причиной снижения показателей нефтеотдачи он считает недостаток в отрасли квалифицированных специалистов, владеющих опытом применения технологий отработки пласта.
Отсутствие необходимого стимулирования со стороны государства в условиях сравнительно низких цен на нефть существенно ограничивает внедрение технологий, увеличивающих КИН. Так, рентабельность метода гидроразрыва пласта, к примеру, колеблется в ценовом коридоре $60 – 80/барр. А хорошо зарекомендовавшие себя в других странах закачка в пласт СО2, пара или полимеров вовсе не находят широкого применения в России.
Самым универсальным методом увеличения нефтеотдачи Белгрейв считает метод внутрипластового горения, который дает хорошие результаты при любых характеристиках пласта, однако, для его эффективного применения требуются высококлассные специалисты, способные принимать смелые неординарные решения. Существенную долю успеха обеспечивает и добросовестная грамотная организация работ по повышению нефтеотдачи. Пласт необходимо наблюдать с самого начала разработки месторождения до ее конечной стадии, а не только когда показатели первичной добычи начинают падать, как это зачастую происходит в реальной практике. Правильная конфигурация скважин и обоснованные темпы отбора смогут гарантировать возможность применить МУН в дальнейшем.
Источник
