USD 75.1996

-0.42

EUR 91.1946

-0.11

BRENT 49.61

+0.99

AИ-92 43.31

-0.02

AИ-95 47.6

+0.03

AИ-98 53.06

+0.03

ДТ 48.57

-0.01

9 мин
349
0

Нефтезапасы: добыча 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?

Нефтезапасы: добыча и КИН

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, как это видно из рис.1, практически линейно зависят от затрат на НИОКР.

Таблица. Расчет соотношения затрат на НИОКР и годовой добычи

Компания

НИОКР в 2010г., млн. долл.

Суточная добыча углеводородов,

Mboe/d

НИОКР/

Годовая добыча, долл/Boe

PetroChina

1750

3,364

1,43

Royal Dutch Shell

1019

3,314

0,84

Exxon Mobil Corp

1012

4,447

0,62

Petrobras

993

2,583

1,05

Total S.A.

949

2,281

1,14

British Petroleum

780

3,949

0,54

Sinopec Corp

714

1,100

1,78

Chevron Corp

526

2,763

0,52

Роснефть

439

2,521

0,48

Statoil

339

1,701

0,55

ЛУКОЙЛ

338

2,239

0,41

ENI

293

1,815

0,44

Conoco Phillips

230

1,752

0,36


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.


Рис. 1. Зависимость стоимости компании, отнесенной к извлекаемым запасам (EV/запасы), от затрат на НИОКР, отнесенных к годовой добыче в условных баррелях добываемых углеводородов.


Рис. 2. Себестоимость добычи нефти (С) в зависимости от достигаемого КИН при различных технологиях: заводнение (1), закачка полимерных растворов (2), тепловые методы(3), закачка СО2 (4), применение поверхностно-активных веществ (5)


Рис. 3. 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 – вариант 1),

2 – при недропользователе со 100%-ной государственной собственностью и прекращении проекта в год максимального накопленного дисконтированного дохода недропользователя,

3 – при недропользователе со 100%-й государственной собственностью и продолжении проекта до максимального накопленного дисконтированного дохода государства (NРVT + SРVT),

4 – при 50%-й государственной собственности недропользователя и продолжении разработки до максимальной накопленной дисконтированной прибыли государства с компенсацией другим 50%-там собственников недропользователя убытков за период отрицательных потоков наличности недропользователя (0,5·NPVt +SPVt),

5 – при компенсации недропользователю убытков за период отрицательных потоков наличности и обеспечении недропользователю 30%-ной доходности за этот период отрицательных потоков наличности.

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.



Статья «Нефтезапасы: добыча и КИН» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, 2012)

Авторы:
Читайте также