USD 71.2298

+0.35

EUR 80.2689

-0.14

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.26

+0.05

AИ-95 47.33

+0.05

AИ-98 52.88

+0.01

ДТ 47.8

+0.02

17 мин
103
0

Что мешает внедрять инновации в нефтянке?

Традиционные ресурсы нефти и газа в мире остаются наиболее привлекательными. Особенно ценным и уникальным сырьем является нефть. Ее уникальность обуславливается широчайшим диапазоном использования, а особая ценность меньшими ее ресурсами по сравнению с газом, ядерными ресурсами и ВИЭ. От благ, которые дает нефть, человек никогда не откажется. Каково сегодня состояние ресурсной базы России, каковы прогнозы запасов и добычи углеводородов и какой должна быть политика государства в отношении инновационного развития нефтяной отрасли?

Ситуация и прогнозы

Современные данные показывают, что углеводородные соединения находятся на нашей планете повсеместно. Их скопления в разных формах и объемах имеются практически во всех сферах земной коры, но распространены они неравномерно как по разрезу, так и по площади. Человеческая цивилизация всегда будет пользоваться углеводородами, которые на нашей планете никогда не иссякнут. Объемы запасов традиционных месторождений нефти и природного газа соизмеримы (правда, газовых ресурсов больше, чем нефтяных). Но при этом ресурсов газа из нетрадиционных источников (сланцы угольных бассейнов, водорастворенные газы, метаногидраты) неизмеримо (на 4-5 порядков) больше ресурсов нефти. Эти ресурсы практически неограниченны.

Следует отметить, что нефть и газ согласно нашим новейшим исследованиям также являются практически возобновляемыми за счет подпитки УВ из глубин Земли (верхней мантии).

Прогнозы добычи нефти разными авторами и организациями весьма различны. Наиболее реальным представляется рост добычи нефти в 1,2 раза, т.е. до 4,7 млрд. т в г. в 2030 г.

Состояние нефтяной промышленности интегрально определяет положение с воспроизводством минерально-сырьевой базы (в РФ здесь не все благополучно, так как треть всего прироста проблематична) и уровнем проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) (и здесь положение неважное, реальный КИН в РФ имеет тенденцию к снижению).

Достигнутое (140% воспроизводство запасов за 2006-2010 гг.) и доложенное на самом высоком уровне благополучие с воспроизводством запасов является мифом и поэтому не может служить обнадеживающим фактором дальнейших успехов в этой сфере (табл 1).


Таблица 1.

Во-первых, странно, что при существенном невыполнении физических объемов геологоразведочных работ удалось столь существенно увеличить приросты запасов нефти. Сразу возникает ответ: ответственные за это направление работники за годы рыночных реформ научились хорошо «химичить» (что совершенно было невозможно в советские времена). Об этом достаточно убедительно написали двое ученых – доктор геологических наук и доктор экономических наук. Они приоткрывают завесу манипуляций этим приростом и пишут: «Если откинуть виртуальные запасы, то уровень прироста по отношению к добыче составляет всего 42,2% (за 2000-2009 гг.)».

И далее они заявляют: «По нашим оценкам, более половины приращенных запасов нефти находится на месторождениях, которые инфраструктурно не доступны и к которым, по крайней мере, до 2030 года не планируется строительство магистральных нефтепроводов. Также нельзя не учитывать, что большинство открытых за последние 10-15 лет месторождений относятся к малым и мизерным по извлекаемым запасам, то есть являются заведомо нерентабельными в прогнозируемом периоде... Если учесть и это, то восполнение добычи промышленными запасами в период 2002-2009 гг. фактически составляет не более 20%.»

Конечно, эта цифра, по нашему мнению, занижена и фактическое воспроизводство выше, но все равно не более 60-80%.

Во-вторых, значительная доля прироста запасов (38,7%) получена за счет повышения КИН по действующим месторождениям за счет принятия ЦКР новых документов (очевидно, где-то он завышен, а даже если не завышен, то его нельзя принимать в качестве резерва увеличения добычи, так как эти запасы уже учтены в сегодняшней базовой добыче) (табл. 2).


Таблица 2.

В-третьих, ослабление требований ГКЗ к обоснованности прироста запасов способствует принятию на баланс успокаивающих цифр. Так, по Гарейскому месторождению РТ по одной пробуренной скважине взят прирост 1,5 млн. т, а в соответствии с прежними требованиями было бы взято не более 150 тыс. т. Конечно, потом эти приросты придется списывать.

Поэтому не случайно разработчики Генсхемы развития нефтяной отрасли РФ до 2030 г сделали «убойный» вывод: для выполнения только что принятой Правительством РФ ЭС-2030 запасов не хватает и возможные уровни добычи нефти при сохранении нынешних условий могут быть на сотню и более млн т меньше (рис. 1).


Рис. 1. Прогноз производства нефти в РФ

За последние 65 лет КИН в РФ неизменно падал, только в последние годы наметилась его стабилизация, которая объясняется установкой ЦКР на его увеличение. Примерно такое же положение (но несколько лучше в РТ). А вот в США КИН постоянно растет. Большинство специалистов в РФ это объясняют постоянным ухудшением горно-геологических условий. Ну а что, в США они не ухудшаются по мере роста разведанности недр (рис. 2).


Рис. 2. Динамика проектной нефтеотдачи в РФ, РТ и США.

В Республике Татарстан с динамикой восполнения добычи запасами дело обстоит лучше. Но и здесь не все благополучно если учесть, что значительная часть прироста запасов в ОАО «Татнефть» получена за счет резерва созданного в советские времена, в том числе и из сверхвязких нефтей и природных битумов (рис 3).


Рис. 3. Прирост запасов нефти по ОАО «Татнефть»

Главной причиной тенденции снижения реального КИН в РФ и РТ является методология его утверждения. В США КИН принимается в полном соответствии с проектами разработки и заложенными в них технологическими решениями. Улучшаются со временем технологии – растет КИН. В 70-х годах прошлого века американские специалисты считали предельно возможным достижение КИН – 0,5 (к чему они сегодня уверенно идут), а теоретически мыслимым – 0,6 (возможно, это случится уже в середине текущего столетия). А в СССР КИН был идеологизирован. Считалось, чем выше КИН мы примем, тем лучше. При подготовке одного из съездов КПСС даже предлагалось в его решениях директивно записать достижение КИН в нефтяной отрасли 0,6. Нефтяникам с большим трудом удалось исключить этот пункт из проекта решения съезда.

Детальный анализ состояния запасов и ресурсов Республики Татарстан по нашей методологии, учитывающей не только количественную, но и качественную их составляющую, а также многовариантные расчеты добычи нефти на основе апробированных реальных методов и технологий разработки и добычи нефти, показал возможность и технико-экономическую эффективность практического сохранения высокой нефтедобычи в РТ на уровне 30 млн. т в год при сохранении достигнутых объемов эксплуатационного бурения на уровне 700 тыс. метров в год. При этом добыча нефти ведется при 95% воспроизводстве запасов по РТ в целом при сравнительно небольших объемах разведочного бурения 50-95 тыс. м.

Инновационная геология

По всем канонам в условиях РТ, когда непрерывно растет доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТЗН) и происходит истощение запасов действующих месторождений, нужно ВМСБ на уровне 120-125% к добыче нефти.

Но для этого при обычном подходе нет возможностей. Более того к концу планируемого периода мы остаемся с малым объемом неоткрытых запасов (даже с учетом ранее не показанных и реально возможных запасов СВН и ПБ) (рис. 5).


Рис. 4. Изменение запасов и ресурсов по РТ за 2011–2030 гг.

Для решения проблемы обеспечения запасами нефти на длительную перспективу нужно кардинально изменить подход к решению геологических задач на современном этапе. Как на старых длительно разрабатываемых, так и на новых, мелких и средних месторождениях.

Прежде всего, в планируемом периоде следует сосредоточиться на вопросах кардинальной и глубокой переоценки запасов действующих месторождений. В первую очередь, это касается крупнейших месторождений РТ: Ромашкинского и Ново-Елховского.

В РФ сегодня имеются новые методы интерпретации, позволяющие по-новому интерпретировать пласты, детализируя их геологическое строение.

Проведенные в РТ исследования показали, что возможный прирост извлекаемых запасов (к фактическому состоянию) по супергигантскому Ромашкинскому месторождению составит около 800 млн. т, из которых 20% за счет уточнения геологического строения и 80% за счет увеличения КИН сверх утвержденных(т.е при инновационном подходе к геологическим исследованиям и применению МУН). Таким образом, мы получаем изумительные результаты при ничтожной затрате средств.

Как работать на нефтяном месторождении на поздней стадии разработки

Уточнение геологии месторождения - необходимо, но только его одного недостаточно для воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и обеспечения нужной добычи. Нужно суметь рационально его разработать.

Общепринято весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделять на четыре стадии.

а) общепринятая стадийность
б) Новое представление о стадийности разработки нефтяных месторождений (по Р.Х. Муслимову).



Рис. 5. Стадии разработки эксплуатационного объекта 

По нашим исследованиям, применение новых технологий позволяет существенно повысить нефтеотдачу пластов по старым месторождениям (сверх ранее принятых в проектных документах) и существенно удлинить сроки разработки месторождений в IV стадии разработки. И продолжительность этой стадии может составлять до 80% всего периода разработки нефтяного месторождения (в зависимости от его геолого-физической характеристики). Таким образом, основной период эксплуатационной жизни месторождения – это добыча высокообводненной нефти, за который извлекается (с учетом увеличения нефтеотдачи) 30-40% всех запасов нефти. Этот период эксплуатации месторождения, соответствующий общепринятой IV стадии, можно было бы назвать основным периодом разработки месторождения и к нему применить понятие поздней стадии разработки. А третью стадию разработки более правильно было бы назвать стадией интенсивного падения добычи нефти. В таком понимании основной период разработки оказывается самым длительным и наименее изученным.

В поздней стадии (по нашей терминологии) или четвертой стадии (по общепринятой) необходимо для выработки части запасов (находящихся на ранних стадиях) использовать все наработанные методы извлечения слабо охваченных заводнением запасов, предусмотреть применение методов снижения темпов падения добычи и уменьшения добычи попутной воды (характерные для третьей стадии), а для участков, находящихся в поздней стадии применить новые методы выработки запасов. Для этой категории запасов предусмотреть массированное применение МУН второго и третьего поколений, предназначенных для стадии высокого обводнения (97-99 и более процентов), форсированный отбор жидкости (ФОЖ) при новых специальных режимах эксплуатации скважин, нестационарное в импульсно режиме заводнения с большими паузами в эксплуатации скважин с повторным повторением всех этапов разработки.

Дальнейшим резервом увеличения извлекаемых запасов на действующих месторождениях являются остаточные запасы нефти (ОЗН) промытых в процессе эксплуатации пластов и участков.

На рис. 6 приведен прогноз с применением МУН и возобновлением запасов за счет «подпитки» углеводородами из глубин Земли.


Рис. 6. Прогноз с применением МУН и возобновлением запасов за счет «подпитки» углеводородами из глубин Земли

Инновации как основной мотив развития малой нефтянки в РТ

Особенность ресурсной базы отрасли такова, что качество (структура) запасов непрерывно ухудшается как за счет опережающей выработки АЗН (темпы разработки последних в 5-10 раз выше, чем ТЗН), так и за счет выявления залежей с все более сложным геологическим строением. Впервые разделение запасов по интегральному их признаку-структуре на две большие группы – АЗН и ТЗН – в 1968 г. обосновали геологи РТ. Это понадобилось для доказательства в Совете Министров и Госплане СССР необходимого объема капиталовложений для достижения поставленной задачи – выхода на 100-миллионный уровень добычи нефти с дальнейшим его поддержанием. Тогда это в достаточной мере помогало в отстаивании наших позиций. Но со временем понятие ТЗН расширилось за счет выявления новых категорий ТЗН, находящихся в еще более сложных геологических условиях.

В начале появилось новое понятие – техногенно измененные в процессе длительной разработки залежи с ухудшенными свойствами коллекторов и насыщающих флюидов. Далее были открыты и возникла проблема разработки залежей ПВН, ВВН и СВН. Затем были выявлены залежи нефти в так называемых нетрадиционных коллекторах со специфическими особенностями фильтрации флюидов. Далее обозначены плотные коллектора, ранее относимые к некондиционным, балансовые запасы нефти в которых обычно не подсчитывались. Но как было покзано позднее – они могут быть коллекторами нефти. Наконец в последнее время были выявлены так называемые проблемные залежи, которые обладали основными признаками ТЗН и, кроме того, были очень мелкими, что ограничивало возможности их разработки с применением современных средств воздействия.

В результате анализа возможностей выработки ТЗН мы выделили следующие группы: ТЗН в более благоприятных геологических условиях (I подгруппа ТЗН), ТЗН в менее благоприятных геологических условиях (II подгруппа), и проблемные ТЗН (III подгруппа). К первым можно отнести залежи ВВН и СВН в высокопродуктивных коллекторах и залежи МВН в низкопроницаемых коллекторах. Ко вторым – залежи ВВН и СВН в низкопроницаемых пластах, залежи в плотных коллекторах и техногенно измененные в процессе разработки. К третьим – залежи проблемные и в нетрадиционных коллекторах (рис. 7).


Рис. 7. Классификация нефтяных залежей.

Инновационное проектирование – основа рациональной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в XXI в.

Прежде всего, нужно определиться с понятием инновации.

Новый законопроект, который обсуждали участники заседания консультативной группы президентской комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики, заполнил этот терминологический пробел и систематизировал все меры господдержки инноваторов. «К инновационной продукции относятся товары, в которых использованы результаты научной и (или) научно-технической деятельности, или товары, работы и услуги, которые произведены или оказаны способом, представляющим собой результат научной и (или) научно-технической деятельности, при условии, что с момента первоначального выпуска таких товаров, производства работ и (или) оказания услуг не истекло трех лет», – говорится в документе.

Это очень общее понятие. Очевидно, его нужно корректировать применительно для нефтяной отрасли в направлении инноваций – как новых технологий, позволяющих существенно повышать текущие технико-экономические показатели и конечную нефтеотдачу сверх реально достижимых уровней, определяемых лучше анализом разработки.

Таким образом, общее понятие об инновациях для нашей отрасли не годится. Также для отрасли практически ничего не может дать Сколково, либо технологии нефтеизвлечения, которые можно купить на Западе.

Почему?

А потому что нет одинаковых месторождений. Каждое месторождение по геолого-физической характеристике индивидуально. Поэтому любое приобретенное оборудование, технику и технологии необходимо адаптировать к конкретным геологическим условиям каждого месторождения. Это основная и громадная работа. Очевидно, в этом заключается низкая эффективность предлагаемых различными сервисными компаниями МУН. Ведь они создавались и опробовались для других условий.

Главным направлением работы по увеличению КИН является проектирование разработки. К сожалению, здесь в отрасли не всё в порядке и более того положение перманентно ухудшается. Это объясняется произошедшим в 2010 г. коренным изменением в РФ службы разработки нефтяных месторождений. Во главе разработки 45 лет стояла Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений, в которую входили выдающиеся ученые и производственники отрасли. Со смертью многолетнего ее председателя Н.Н. Лисовского ЦКР преобразовалась в чиновничье-бюрократическую структуру, и в ней уже нет ядра из ученых и специалистов, а специалисты из регионов и нефтяных компаний вообще не включены в состав ЦКР. Утеряна преемственность. ЦКР в нынешнем составе не способна направлять ни науку, ни производство, обеспечивая рациональную разработку недр. Последняя составляла главную нашу ценность, благодаря чему СССР довела годовую добычу нефти до уровня 624 млн. т, что в 1,7 раз превышала максимальную годовую добычу США при в 6 раз меньшем фонде скважин.

В настоящее время при выполнении проектов разработки существует масса недостатков. Несмотря на обновление стандартов, проектирование по существу ведется на уровне 70-х годов прошлого столетия.

Складывается парадоксальная ситуация: техника и технология нефтедобычи неуклонно развиваются, а нефтеотдача снижается.

Сегодня, прежде всего, нужно реанимировать понятие о рациональной разработке месторождений применительно к рыночным условиям. Предложений здесь достаточно, но общепринятых нет. Мы предлагаем следующую формулировку: «Разработка каждого нефтяного (газового) месторождения должна проектироваться на современной научно-технической основе, реализовываться с современным научным сопровождением, обеспечивающим получение максимума прибыли при приемлемых для недропользователя сроках окупаемости капитальных вложений, достижение утвержденных значений текущей и конечной нефтеотдачи, соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, а в дальнейшем создавала благоприятные условия для непрерывного совершенствования процессов выработки запасов в целях достижения максимальной, экономически допустимой нефтеотдачи».

Но кардинальное решение проблем мы связываем с инновационным проектированием разработки нефтяных месторождений (в настоящее время отрабатывается на месторождениях РТ). В этом вопросе научный Татарстан первый и пока единственный в отрасли.

Инновационный проект – это научно-исследовательская работа (НИР) по конкретному месторождению, выполняемая в процессе проектирования разработки. На данном этапе изучаются детали геологического строения объекта и на этой основе подбираются технологии разработки, которые должны в полной мере учитывать особенности геологического строения. Для выполнения проекта нужно в 3-5 раз больше времени (2,5-3 года) и в 8-10 раз больше средств. По существу каждый проект разработки у МНК в РТ должен быть инновационным, насыщенным новыми МУН. Схема управления инновационным развитием отрасли в РТ на рис. 8.

Законы и подзаконные Мировой опыт


Рис. 8. Схема управления инновационным развитием нефтяной отрасли РТ (Ю.А. Волков)

С 2009 г. отработка инновационных методов проектирования разработки ведется на месторождениях МНК при поддержке Президента РТ. После их завершения в 2013 г. можно будет тиражировать на все месторождения республики с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Это будущее эффективного и рационального проектирования разработки нефтяных месторождений.

Для реализации этих возможностей нужны крупные исследования по изучению особенностей геологического строения этих месторождений (на макро-, микро- и наноуровнях) и созданию новых инновационных технологий эффективной выработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Это требует концентрации усилий РАН и региональной науки (АН РТ), достаточного времени и средств.

Способы решения данных задач являются сутью кластерного подхода к разработке стандарта нового поколения «Регламент инновационного проектирования разработки и оптимизации выработки запасов месторождений углеводородов при непрерывном их восполнении». В отличие от стандарта, рекомендованного ЦКР для массового проектирования, он может включать и проведение ОПР по опробованию новых технологий на конкретном месторождении в конкретных геологических условиях не исключаем других путей: участие в получении различных федеральных грантов, но это трудный, опасный и малоперспективный путь; создание фондов повышения КИН и другие.

Что нужно сделать государству как инициатору и гаранту инновационного развития нефтяной отрасли

Государству нужно особое внимание уделять созданию условий для налоговой стимуляции развития современных третичных и четвертичных МУН. При этом на дополнительно добытую за счет МУН нефть на действующих месторождениях обнулить НДПИ и экспортную пошлину. А дополнительную добычу по новым крупным проектам, связанным с широким внедрением дорогостоящих проектов теплового, газового, водогазового, комплексного воздействия, или крупным проектам довыработки остаточных запасов, на период полной окупаемости проекта полностью освободить от всех налогов. Только в этом случае в РФ будет реальный, не бумажный прогресс в повышении нефтеотдачи.

Минприроды РФ должно понять, что требуется государственное финансирование фундаментальных исследований в области повышения нефтеотдачи (в том числе за счет средств, идущих на геологоразведку), так как повышение КИН является второй (после традиционных геологоразведочных работ) составляющей ВМСБ.

Необходимо сформулировать понятие рациональности разработки нефтяных месторождений в рыночных условиях и основные принципы рациональной разработки нефтяных месторождений в различных геологических условиях. Огромное значение для нефтяной отрасли имело бы принятие в отрасли методического руководства по оценке технологической эффективности МУН и ОПЗ скважин. В настоящее время отсутствуют точные данные о добыче нефти за счет МУН и нет четкого разделения добычи за счет МУН и ОПЗ. Поэтому объемы дополнительной добычи за счет третичных МУН по стране различными исследователями оцениваются в диапазоне от 1 до 40 млн. т в г и более.

Необходимо положение о специальных правилах лицензирования деятельности в сфере недропользования при создании научных (учебных) полигонов.

Необходимо с учетом специфики научных полигонов, создаваемых в целях отработки технологий добычи нефти (битумов) на трудноизвлекаемых месторождениях, установить специальный порядок лицензирования недропользования в целях создания научных (учебных) полигонов в целях внедрения инновационных методов проектирования и разработки месторождений.

Необходимо усиление контроля при формировании условий лицензий и проверке соблюдения технических проектов

По общему правилу пользователь недр обязан обеспечить соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами.

Технология ведения работ, связанных с пользованием недрами, в том числе при проведении разведки и добычи полезных ископаемых, должна быть обеспечена соответствующими стандартами (нормами, правилами).

Эффективность регулирования деятельности по добыче полезных ископаемых во многом зависит от условий, закрепленных в лицензии и в проекте разработки месторождения. В свою очередь нефтяные компании так же должны активно учавствовать в инновационной работе, а это возможно, если в них к управлению придут не «успешные менеджеры», а настоящие специалисты (в первую очередь геологи и инженеры), грамотные высокопрофессиональные, принципиальные, имеющие необходимый опыт и здравомыслие.

Сколько Россия должна добывать нефти

Сегодня мало кто задумывается над этим вопросом. Для определения необходимых (оптимальных) уровней добычи нефти сравним объемы добычи и потребления с другими странами. Наиболее благополучная страна – США добывают нефти около 1 т/чел. и потребляют около 3,2 т/чел. в год. В РФ наоборот: добыча составляет 3,43 т/чел., потребление – менее 0,9 т/чел. в год. Страны, входящие в ОПЕК добывают в среднем 3,67 т/чел., потребляют – 0,865 т/чел. Причем объемы добычи колеблются от 1,13 т/чел. (Нигерия) до 60-61,4 т/чел. (ОАЭ, Кувейт), потребляют от 0,02 т/чел. (Нигерия) до 5,2-6-7,6 т/чел. (Саудовская Аравия, ОАЭ, Кувейт).

Высокая среднедушевая добыча является следствием крупных запасов и низких издержек производства, а также особой формой собственности в странах Ближнего Востока. Высокоразвитые страны Западной Европы в среднем добывают около 1 т/чел., потребляют 2,3 т/чел. в год. Таким образом, потребление нефти около 2 т/чел. в год характерно для высокоразвитой экономики. Такое потребление обеспечивает высокий уровень жизни населения.

Чрезмерно высокий уровень добычи нефти не делает наш народ счастливым. Скорее он создает предпосылки к углублению для России периодически возникающих экономических и глобальных мировых кризисов. Об этом весьма наглядно показал Е.Т. Гайдар в своей книге «Гибель империи». Вспомним печальный опыт СССР, который по добыче нефти был на первом месте, а по уровню жизни населения существенно ниже. При этом руководители страны требовали непрерывного увеличения добычи нефти. Был даже подготовлен вариант добычи нефти в бывшем СССР до 980 млн. т в г. При этом совершенно игнорировалась экономика добычи нефти. В современных условиях необходимо основное внимание обращать не на абсолютный уровень добычи нефти, а на экономику ее добычи и использования, а также конкурентоспособность.



Статья «Что мешает внедрять инновации в нефтянке?» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, 2012)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus