Хавкин А.Я., доктор технических наук, профессор Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, лауреат Медали ЮНЕСКО ««За вклад в развитие нано-науки и нанотехнологий»
АКТУАЛЬНЫЕ АНТИКРИЗИСНЫЕ ЗАДАЧИ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
Показана необходимость: активного применения в отрасли нефтегазовых нанотехнологий, существенно повышающих выработку нефти даже из трудноизвлекемых запасов и снижающих энергозатраты; выработки дорожной карты по добыче в России 300 млн.т нефти по себестоимости 2-5 доллларов за баррель; защиты результаты интеллектуальной деятельности путем взятия патентов РФ на государственную защиту после неуплаты патентовладельцем госпошлины в течение 3 лет; законодательного закрепления критерия рациональности разработки на основе гармонизации интересов государства и недропользователя.
Ключевые слова: КИН, себестоимость, энергозатраты, нефтегазовые нанотехнологии.
CURRENT ANTICRISIS CHALLENGES OF THE OIL AND GAS INDUSTRY
Shows a need for: the application of oil and gas nanotechnologies in industry, significantly increased the production of oil include the hard-to-recovery reserves and reduce energy consumption; a road map for the production in Russia of 300 million tons of oil at cost 2-5 dollars per barrel; protection of intellectual property through seizure ofpatents of the Russian Federation to State protection upon failure to pay the prescribed fee for registration fee within 3 years; legislative consolidation of the criterion of rationality of development on the basis of the harmonization of interests of the State and of subsoil users.
Keywords: COR, cost, energy, oil and gas, nanotechnology.
В Антикризисном плане Правительства РФ (План первоочередных мероприятий по обеспечению устойчивого развития экономики и социальной стабильности в 2015 году) имеется только один пункт о нефтгеазодобыче (J№ 48) «Проведение актуализации условий лицензионных соглашений на право пользования участками недр, в том числе в отношении проектов, имеющих высокие финансовые риски» с ожидаемым результатом «повышение эффективности деятельности предприятий топливно-энергетического комплекса» [1].
Этот пункт Антикризисного плана Правительства РФ нуждается в детализации для нефтегазовой отрасли ТЭК, поскольку для преодоления кризиса в национальной экономике необходимо поддержание высокого уровня рентабельности в нефтегазовом секторе и мотивирование предприятий на создание и использование инновационных технологий, особенно в добыче нефти и транспорте газа. Тем более, что снижение цены на нефть сделало еще более актуальным снижение себестоимости добычи нефти за счет повышения эффективности неф-теизвлечения и снижения энергозатрат - по данным Morgan Stanley, итоговая необходимая для рентабельной добычи цена на нефть у свыше 80 процентов мирового производства составляет примерно 30 долларов за баррель, а в России эта величина несколько выше [2].
В «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (ЭСР-2030), утвержденной Правительством РФ в 2009г., нефтегазовый комплекс отмечен в качестве одного из базовых генераторов инноваций и стимулирует опережающее развитие смежных отраслей и экономики в целом [3, 4]: в выручке российского экспорта нефть до последнего времени составляла 34%, а газ - 15% [5].
Россия занимает 8 место в мире по запасам нефти и мировой лидер 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 отдель-
ным объектам за рубежом нефтяные компании имеют КИН на уровне 0,4-0,45, а на крупных объектах - 0,5. К 2020г. западные страны планируют выйти на средний КИН=0,5 [6]. В России КИН на уровне 0,5 на крупных месторождениях достигнут только на Ромашкинском месторождении [7].
По данным Morgan Stanley [2], себестоимость добычи в России находится в среднем на уровне 7-8 долл., что с учетом 75% налогов в цене российской нефти [8] составит необходимую минимальную цену на уровне 32 долл.
Вместе с тем, 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% [9], т.е. с низкопроницаемым коллектором [10].
При этом себестоимость добычи нефти в США в среднем выше (до 10 долл.), а вот с учетом налогов составляет около 25 долл., что ниже чем в России. Более того, итоговая необходимая для рентабельной добычи цена на нефть у свыше 80 процентов мирового производства составляет примерно 30 долларов за баррель. Это относится к Саудовской Аравии, Мексике, Ираку, ОАЭ, Китаю, Канаде (за исключением песков с высоковязкой нефтью), Англии, Нигерии [2].
При цене барреля нефти менее 40 долларов (себестоимость менее 10 долл/баррель) вроде бы заводнение является единственным способом добычи нефти. Но КИН при заводнении без добавок каких-либо реагентов ее «облагораживания» в условиях российских запасов нефти низкий - так на ряде объектов, при любых затратах, достичь КИН при заводнении более 0,25 не удастся [10, 11].
Более того, давление со стороны экологии, развитие альтернативной и «зеленой» энергетики и прогресс в энергосбережении (например, новый стандарт для автомобилей и легких грузовиков, объявленный правительством США, требует к 2025 году довести экономичность двигателей до 55 миль пробега на 1 галлон бензина (1 литр на 23 км), тогда как правительство Южной Кореи объявило о введении стандарта 1 литр бензина на 23 км уже к 2020г.) могут вообще превратить значительную часть нефти, добываемой за пределами Ближнего Востока, в так называемые «замороженные ресурсы», так же, как огромные запасы угля, которые остаются под землей в Европе и США, но утратили свою экономическую ценность по экологическим и технологическим причинам [2].
Поэтому задача обеспечения страны нефтью и газом на основе высокорентабельных энергосберегающих инновационных технологий во всем цикле движения нефти и газа от скважины до потребителя, повышающих КИН до 0,5-0,6 и снижающих себестоимость до 2-5 долл/баррель хотя бы для добычи 300 млн.т/год, должна стать таким же национальным проектом, какими были атомный проект и полет в космос [10-13].
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 [8]. В то же время, есть российские примеры, когда массовое применение тепловых методов (являющихся НТМУН) дало себестоимость меньше, чем при заводнении, было рентабельно при цене нефти 15 $/баррель (т.е. себестоимость была ниже 3,75 $/баррель), обеспечивая на месторождениях с высоковязкими нефтями значения КИН более 0,4 [14].
Что же касается особенностей КИН, то средний КИН составляет: 0,38-0,45 для активных запасов; 0,1-0,35 для низкопроницаемых коллекторов (НИК), которых в России более 25%; 0,05-0,25 для высоковязких нефтей [15]. С каждым годом в составе разрабатываемых месторождений становится все больше месторождений с низкой проницаемостью и высокой обводненностью продукции, и проектный по пятилетним периодам КИН по российским месторождениям упал до 0,3. В последние годы в балансе российских запасов нефти запасы в низкопроницаемых коллекторах (НИК) составляла почти 40% в 2005г. [16]. А к 2012г. в структуре разрабатываемых объектов России доля НИК увеличилась с 10% в 1971г. до 50% в 2011г. [16]. И поэтому снижение среднего КИН, во многом, было связано с тем, что негативное изменение структуры запасов не компенсировалось соответствующим совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения: дополнительная добыча за счёт «третичных» методов увеличения нефтеотдачи: в мире - 120 млн. т/год; в США - 34 млн. т/год; в России - всего 1,0-1,5 млн. т/год [17].
Ири этом, в России в основном применялись гидроразрыв и горизонтальные скважины, а современные физико-химические технологии занимали только несколько процентов от общего объема работ на скважинах, причем, по данным ФГУП «ЗапСибНИИГГ», проектный КИН в 2000-2010гг. составлял чуть менее 0,27 [18].
В итоге ЭСР-2030 предусматривает расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов за счет проведения геолого-разведочных работ: к 2030г. за счет геологоразведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти в объеме около 12 млрд. т. При успешной реализации мероприятий по повышению КИН прирост запасов может составить 14 млрд. т. [3]. Получается, что за счет увеличения КИН планируется к 2030г. обеспечить прирост запасов нефти только на 2 млрд. т.
Но, как стало ясно, для обеспечения высоких КИН следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород, да и во всем цикле нефтедобычи, в первую очередь, на наноуровне [10]. И создавать нефтегазовые нанотехнологии (НГНТ).
Кроме снижения себестоимости добычи нефти из уже разрабатываемых залежей, НГНТ [10] позволят ввести в разработку залежи нефти с очень плотными коллекторами, которые в настоящее время не имеют рентабельных технологий разработки. Примерами наноколлекто-ров (средний радиус пор менее 100 нм) являются плотные породы баженовской свиты Западной Сибири, угольные и сланцевые пласты, граниты, породы фундамента во многих странах
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.