Взять их — наша задача

Взять их — наша задача Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов углеводородов в Западной Сибири заставило нефтяников заняться поиском эффективных новых технологий добычи. Но не без помощи иностранных партнеров.

211Российские нефтяные компании начали активно создавать СП с иностранными корпорациями для добычи трудноизвлекаемой нефти месторождений Западной Сибири. В начале декабря помощника нашла себе Роснефть, заключив соглашение с ExxonMobil о совместной разработке запасов баженовской и ачимовской свит. Задача СП — провести опытные работы по извлечению нефти на принадлежащих госкомпании 23 лицензионных участках общей площадью более 10 тыс. кв. км. Начать опытные работы в Западной Сибири планируется уже в 2013 году. По их результатам, ориентировочно в 2015 году, будут определены участки для дальнейшей добычи. Российской стороне в проекте будет принадлежать доля в 51%, американской — 49%. Для опытных работ американцы обеспечат финансирование в размере до 300 млн долларов, а также современные технологии и специалистов. Роснефть предоставит персонал и доступ к объектам инфраструктуры.

За последние полгода это уже третья российская нефтяная компания, которая привлекает иностранного партнера в проекты разработки «трудной» нефти в Западной Сибири. По мнению аналитиков, сложность проектов с такими запасами и отсутствие у российских компаний эффективных технологий заставляют искать иностранных партнеров, которые взамен получают доли в этих проектах.

Глубоко лежит

По различным оценкам нефтяников и геологов, сегодня добывается не более 20 млн тонн в год (около 4% от общего объема) трудноизвлекаемых запасов нефти, тогда как потенциальный их объем в России достигает 50 млрд тонн. Трудноизвлекаемые запасы (высоковязкие, высокообводненные нефти и низкопроницаемые коллекторы, а также нефтяные месторождения с газовой шапкой) — это более 60% отечественной сырьевой базы, и их доля непрерывно растет. Так что их разработка во многом определит будущее нашей нефтяной отрасли.

Значительный объем трудноизвлекаемой нефти сосредоточен в Ханты-Мансийском автономном округе в залежах баженовской, ачимовской и тюменской геологических структур — они составляют 67% в общей структуре сырьевой базы. Стратегическое значение имеют отложения баженовской свиты, потенциальные запасы которой в России оцениваются Минэнерго РФ в 22 млрд тонн. Она распространена практически по всей территории Западной Сибири на глубине 2,5 — 3 тыс. метров и расположена в традиционных регионах нефтедобычи с развитой инфраструктурой.

Добыча из залежей баженовской, а также похожей по геологическому строению абалакской свиты уже ведется, но пока в незначительных объемах. В частности в Югре это не более 1 млн тонн в год: для масштабов ХМАО, где добывается более четверти миллиарда тонн в год, немного. «Объемы добычи в баженовской свите необходимо увеличивать кратно. Но широкомасштабная разработка трудноизвлекаемых запасов возможна только при применении новых технологий», — отмечают в департаменте по недропользованию ХМАО-Югры. Сложность разработки баженовской свиты состоит в том, что сегодня геологи не до конца понимают геологическое строение ее залежей, закономерности нефтегазоносности, геологические факторы, влияющие на дебит скважин при добыче нефти из этих отложений.

Вытолкнуть из пласта

По мнению Союза нефтегазопромышленников РФ, один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи сегодня — термогазовый, когда в нефтеносный пласт одновременно закачиваются вода и сжатый воздух. Интересно, что он предложен отечественной наукой еще в 1971 году, но не получил широкого распространения: в СССР было достаточно легкодоступных запасов. Всерьез занялись его совершенствованием лишь в последние несколько лет. Сегодня на сложных месторождениях в ХМАО, в частности на Средне-Назымском, его активно внедряет компания «Ритэк» (дочка ЛУКойла). Недавно она приступила к отработке этой технологии на участках баженовской свиты и теперь плотно взаимодействует со Сколково. «Предлагаемые компанией технологии могут увеличить коэффициент нефтеизвлечения на этих залежах до 0,35 — 0,4 против 0,02 — 0,03 при традиционных методах увеличения нефтеотдачи», — отмечает президент Союза Геннадий Шмаль.

Параллельно на месторождениях Западной Сибири развивается другой метод нефтеотдачи для трудноизвлекаемых запасов — горизонтальное бурение скважины с многоступенчатым гидроразрывом пласта (ГРП), который широко используется международными компаниями в США при добыче сланцевого газа. Коэффициент извлечения нефти здесь может достигать 0,45.

В 2011 году Роснефть впервые испытала его на Приобском месторождении, пробурив две скважины. Стартовые дебиты превысили 246 тонн в сутки, что позволило компании признать этот метод наиболее перспективным для себя. Теперь она намерена внедрять технологию и на других залежах трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири в рамках СП с партнером по арктическому шельфу ExxonMobil: американцы отработали технологию многозонального ГРП на сланцевом участке Piceance в Колорадо, а затем в 2011 году применили ее на участке Harmattan Западно-Канадского нефтяного бассейна.

Возможность применения аналогичного метода на трудноизвлекаемых залежах рассматривает и ТНК-ВР (у нее около половины запасов нефти относится к этой категории). В качестве пилотного проекта выбрана разработка отложений Северо-Хохряковского месторождения. Его запасы составляют 50 млн тонн, а разбурена лишь десятая часть, так как разрабатывать его дальше традиционными методами невозможно. Партнером ТНК-ВР в нем станет Schlumberger — мировой лидер в области технологий для нефтегазовой промышленности. Согласно условиям контракта, Schlumberger будет осуществлять общую координацию всех операций, предоставит весь спектр нефтесервисных услуг в рамках проекта и разделит с ТНК-ВР все риски. «Новый формат сотрудничества призван повысить эффективность актива за счет увеличения добычи на скважину и выработать оптимальный сценарий разработки месторождения с применением технологии многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах», — пояснили в компании. Одновременно ТНК-ВР ведет переговоры с Halliburton и другими крупными нефтесервисными компаниями о подобных проектах в Западной Сибири.

Проблемой разработки баженовской свиты в Западной Сибири озадачилась и «Газпром нефть», которая также решила привлечь для этого иностранного партнера. Недавно компания объявила о запуске первого проекта по добыче сланцевой нефти вместе с Shell в рамках совместного предприятия Sаlym Petroleum Development (владеют на паритетной основе). Разработки будут проходить на Верхне-Салымском месторождении. Какому методу здесь отдадут предпочтение, в компании пока не уточняют: нет полной ясности в отношении экономически эффективных методов добычи из этих пластов.

Риски пополам

К активному привлечению иностранных партнеров в проекты по разработке труднодоступных запасов нефти ВИНК подталкивает несколько факторов. Первый — фискальный. Нефтяные компании и некоторые ведомства неоднократно заявляли о необходимости государственного стимулирования добычи трудноизвлекаемых запасов нефти. В 2010 году Минфин РФ дал отрицательное заключение на поправки о нулевой ставке НДПИ в отношении нефти, извлекаемой из баженовской свиты (поправки внесли в Госдуму парламентарии ХМАО). Причин несколько, начиная с проблем с определением пласта, из которого поднимается нефть, заканчивая выпадающими доходами бюджета. Но уже в середине 2012 года правительство РФ пообещало ввести новую систему НДПИ, стимулирующую инвестиционные проекты разработки участков недр, содержащих запасы трудноизвлекаемой нефти. В конце ноября министерство финансов РФ опубликовало соответствующий проект федерального закона «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса РФ». Вступить в силу он должен в 2013 году. Документ предполагает налоговые каникулы по НДПИ для проектов в пределах баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений. «Нулевые ставки НДПИ и льготная экспортная пошлина в размере 10% от экспортной пошлины на сырую нефть сделают рентабельными проекты разработки данных месторождений, несмотря на крупные затраты», — уверена аналитик Инвесткафе Юлия Войтович. По оценкам аналитика Raiffeisenbank Андрея Полищука, льготы могут довести уровень рентабельности проектов по трудноизвлекаемым запасам до 15%. Это делает российские проекты для иностранных компаний весьма привлекательными.

Количество зарегистрированных патентов крупнейшими нефтяными и газовыми компаниями

Второй фактор — истощение запасов в основном нефтедобывающем регионе страны. Как заявил президент Роснефти Игорь Сечин, время легкой нефти закончилось, поэтому ведущие нефтегазовые компании вынуждены разрабатывать новые виды месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. У самой госкомпании 27 месторождений с подобными залежами только в Западной Сибири, их общий объем она оценивает в 1,8 млрд тонн. Но освоение подобных ресурсов требует крупных инвестиций в технологии и немалых затрат на разработку. В США, которые считаются лидером в области разработки подобных залежей, нефтяники потратили около 6 млрд долларов, что позволило им выйти на хорошие масштабы добычи (200 — 300 тонн в сутки). «Себестоимость добычи трудноизвлекаемой нефти в России составляет около 70 — 90 долларов за баррель, что превышает себестоимость добычи обычного углеводородного сырья более чем вдвое», — поясняет Юлия Войтович. Для выхода на промышленные масштабы добычи в баженовской свите нужны десятки миллиардов долларов. «Чтобы реализовать такие проекты как с финансовой, так и с технологической точек зрения, требуется консорциум», — замечает аналитик «Унисон Капитал» Александр Парфенов. И здесь нефтяникам выгоднее разделить с более опытным партнером риски, а потом и прибыль, если использование новых технологий окажется успешным.

Партнер проекта ТРУБНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ ТМК

 

Комментарии

Материалы по теме

Переработаем сами

ТНК­ВР инвестирует в разработку месторождений Уватской группы

Сургутнефтегаз (СНГ) и Трубная металлургическая компания (ТМК) подписали трехлетний контракт

«Итера» пошла в рост

«Страшилка» для конкурента

Газпром и «Итера» не спросили третьего

 

comments powered by Disqus