КИН должен быть национальным приоритетом России

Oil recovery factor should be a national priority in Russia

Отвечая на вопросы редакции, автор основывался на выступлениях руководства страны [1, 2], мнении специалистов отрасли [3 – 6], собственных исследованиях [7 – 11].
  1. В постперестроечный период, вплоть до 2000 г., коэффициент извлечения нефти (КИН) падал. Лишь в 2000 г. наметилась стабилизация, обозначился рост и ныне, по документам ЦКР, средний показатель КИН по России зафиксирован на уровне 38%. Однако некоторые известные нефтяники утверждают, что КИН в стране падает, и называют значительно меньшие цифры. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?
    Наша страна является великой энергетической державой. Но несмотря на кажущееся обилие энергоресурсов, в 2007 г., будучи Президентом РФ, В.В. Путин на совещании по развитию нефтегазовой отрасли отметил, что нефтегазовые ресурсы используются недостаточно рачительно [1], а Президент РФ Д.А. Медведев в 2009 г. назвал одними из первых приоритетов российской экономики энергоэффективность и энергосбережение, отметив, что нужно не только наращивать добычу полезных ископаемых, но и добиваться лидерства во внедрении инноваций [2].

    В «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (ЭСР-2030) в качестве индикатора стратегического развития нефтяного комплекса предусмотрена следующая динамика коэффициента извлечения нефти (КИН): 2008 г. (факт) – 0,3, за 1-й этап (2013 – 2015 гг.) планируется достичь КИН=0,3 – 0,32, за 2-й этап (2020 – 2022 гг.) – 0,32 – 0,35, к концу прогнозируемого периода за 3-й этап (2030 г.) планируется достичь КИН=0,35 – 0,37.

    При этом на Западе уже достигнут КИН=0,4 и ставятся более амбициозные задачи.

    Обводненность продукции в России в среднем превышает 85%, т. е. количество объемов воды на один объем нефти (водонефтяной фактор – ВНФ) – более 5. В мире в среднем ВНФ=3 и ежегодно расходуется более 40 млрд долл. на отделение и очистку попутной воды [3]. Россия добывает 13,5% от мировой добычи. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится не менее 5 млрд долл., а с учетом обводненности – значительно больше 7 млрд долл. Снижение ВНФ хотя бы до среднемирового уровня даст экономию 2 млрд долл. 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.

    Но ВНФ в официальных статистических данных по добывающим компаниям не публикуется.

    По мнению академика РАН Р.И. Нигматулина, теоретически КИН может быть доведен до 0,7 при применении современных технических и физико-химических технологий, а извлекаемые запасы нефти при их применении могут быть увеличены на 20 – 30 млрд тонн или 200 – 300 млн тонн годовой добычи на весь XXI век [4]. Отметим, что если в России снизить ВНФ до 3, то для увеличения добычи на 200 – 300 млн тонн не потребуется перестройки промыслового оборудования, поскольку к установкам подготовки нефти и отделения воды будет подходить столько же жидкости (нефть+вода), сколько сейчас подходит при ВНФ=5.
  2. Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?
    Развитые страны мира тратят огромные средства на развитие нефтяной науки и создание мощных программных комплексов для проектирования разработки нефтегазовых залежей, что позволяет обосновывать высокорентабельные технологии даже для трудноизвлекаемых запасов нефти. На совещании по модернизации и технологическому развитию экономики 25 декабря 2009 г. Президент РФ Д.А. Медведев привел такие цифры по крупнейшим нефтяным компаниям: коэффициент вложений средств на добычу (доллар США к тонне добытого условного топлива) в «Шелл» это 5,67; в «Эксон мобил» – 3,02; в Газпроме – 0,29; в «Сургутнефтегазе» – 0,39; в «Татнефти» – 0,72; в «Роснефти» – 0,06 [2]. Из этих цифр видно, что из российских компаний наибольшие вложения в науку производят в ОАО «Татнефть». Поэтому в ОАО «Татнефть» и наибольший КИН среди российских нефтедобывающих компаний.

    Вице-президент РАН академик Н.П. Лаверов подчеркивает: обновление технологий компанией Shell («Шелл») уменьшило затраты на добычу нефти на глубоководных месторождениях более чем в 2,5 раза и значительно увеличило добычу [5].
  3. КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов УВ на данном месторождении. Однако, по мнению некоторых ученых и практиков, несовершенство приборов и техники в построении горно-геологических моделей дает погрешность до 30%. Как же посчитать КИН? Можно ли говорить как-то однозначно о месторождении, что здесь КИН такой? Но через некоторое время уплотнили сетку скважин, применили различные МУН – и величина КИН изменилась…
    КИН – это оценочная величина, и она нужна для количественного определения эффективности применяемой технологии. При уточнении геологических запасов, конечно, происходит уточнение КИН.

    Расчеты с учетом наноявлений смачивания показали, что остановка малодебитных скважин приводит к уменьшению отбора нефти до 50 тыс. т/100 га и КИН на 5 – 10 пунктов. Поэтому ввод остановленных малодебитных скважин хотя и несколько ухудшит текущие экономические показатели, но увеличит КИН.
  4. Какие МУНы считаются наиболее популярными, рентабельными или все они должны применяться адресно, то есть в строгом соответствии с горно-геологическими условиями и проектом разработки данного месторождения?
    К сожалению, сегодня следует говорить не о популярных МУН, а о непопулярности их применения вследствие отсутствия экономического стимулирования МУН государством.
  5. Что обычно понимается под «интенсификацией нефтедобычи»? Установка штуцера большего, чем следует по данным ГИС, диаметра, «усиленная» перфорация, гидроразрыв пластов? Не вредно ли форсирование добычи нефти? Не следует ли более тщательно подходить к подбору темпов отбора продукции скважин, чтобы не погубить месторождение, предотвратить преждевременное обводнение? Или решающее значение имеют другие императивы: быстрее добиться окупаемости инвестиций и быстро получить прибыль?
    Интенсификация – это превышение проектного уровня добычи в данном году. Поэтому можно применять любые мероприятия, позволяющие это достичь, при условии обоснования их последующего положительного влияния на КИН.
  6. Насколько эффективны современные МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей и битумов, насколько рентабельны эти процессы?
    Для добычи тяжелых и вязких нефтей и битумов рентабельны только тепловые методы в сочетании с другими МУН. При этом, по мнению автора, МУН следует расшифровывать не как «методы увеличения нефтеотдачи», а как «мероприятия увеличения нефтеотдачи». И тогда все промысловые мероприятия, увеличивающие КИН, становятся МУН без дискриминации гидроразрыва пласта (ГРП), горизонтальных и боковых стволов, щелевой разгрузки, компьютерного моделирования и т. п.
  7. Раньше к гидроразрыву пластов прибегали на истощенных месторождениях или при плохих коллекторских свойствах пласта. Сейчас нередко процесс бурения скважин заканчивают ГРП. Существует противоречивое отношение к этому МУН. Полагают, что последствия применения этого метода могут сказаться негативным образом в отдаленной перспективе. В самом ли деле ГРП наносит больше вреда для месторождения, чем пользы?
    ГРП, как и любая технология, применим только после обоснования его эффективности.
  8. На ваш взгляд, преодолимо ли в обозримой перспективе отставание качественных характеристик российской техники и оборудования для увеличения нефтеотдачи от аналогичных западных образцов (колтюбинг, ГРП и т. д.)?
    Структура российских запасов нефти обязывает российских нефтяников создавать рентабельные технологии даже для трудноизвлекаемых запасов, которых в России более 65%. Что касается развития техники добычи, то возможность приобретения за рубежом позволяет использовать ее как необходимый компонент технологии. С увеличением объема применения МУН появятся стимулы для развития отечественной техники.
  9. Каковы перспективы использования нанотехнологий для повышения нефтеотдачи?
    Эффективность нефтевытеснения определяется наноразмерами: поверхность пор имеет нанометровую шероховатость, а смачивающие свойства пород определяются как раз шероховатостью. Другими словами, регулирование свойств нефтегазовых пластов на уровне электрических взаимодействий, смачивания, изменения структуры минералов (размеры которых 20 – 40 нанометров) решаются с применением технологий управления наноявлениями (нанотехнологий).

    Проведенными исследованиями показана возможность существенно большего нефтеизвлечения из уже открытых месторождений при применении нанотехнологий (инноваций) в нефтегазовых пластах, чем это имеет место сегодня. Развитие этих работ может стать серьезным вкладом в энергетическую безопасность страны, которую невозможно, на наш взгляд, реализовать без контроля КИН и таких индикаторов энергоэффективности добычи нефти, как водонефтяной фактор и температура процесса водонефтеподготовки.

    Вложения в нанотехнологии добычи нефти и газа дадут самую быструю и самую максимальную финансовую отдачу из всех направлений вложений средств. Поэтому стратегической целью нефтяного сектора ЭСР-2030 должно быть массовое применение нанотехнологий в различных сферах нефтегазового комплекса для повышения его энергоэффективности и создания рентабельных технологий разработки уже открытых месторождений на территории России с ориентирами по КИН: хотя бы 0,35 к 2013 г., 0,4 к 2020 г., 0,5 к 2030 г. Научный же потенциал КИН в России следующий: 0,4 к 2013 г., 0,45 к 2020 г., 0,6 – 0,65 к 2030 г. При этом для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15 – 0,20 до 0,6 – 0,7, а для ТИЗН – на 0,25 – 0,35 до 0,40 – 0,55.
  10. Насколько популярна у нефтяников идея государственного контроля за эффективностью добычи на основе качественного мониторинга разработки месторождений? Какие идеи, на ваш взгляд, должны быть внесены в Закон «О недрах» для того, чтобы решение проблемы нефтеотдачи стало заботой недропользователя?
    Расчеты автора показали, что учет государственной собственности на недра увеличит КИН на 0,03 – 0,04 без капитальных вложений и обеспечит наиболее полную выработку месторождений с гармонизацией интересов недропользователей и сочетании интенсификации с ростом КИН. 16 мая 2007 г. Н.К. Байбаков и министр геологии СССР, д. т. н. Е.А. Козловский направили письмо В.В. Путину с рядом предложений по повышению КИН, в том числе с предложением поддержать исследования автора [6, с. 552].

    Для активизации внедрения МУН в нефтедобывающую отрасль и повышения КИН полезно принять следующие законодательные новации:
    • Законодательно признать задачу повышения КИН такой же государственной задачей, какой раньше было создание атомного оружия и полет в космос, и для ее решения объединить усилия работников нефтегазовой отрасли и всего научно-технического сообщества страны: геологов, физиков, химиков, математиков, металловедов, конструкторов.
    • Законодательно обязать публиковать годовой водонефтяной фактор при публикации статистической отчетности по добыче нефти различными компаниями в России (поскольку это один из основных показателей энергоэффективности нефтедобычи).
    • Законодательно обязать вести расчеты КИН и выбор рационального варианта с учетом государственной собственности на недра (до сих пор критерием выбора варианта разработки является максимум дисконтированной накопленной прибыли недропользователя) и ввести в технический регламент по разработке месторождений критерий рациональности варианта разработки по уровню реальной рентабельности, с учетом гармонизации интересов государства и недропользователей.
    • Законодательно ввести понятие «экономически трудноизвлекаемые запасы природных ископаемых» – извлечение которых при любой современной технологии не может обеспечить реальную рентабельность выше доходности в банке, – и предусмотреть по ним льготы.
    • Законодательно обязать рассматривать новые проектные документы разработки нефтяных месторождений только с КИН более 0,4 (поскольку имеется множество современных технологий, позволяющих при стоимости нефти выше 60 долл/баррель обеспечить КИН более 0,4).
    • Законодательно обязать уже реализуемые проектные документы разработки с КИН менее 0,4 пересмотреть в течение 5 лет с целью выбора МУН, обеспечивающего КИН не менее 0,4.
    • Законодательно обязать рассматривать проектные документы разработки нефтяных месторождений с нефтью вязкостью более 30 МПа•с только с применением тепловых методов (поскольку при такой вязкости нефти КИН без применения тепловых методов будет низким).
    • Включить в государственную программу работ в сфере нанотехнологий раздел «Нанотехнологии для нефтегазового комплекса» (поскольку применение таких технологий повысит КИН и доход государства).
    • Для усиления ответственности перед государством членов Центральной комиссии по разработке нефтегазовых месторождений (ЦКР) и территориальных отделений ЦКР, не состоящих на государственной службе, оплачивать их участие в работе ЦКР и территориальных отделений ЦКР в соответствии с почасовой оплатой работы как государственным служащим.

Литература

  1. Путин В.В. Россия является мировым лидером в добыче нефти и газа [Электронный ресурс], 2007. URL: http://www.rosbalt.ru/2007/08/06/404147.html.
  2. Медведев Д.А. Выступление на заседании Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики России 25 декабря 2009 года // Стенографический отчет о заседании Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики России 25 декабря 2009 года [Электронный ресурс], 2009. URL: http://www.kremlin.ru/transcripts/6460.
  3. Хохлов А.Р. Умные полимеры // Лекция в МГУ им. М.В. Ломоносова [Электронный ресурс]. URL: http://www.phys.msu.ru/basics/lecture_Khohlov.pdf.
  4. Нигматулин Р.И. Нефть и газ России // Вестник РАН, 1993. № 8. Т. 63. С. 705 – 713.
  5. Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН, 2006, № 5. Т. 76. С. 398 – 408.
  6. Козловский Е.А. Избранное-2. Минерально-сырьевые ресурсы России. М: ООО «Центр компьютерных технологий в природопользовании», 2009. 580 с.
  7. Хавкин А.Я. Наноявления в нефтегазодобыче // Вестник РАН, 2009. № 6. С. 519 – 522.
  8. Хавкин А.Я. Нанотехнологические перспективы нефтедобычи // Бурение и нефть. 2009. № 7-8. С. 16 – 19.
  9. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / Под ред. член-корр. РАН Г.К. Сафаралиева. М.: ИИКИ, 2010. 692 с.
  10. Хавкин А.Я. Российские нанотехнологии должны служить России / Интервью ИТАР-ТАСС, 22 ноября 2010 года, [Электронный ресурс]. URL: http://www.itar-tass.com.
  11. Хавкин А.Я. Новогоднее поздравление от лучших управленцев России. Интервью // Газета «Лучшие управленцы России». 2010. № 4 Ноябрь–декабрь. С. 18.

References

  1. V.V. Putin. Russia is world leader of oil & gas production [Electronic resource], 2007. URL: http://www.rosbalt.ru/2007/08/06/404147.html.
  2. D.A. Medvedev. Speech at the session of the Russian Commission on modernization & technologic development of economy on December 25, 2009 // report of the session of the Russian Commission on modernization & technologic development of economy on December 25, 2009, 2009. URL: http://www.kremlin.ru/transcripts/6460.
  3. A.R. Khohlov. “Clever-wise” polymers // Lectures in the M.V. Lomonosov Moscow State University [Electronic resource]. URL: http://www.phys.msu.ru/basics/lecture_Khohlov.pdf.
  4. R.I. Nigmatulin. Oil & gas of Russia // News from Russian Academy of sciences, vol. 63, 1993, # 8. Pp. 705-713.
  5. N.P. Laverov. Fuel-energy resources // News from Russian Academy of sciences, vol. 76, 2006, # 5. Pp. 398-408.
  6. Ye.A. Kozlovsky. Selected- II. Russian raw material - mineral resources. Moscow: “Center of computer know-how in nature using” Co, Ltd., 2009. 580 pages
  7. A.Ya. Khavkin. Nano-phenomena in oil & gas production // News from Russian Academy of sciences, vol. 6, 2009, # 8. Pp. 519-522.
  8. A.Ya. Khavkin. Nano-technological prospects of oil production // “Drill &oil” (Burenie i napht’). 2009. # 7-8. Pp. 16-19.
  9. A.Ya. Khavkin. Nano-phenomena &Nano-technologies in oil & gas production // edited by RAS Corresponding Member G.K. Safaraliev. Moscow: I Institute of Concurrency Information, 2010. 692 pages
  10. A.Ya. Khavkin. Russian Nano-know-how should serve to Russia // Interview to ITAR-TASS, on November 22, 2010 in the M.V. Lomonosov Moscow State University [Electronic resource]. URL: http://www.itar-tass.com.
  11. A.Ya. Khavkin. New Year congratulations from Russian best managers. Interview // “Russian best managers” newspaper. 2010. # 4, November-December. Page 18

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Хавкин А.Я.

    Хавкин А.Я.

    д.т.н., главный научный сотрудник ИПНГ РАН, профессор УдГУ и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, почетный нефтяник РФ, академик РАЕН, лауреат медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нанонауки и нанотехнологий»

    Просмотров статьи: 4385

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru