Жажда нефти
70% нефти на российских месторождениях остается в земле. Об этом свидетельствует коэффициент извлечения нефти (КИН), показывающий отношение добытого объема сырья к первоначально содержащемуся в пласте. Стратегическая задача — поднять КИН с 30% до 35–37%.
Коэффициент потерь
Основным способом увеличения нефтеотдачи в России было поддержание внутрипластового давления за счет закачки в пласт большого количества пресной воды из близлежащего природного источника. Это привело к тому, что сейчас практически все старые месторождения Урала и Сибири сильно обводнены и добывать нефть там трудно.
За рубежом — в США, Канаде и Норвегии — поддержание давления шло за счет внутрипластовой воды с добавлением химических реагентов или углекислоты. Кроме того, там применялся гидроразрыв пласта, горизонтальное и наклонное бурение для увеличения количества скважин. Эти методы позволили зарубежным компаниям извлекать из недр больше нефти, чем в России (КИН — 30%). Сегодня КИН на месторождениях США, Норвегии и Канады в среднем составляет 50%.
70% нефти на разрабатываемых отечественных месторождениях остается в земле. Для оценки масштаба потерь достаточно одного примера. За январь—июль 2010 года добыча нефти составила 292,5 млн тонн. Так вот более 500 млн тонн нефти (это как если бы год Россия вообще не добывала нефть) за тот же период остались в земле неизвлеченными. И так из десятилетия в десятилетие.
Если КИН на всех действующих российских месторождениях увеличить хотя бы на 1%, это будет равносильно открытию нового Самотлора (крупнейшее в России месторождение с запасами 2,7 млрд тонн).
Без новых технологий не обойтись и на новых месторождениях. Только 35% запасов российской нефти можно добывать с использованием имеющихся традиционных технологий, остальное сырье залегает в труднодоступных пластах, глубоко под землей, да к тому же его качество — это высоковязкие и битумные нефти — требует применения особых способов добычи. По мнению директора Института проблем нефти и газа РАН Анатолия Дмитриевского, КИН на многих новых месторождениях в полтора раза ниже, чем на разрабатываемых, в силу их сложного геологического строения.
По словам завкафедрой геологии нефти и газа ТюмГНГУ, члена-корреспондента РАН Ивана Нестерова, дебит скважин на месторождениях ХМАО составляет 11 тонн в сутки (для сравнения: на новых месторождениях — 40 тонн в сутки), а обводненность достигает 95%. Будущее — за добычей нефти из битуминозных глин Югры. Однако для этого нужны технологии, которых в России нет.
В советское время российскими отраслевыми НИИ разрабатывались новые методы нефтеотдачи, отечественная научная школа ничем не уступала мировой. Но в начале 1990-х годов научно-технические исследования в России не велись, и сейчас компании пожинают плоды «безвременья».
В последние годы российские нефтяные компании активно создавали собственные научно-аналитические центры для управления разработкой месторождений.
В частности, в ТНК-ВР есть Тюменский нефтяной научный центр, «Роснефть» имеет корпоративный научно-технический центр в Москве и еще десять региональных НИИ, у «Газпром нефти» свой научно-технический центр, в ЛУКОЙЛе разработкой месторождений занимается тюменское ООО «КогалымНИПИнефть». Кроме того, действует несколько независимых научных центров, существующих на базе советских НИИ. Но этого недостаточно, а массовое применение зарубежных технологий сдерживает их высокая цена.
База роста
В Энергетической стратегии России заложен целевой ориентир повышения КИН с текущих 30% до 35–37% (в СССР КИН составлял 41%) к 2030 году. «Ухудшение ресурсной базы обусловливает комплексный подход к разработке месторождений. Индивидуальный подбор технологий с учетом истории месторождения, его особенностей позволит достичь лучшего результата разработки»,— считает вице-премьер правительства Игорь Сечин.
Нефтяные компании предлагают правительству поддержать их в применении дорогих технологий для повышения нефтеотдачи. Господдержка становится особенно актуальной в связи с тем, что на повестке дня стоит разработка мелких месторождений и месторождений сверхвязкой нефти, рентабельность которых ниже действующих проектов. Эксперты предлагают установить дифференцированные ставки налога на добычу полезных ископаемых при разработке мелких месторождений с учетом объема извлекаемых запасов нефти и установить нулевую ставку вывозной таможенной пошлины на сверхвязкую нефть. Кроме того, необходимо разработать государственный механизм регулирования объема извлечения нефти из скважин, который бы нормативно закрепил минимальный уровень КИН.
В Министерстве природных ресурсов в принципе согласны с такой позицией. В прошлом году ведомство даже направляло в Минфин расчеты и предложения по снижению ставки НДПИ для месторождений с запасами менее 3 млн тонн. Однако поддержки там не получило. Сейчас Минприроды совместно с Минэнерго и Минфином подготовило законопроект, предусматривающий введение понижающего коэффициента к базовой ставке НДПИ для месторождений с извлекаемыми запасами менее 5 млн тонн. Это позволит дополнительно вовлечь в разработку более 46% мелких месторождений нефти, которые сейчас разрабатывать нерентабельно.
Хотя отдельные примеры роста КИН в российском ТЭКе свидетельствуют именно об экономической эффективности применения новых технологий нефтеотдачи.
Рост среднесуточной добычи с начала текущего года на 3% (составив чуть больше 1 млн тонн) продемонстрировала «Газпром нефть». Заместитель генерального директора «Газпром нефти» по разведке и добыче Борис Зильберминц говорит, что роста удалось достичь в основном за счет эффективного проведения геолого-технических мероприятий.
Идеальный пример — это, конечно, компания «Башнефть» (впервые вошедшая в текущем году в тройку лидеров российского рейтинга инвестиционной привлекательности), которая за год увеличила добычу почти на 20% — до 284 тыс. бар в сутки. «Высокий результат был обеспечен благодаря инвестициям в технологии нефтеотдачи и гидроразрыва пластов»,— утверждают аналитики ФК «Уралсиб».
Небольшие нефтяные компании (МНК и СНК) увеличили среднесуточную добычу в июле на 45% по сравнению с июлем прошлого года. И это связано прежде всего с освоением и внедрением новых технологий нефтеотдачи.