Добыть до последней капли
Эффективность
ЛУКОЙЛ в начале октября запустил один из своих крупных инвестпроектов — Имилорскую группу месторождений. В течение ближайших пяти лет в рамках опытно-промышленной эксплуатации компания планирует добывать 3 млн тонн. В компании считают, что ускоренный ввод традиционных месторождений позволит сгладить с точки зрения уровня добычи переход на отечественное оборудование в нефтесервисе. При этом одним из основных направлений развития этой отрасли в России должно стать повышение коэффициента добычи, считают в компании.
НК ЛУКОЙЛ 9 октября досрочно ввела в опытно-промышленную эксплуатацию Имилорскую группу месторождений. Мероприятие прошло в присутствии вице-премьера Аркадия Дворковича, губернатора Ханты-Мансийского автономного округа Натальи Комаровой и президента ЛУКОЙЛа Вагита Алекперова. До этого начать добычу на месторождении, которое компания называет одним из своих основных приоритетов, предполагалось в марте 2015 года. Опытно-промышленная эксплуатация месторождения рассчитана на пять лет и позволит выйти на уровень промышленной добычи в 3 млн тонн. ЛУКОЙЛ рассчитывает добыть в следующем году на Имилорской группе 300-400 тыс. тонн нефти. Инвестиции в проект составят 100 млрд руб. в течение 20 лет.
Для начала эксплуатации Имилорской группы месторождений ЛУКОЙЛ пробурил 35 скважин и инвестировал свыше 6,4 млрд руб. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 194 млн тонн. Структура месторождения отличается сложностью коллекторов. Начать более раннюю разработку позволило то, что Имилорское месторождение находится поблизости от крупнейшего разрабатываемого месторождения "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" — Тевлинско-Русскинского — и в геологическом отношении является его близким аналогом.
Во время запуска Имилора Вагит Алекперов отмечал, что ускоренный ввод новых месторождений традиционной нефти мог бы компенсировать период, когда в РФ будут вестись процессы по импортозамещению оборудования, которое требуется для работы с трудноизвлекаемой нефтью. По его словам, на данный момент развитие нефтяной отрасли сдерживает не столько отсутствие оборудования и доступ к нему, сколько сложная процедура доступа к месторождениям. Работа по упрощению процедур, особенно по ведению геологоразведки, поможет в среднесрочной перспективе стабилизировать добычу в РФ, считает господин Алекперов.
Санкции в отражении
При этом, по словам, начальника департамента обеспечения добычи нефти и газа ЛУКОЙЛа Азат Хабибуллин, в производственных затратах компании нефтесервисные услуги составляют около 14%, поэтому любые изменения на этом рынке отражаются на общих результатах деятельности ЛУКОЙЛа. Сейчас у компании 26 подрядчиков в сфере строительства и ремонта скважин. Все они выбраны в соответствии с тендерными процедурами, как и в подавляющем большинстве нефтяных компаний. 23 из них — отечественные, причем одна из них обеспечивает до 80% проходки в бурении, 3 — иностранные. Текущий капремонт скважин производят только отечественные подрядчики, говорят в ЛУКОЙЛе.
Как пояснил Ъ, господин Хабибуллин, многие операции выполняются с широким применением импортных технологий и материалов. Доля иностранных компаний в общем объеме нефтесервисных работ, выполняемых для ЛУКОЙЛа, зависит от региона и вида этих работ. Чем важнее используемая технология, чем она более современна, тем выше доля зарубежных подрядчиков, говорит он. Как отмечает господин Хабибуллин, в том, что в Россию приходят новые технологии из-за рубежа, есть и положительные аспекты. "Это значит, что нам есть на что ориентироваться. Эти технологии имеют особое значение с точки зрения освоения новых запасов. Они заставляют отечественные компании ориентироваться на лучшую практику",— считает менеджер. Таким образом, говорит он, привлечение иностранных подрядчиков обеспечивает необходимую конкуренцию и приводит к повышению технологического уровня нефтесервиса в РФ.
Развитие сервисного рынка России обуславливает объективный и неизбежный процесс усложнения ресурсной базы, считает Азат Хабибуллин. В структуре извлекаемых запасов ЛУКОЙЛа категории B + C1 доля активных запасов составляет всего 35%, остальные относятся к низкопроницаемым коллекторам, подгазовым зонам, высоковязким нефтям, коллекторам с малыми нефтенасыщенными толщами. Это бросает нефтяникам серьезные вызовы, однако говорить, что мы испытываем какие-либо проблемы на суше, пока преждевременно, отмечает менеджер. В компании считают, что есть ряд направлений, которые требуют особого внимания и которыми уже сегодня надо всерьез заниматься, чтобы минимизировать возможные потери из-за снижения добычи на стареющих месторождениях.
Прежде всего это использование иностранных технологий и материалов при бурении скважин с горизонтальным окончанием. К сожалению, аналогов, даже в опытных образцах, отечественные производители не предлагают, говорит Азат Хабибуллин. "Но природа пустоты не терпит — есть аналоги в Китае. Мы, как и другие нефтяные компании, смотрим на возможные предложения с той стороны. Чтобы данная ниша не была занята, российским предприятиям следует предметно заняться этим вопросом, ведь горизонтальные скважины в структуре бурения компании ЛУКОЙЛ составляют 30% от общего числа новых скважин, а по добыче — 60%",— отмечает он. По его словам, в связи с усложняющимися горно-геологическими условиями ситуация улучшаться не будет — горизонтальных стволов будет больше, их доля в добыче будет расти.
Также ЛУКОЙЛ при бурении часто применяет импортные растворы, адаптированные под конкретные условия каждой группы скважин, позволяющие эффективно вскрывать продуктивные отложения. Для замены этих растворов, говорит господин Хабибуллин, безусловно, потребуется какое-то время, в течение которого будет невозможно недостижение проектных дебитов по новым скважинам. Также, говорит он, на сегодняшний день есть российские образцы техники для гидродинамического разрыва пласта, но, к сожалению, в единичных экземплярах и надежность их далеко не на самом высшем уровне. Поэтому поставщики услуг по ГРП используют в основном импортное оборудование и импортное программное обеспечение.
Проблема импортозамещения — это вопрос высоких технологий и экономической эффективности. В качестве примера можно привести российский насос для поддержания внутрипластового давления: по размерам он вдвое больше, в два-три раза менее долговечен, тяжелее на 25% и имеет энергоемкость на 10% больше по сравнению с импортными аналогами. "Поэтому желание заменить импортное оборудование отечественным с использованием существующих технологий неизбежно приведет к удорожанию проекта", говорит господин Хабибуллин.
Инновации в жизнь
Четверть от общей добычи нефти ЛУКОЙЛа сегодня обеспечивается за счет применения инновационных и высокотехнологичных методов и материалов. Над решением этой задачи работает Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК), входящая в группу ЛУКОЙЛ. РИТЭК специализируется на применении инновационных методов для увеличения коэффициента извлечения нефти и разработке способов эффективного освоения нетрадиционных углеводородных ресурсов, например залежей баженовской свиты в Западной Сибири, доманиковых отложений в Самарской области, высоковязких нефтей на всей территории России.
Стабилизация уровней добычи нефти является существенным внутренним вызовом для России в среднесрочной перспективе. 90% российской нефти добывается на месторождениях, открытых до 1988 года. Запланированные на сегодняшний день проекты не смогут компенсировать естественное сокращение добычи в старых провинциях. Стабилизация возможна лишь за счет применения новых технологий повышения нефтеотдачи, считают в ЛУКОЙЛе.
На сегодняшний день сложилось отставание России от таких лидеров нефтяной отрасли, как США и Норвегия, по коэффициенту извлечения нефти. В США этот показатель составляет 43%, в Норвегии — свыше 50%, а в России — около 20%. Только увеличение коэффициента до уровня 43% могло бы дать российским нефтяникам около 4 млрд тонн извлекаемых запасов традиционной нефти. "Повышение коэффициента извлечения нефти является для ЛУКОЙЛа приоритетной задачей, ближайшей целью для нас является выход на уровень в 37%,— отмечают в компании.
Очевидно, что применение методов увеличения нефтеотдачи имеет более высокую себестоимость по сравнению с традиционными методами добычи, но корректировка действующей налоговой системы, замена оборотных налогов и совокупности льгот налогом на финансовый результат могла бы сделать их применение экономически эффективным. Повышение нефтеотдачи является амбициозной целью, тем более на стареющих месторождениях, но именно достижение этой цели повысит конкурентоспособность российского ТЭКа, ценность отечественных компаний как носителей оригинальных компетенций для международных партнеров.
Другой задачей, требующей применения инновационных решений, является рентабельная разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Она возможна только при условии широкомасштабного применения передовых технологий, современной нефтепромысловой техники и оборудования.