Сколько нефтяных скважин в россии на 2020 год
Обновлено: 07.07.2024
Добыча жидких углеводородов
Ключевым фактором, оказавшим влияние на деятельность Компании в сфере добычи нефти в прошедшем году, стало выполнение директив Правительства по ограничению добычи в рамках нового Соглашения ОПЕК+, вступившего в силу с мая 2020 года. В результате добыча жидких углеводородов за 2020 год составила 4,14 млн барр. / сут. (204,5 млн т), снизившись на 11,4 % по сравнению с 2019 годом. Ослабление введенных ограничений с августа позволило Компании оперативно нарастить добычу и продемонстрировать рост на 1,9 % квартал к кварталу до 3,98 млн барр. / сут. (49,46 млн т).
Участвуя в предыдущих сокращениях добычи, «Роснефть» приобрела значительный опыт технологического характера, который позволяет оперативно и эффективно управлять добычей. Компания последовательно использует следующие инструменты: ограничение дебитов без консервации скважин, режим периодической эксплуатации скважин и оптимизацию программы геолого-технических мероприятий на действующем фонде. Выбранная стратегия позволяет гибко управлять производственным потенциалом и наращивать добычу в минимальные сроки в случае необходимости.
Проходка в эксплуатационном бурении по итогам 2020 года достигла 10,9 млн м, увеличившись на 9,1 % год к году. В соответствии со стратегическими приоритетами Компания продолжает акцентироваться на наращивании объемов строительства наиболее эффективных высокотехнологичных скважин. Из 2,6 тыс. единиц новых введенных в эксплуатацию скважин 68 % являются горизонтальными, против 57 % годом ранее. Доля новых горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП) возросла до 44 % (рост на 10 п. п. к предыдущему году). Удельная добыча на горизонтальную скважину (ГС) более чем в 2,6 раза выше данного показателя для наклонно направленных скважин.
Несмотря на внешние ограничения, Компания продолжает развивать зрелые активы и удерживать лидирующие позиции в российской нефтяной отрасли по запуску новых высокомаржинальных проектов. В 2020 году состоялся запуск двух новых крупных проектов – Эргинского лицензионного участка и Северо-Даниловского месторождения. Суммарная добыча жидких углеводородов на новых крупных проектах Запущенных с 2016 года (с учетом Эргинского лицензионного участка и Северо-Даниловского месторождения). в доле Компании за 2020 год составила 19,9 млн т (403 тыс. барр. / сут.), что на 4,8 % выше год к году.
С учетом поставленных Президентом Российской Федерации задач по освоению арктической зоны Российской Федерации и увеличению грузопотока по Северному морскому пути Компания продолжает работы по реализации комплексной программы освоения новой нефтегазовой провинции на севере Красноярского края в рамках трансформационного проекта «Восток Ойл». Предоставление инвестиционных стимулов для развития инфраструктуры позволило создать эффективную экономическую модель и приступить к практической реализации проекта.
Применение современных технологий для обеспечения стабильности добычи
Основные достижения в разработке месторождений по итогам 2020 годаСредний дебит добывающих скважин увеличился до 12,0 т/сут на скважину (+1,3 % к уровню 2019 года) при увеличении фонда скважин (+1,7% к уровню 2019 года).
Среднегодовой дебит новых скважин составил 44,7 т/сут (на уровне 2019 года), что позволяет Компании сохранять лидирующие позиции по эффективности эксплуатационного бурения среди компаний топливно-энергетического комплекса России.
Доля ГС в структуре новых скважин, введенных из бурения в 2020 году, была повышена до 68 % (+11 п. п. к 2019 году), а доля новых ГС с МГРП увеличилась до 44 % (уровень 2019 года – 34 %).
Выполнено более 1,4 тыс. мероприятий по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов (+13 % к 2019 году), дополнительная добыча нефти от мероприятий данного вида составила порядка 4 млн т (+19 % к 2019 году).
Удельная добыча на скважину по мероприятиям на восстановление базовой добычи увеличилась на 6,5 % относительно 2019 года – с 1,16 тыс. т до 1,23 тыс. т на скважину.
ООО «РН-Юганскнефтегаз» в октябре 2020 года обновил рекорд по ежемесячному количеству операций по ГРП, доведя это количество до 600. Ежегодно предприятие выполняет порядка 5 тыс. операций ГРП.
Компания фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин – всего в 2020 году введено в эксплуатацию 2,6 тыс. новых скважин, 68 % из которых – скважины с горизонтальным типом заканчивания (в 2019 году доля ГС в общем количестве введенных новых скважин составила 57 %). Количество новых введенных в эксплуатацию ГС с МГРП составило 1,1 тыс. единиц с ростом их доли до 44 %. Использование передовых технологий в области планирования, бурения и освоения обеспечило среднегодовой дебит новых скважин 44,7 т/сут (на уровне 2019 года) и дополнительную добычу 15,2 млн т.
В 2020 году на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» введены 854 новые скважины с добычей свыше 4,7 млн т, при этом достигнуты максимальные показатели за последние восемь лет по среднегодовому дебиту новых скважин (48,9 т/сут, +25 % к 2019 году). Это стало возможным благодаря внедрению инновационных технологий и оптимизации систем разработки, например, доля ГС в эксплуатационном бурении возросла с 38 % в 2019 году до 48 % в 2020 году. В 2020 году предприятие продолжило опытно-промышленные работы по развитию технологии горизонтального бурения и заканчивания скважин, введены в эксплуатацию 59 скважин с МГРП и протяженностью горизонтального ствола более 1,2 тыс. м. Проведено успешное опробование технологии Perf&Plug на Приобском месторождении с использованием отечественного оборудования. Тиражирование данной технологии в перспективе позволит увеличить количество стадий ГРП в ГС, обеспечить возможность выполнения повторных ГРП, а также сократить затраты на освоение скважин при массовом внедрении.
АО «ВЧНГ» в качестве оператора в 2020 году приступило к бурению на новом Северо-Даниловском месторождении, система разработки которого предполагает применение только ГС. В результате оптимизации цикла строительства скважин в 2020 году введено в добычу 14 новых скважин и обеспечена дополнительная добыча нефти в объеме 191 тыс. т.
ООО «РН-Уватнефтегаз» продолжило активное разбуривание Уватской группы месторождений. Для оптимизации системы разработки трудноизвлекаемых запасов в 2020 году в общем количестве новых ГС увеличена доля скважин с МГРП (до 73 % при 51 % в 2019 году). Применение передовых технологий совместно с ускорением графика ввода новых скважин в условиях переноса активности на сложнопостроенные месторождения Центрального центра освоения Уватской группы позволило предприятию на 5 % превысить уровень дополнительной добычи нефти от ввода новых скважин 2019 года.
На месторождениях АО «Оренбургнефть» в 2020 году расширена программа горизонтального бурения, всего введено 15 скважин с горизонтальным заканчиванием (+36 % к 2019 году), в том числе шесть скважин с МГРП (кислотным и проппантным), доля новых ГС достигла уровня 19 %. Применяемые технологии обеспечивают высокую продуктивность таких скважин, пусковой дебит ГС составил 69,8 т/сут, что почти в полтора раза выше среднего показателя для новых эксплуатационных скважин предприятия, пробуренных в 2020 году (47,7 т/сут).
АО «Самаранефтегаз» также нарастило объемы горизонтального бурения по итогам 2020 года. Предприятие ввело в эксплуатацию 11 скважин с горизонтальным заканчиванием (+83 % к 2019 году), из которых шесть скважин с многостадийным кислотным гидроразрывом пласта и одна скважина – с проппантным. Доля ГС по сравнению с 2019 годом выросла более чем в два раза и достигла 14 %, при этом эффективность ГС по пусковому дебиту за 2020 год на четверть выше, чем в среднем по всем новым эксплуатационным скважинам предприятия (67 и 49,5 т/сут соответственно, +26 %).
Обновив исторический максимум программы эксплуатационного бурения, ООО «Башнефть-Добыча» в 2020 году ввело в эксплуатацию 153 новые скважины (+34 % к 2019 году) и в дальнейшем планирует наращивать ежегодный ввод новых скважин. Придерживаясь вектора на технологичность, предприятие увеличило долю горизонтальных скважин до 86 %, что на 12 п. п. превышает показатель 2019 года. Одним из основных направлений роста программы эксплуатационного бурения, и в частности доли ГС, является реализация высокотехнологичного кислотно-проппантного МГРП на карбонатных залежах каширо-подольских отложений. Доля ГС с МГРП составляет более 70 % от общего объема программы по вводу новых скважин (+22 % к 2019 году). Применена МГРП технология Burst Port System с разрывными муфтами и чашечными пакерами, что позволило расширить спектр дополнительных работ, направленных на минимизацию темпов падения дебита после ввода скважин в эксплуатацию.
В 2020 году введено в эксплуатацию
новых скважин, из которых – скважины с горизонтальным типом заканчивания Многозабойные скважиныМногозабойные скважины позволяют достичь существенных результатов по добыче и качеству вскрытия коллекторов на месторождениях со сложным геологическим строением. Технология данного способа вскрытия продуктивных пластов успешно апробирована и применяется на месторождениях Компании, в 2020 году введено ксплуатацию 116 многозабойных скважин.
На Тагульском месторождении Ванкорского кластера в 2020 году введено 27 многозабойных скважин типа «фишбон», что является рекордом для месторождения и на 12 скважин превышает предыдущий максимум, достигнутый в 2018–2019 годах.
АО «Тюменнефтегаз» в 2020 году продолжило успешно применять многозабойные скважины на Русском месторождении с целью повышения продуктивности и увеличения охвата запасов. Введено 14 скважин с одним-двумя боковыми стволами, средний прирост пускового дебита составил +56 % по сравнению со скважинами горизонтальной конструкции, пробуренными в аналогичных условиях.
На Среднеботуобинском месторождении ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2020 году введена в эксплуатацию рекордная многозабойная скважина с 15 горизонтальными стволами с общей проходкой по продуктивному пласту более 10 тыс. м. Пусковой дебит скважины составил 402 т/сут (+220 % к среднему запускному дебиту многозабойных и горизонтальных скважин по предприятию в 2020 году). Дополнительная добыча по данной скважине составила 122,7 тыс. т – 15,2 % от дополнительной добычи всех новых скважин предприятия в 2020 году. Продолжается успешный тираж технологии, в 2020 году на месторождении введено 36 многозабойных скважин, что является историческим рекордом на предприятии и на девять скважин больше уровня 2019 года.
Впервые в истории АО «Оренбургнефть» пробурена и успешно запущена горизонтальная многозабойная скважина типа «фишбон» (на карбонатном пласте Пронькинского месторождения), длина основного горизонтального ствола составила 811 м, общая суммарная длина четырех ответвлений – 1 198 м. Стартовый дебит нефти новой высокотехнологичной скважины составил 66 т/сут, что в несколько раз превышает параметры работы традиционных наклонно направленных скважин на этом объекте разработки предприятия.
С целью повышения охвата продуктивной залежи и увеличения коэффициента извлечения нефти в АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (АО «Востсибнефтегаз») введена очередная высокотехнологичная многозабойная скважина типа «фишбон», стартовый дебит которой зафиксирован на уровне 281,5 т/сут, что более чем в два раза превышает средний показатель программы по вводу новых скважин в 2020 году (126,5 т/сут). Общая длина скважины, состоящей из основного ствола и трех ответвлений, составляет 2,2 тыс. м.
Начаты опытно-промышленные работы по бурению многозабойных скважин в ООО «Севкомнефтегаз» (совместный проект с норвежской компанией Equinor). Успешно пробурена и введена в эксплуатацию первая многозабойная скважина с конструкцией «фишбон» (основной ствол и три дополнительных боковых ствола) на пласт ПК-1 Северо-Комсомольского месторождения. В будущем планируется расширение применения подобных скважин для повышения эффективности разработки маломощных нефтяных пластов в подгазовых зонах.
Уплотняющее бурение
Наряду с бурением в новых зонах Компания выполняет уплотняющее бурение в ранее разбуренных частях месторождений с целью увеличения эффективности извлечения запасов за счет трансформации и доформирования систем разработки.
С целью стабилизации добычи и повышения качества выработки запасов Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз» продолжает выполнение программы уплотняющего бурения. В 2020 году введена 261 уплотняющая скважина (64 % от общего количества введенных на месторождении скважин). Строительство скважин производится также с применением технологии горизонтального бурения с МГРП.
На Ванкорском месторождении успешно реализуется программа уплотняющего бурения. По итогам 2020 года дополнительная добыча от ввода 52 новых уплотняющих скважин составила 798 тыс. т. Использование передовых технологий бурения и заканчивания ГС в сложных геологических условиях месторождения обеспечило средний дебит в 99 т/сут, что в два раза превышает средний дебит новых скважин в целом по Компании.
С целью увеличения добычи и обеспечения проектных коэффициентов извлечения запасов Компания проводит мероприятия по зарезке боковых стволов в ранее пробуренных скважинах. В 2020 году данные мероприятия выполнены на 1,4 тыс. скважинах (+13 % к 2019 году), обеспечивших дополнительную добычу порядка 4 млн т нефти (+19 % к 2019 году).
Применение современных подходов и технологий зарезки боковых стволов позволяет не только возвращать в эксплуатацию аварийные скважины, но и совершенствовать системы разработки на зрелых месторождениях, в том числе с длительной историей разработки. Боковые горизонтальные стволы позволяют эффективно вовлекать в разработку интервалы пластов, не выработанные ранее пробуренными наклонно направленными скважинами.
Совершенствование конструкций боковых стволов за счет роста доли горизонтального бурения до 74 % (71 % в 2019 году) позволило увеличить среднегодовой дебит скважин после реконструкции методом бурения боковых стволов в 2020 году до 19,5 т/сут, что выше показателя предыдущего года (18,4 т/сут в 2019 году).
На месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2020 году выполнено 398 зарезок боковых стволов, в том числе 337 с горизонтальным типом заканчивания (+13 % к 2019 году). Активное применение горизонтальных боковых стволов на зрелых месторождениях, например в пластах меловой системы Усть-Балыкского и Мамонтовского месторождений, позволяет получать высокие запускные дебиты нефти – до 450 т/сут, несмотря на более чем 50-летнюю историю эксплуатации данных месторождений. В результате применения предприятием новых технологий среднегодовой дебит скважин после зарезки боковых стволов в 2020 году составил 22,8 т/сут (среднее значение показателя по Компании – 19,5 тут). По программе оценочных зарезок боковых стволов пробурены 33 скважины на новые неразрабатываемые в настоящее время ачимовские и юрские залежи. Максимальные запускные дебиты нефти (до 244 т/сут) получены на ачимовском пласте Кудринского месторождения.
ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2020 году приступило к реализации программы реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов, одна из задач которой – возврат в эксплуатацию ранее пробуренных и выполнивших свое назначение ГС за счет изменения их конструкции на многоствольную. На Среднеботуобинском месторождении запущены в работу первые две скважины после подобной реконструкции методом бурения нескольких боковых стволов.
С целью повышения продуктивности скважин и возможности вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов в АО «Самаранефтегаз» с 2016 года ведется активное внедрение малогабаритного глубинно-насосного оборудования при реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола, что позволило нарастить долю применяемых установок данной конструкции в 2020 году до более чем 75 % и обеспечить максимальный за последние пять лет средний прирост в 28,1 т/сут.
ООО «Башнефть-Добыча» в 2020 году достигло исторического максимума по количеству операций по реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола, введя 126 скважин и обеспечив дополнительную добычу 223,5 тыс. т, что более чем в два раза превышает результат 2019 года (53 операции, 112,5 тыс. т).
ООО «РН-Уватнефтегаз» с целью увеличения добычи и обеспечения проектных коэффициентов извлечения запасов в 2020 году более чем в два раза увеличило количество мероприятий по зарезке боковых стволов, что позволило добыть 131,5 тыс. т нефти, превысив уровень дополнительной добычи нефти от зарезки боковых стволов 2019 года более чем в три раза.
В соответствии с утвержденной Стратегией Компания продолжает повышать эффективность геолого-технических мероприятий. В 2020 году количество геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу (без учета скважин эксплуатационного бурения и мероприятий по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов) составило 4 473 операции. Дополнительная добыча за счет геолого-технических мероприятий составила 5,1 млн т нефти и газового конденсата.
Количество геолого-технических мероприятий на восстановление базовой добычи в 2020 году составило 8,8 тыс. мероприятий, восстановленная добыча – 10,8 млн т. При этом удельная добыча на скважину по мероприятиям на восстановление базовой добычи увеличилась на 6,5 % относительно 2019 года – с 1,16 тыс. т до 1,23 тыс. т на скважину. Основным драйвером роста удельной добычи геолого-технических мероприятий на восстановление базовой добычи является рост эффективности мероприятий по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) и оптимизации режимов работы скважин (ОПТ). В 2020 году выполнено 3 743 ОПЗ с общей восстановленной добычей 3,3 млн т (+3 % к 2019 году) и 3 212 ОПТ с общей восстановленной добычей 5,5 млн т.
С целью минимизации рисков преждевременных прорывов газа газовой шапки (а также возможности ограничения притока и регулирования газа при помощи муфты) или подстилающей воды в Компании применяются устройства контроля притока, с помощью которых возможно ограничить приток нежелательного флюида к отдельным интервалам ГС.
В ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2019 году были успешно реализованы опытно-промышленные работы по применению устройств контроля притока в горизонтальных и многозабойных скважинах Среднеботуобинского месторождения. По итогам 2020 года наблюдаются стабилизация газового фактора без ограничения в работе скважин и увеличение добычи нефти, для ГС – снижение газового фактора в четыре раза и увеличение дебита нефти в два раза, для многозабойных скважин – снижение газового фактора в шесть раз. По итогам опытно-промышленных работ запланировано тиражирование технологии на 41 скважине месторождения.
В 2020 году продолжено использование автономных устройств контроля притока и систем заканчивания со сдвижными муфтами на ГС ООО «Севкомнефтегаз» в рамках реализации программы опытно-промышленных работ по разработке пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения. В рамках программы опытно-промышленных работ на месторождении введено в эксплуатацию 50 скважин, в том числе 42 скважины с применением устройств контроля притока.
Данная технология также впервые опробована в АО «Тюменнефтегаз» – в 2020 году оборудованы первые пять скважин. По результатам предварительного моделирования за счет выравнивания профиля притока рост накопленной добычи нефти составит до 25 %. Предприятие планирует приступить к полномасштабному внедрению данной технологии в 2022–2024 годах.
В 2020 году на трех скважинах Ванкорского месторождения начаты работы по мониторингу профилей притока методом маркерной диагностики. Данная технология позволяет вести мониторинг профилей притока горизонтальных и многозабойных скважин без остановки добычи и внутрискважинных операций. В случае успешных итогов выполненные работы позволят получить информацию по особенностям работы скважины в пласте для своевременного и адресного реагирования по устранению осложнений при эксплуатации скважины.
Сейсмогеологический анализ и детальная интерпретация геолого-технологических исследований на Юрубчено-Тохомском месторождении АО «Востсибнефтегаз» на этапах проектирования, геологического сопровождения бурения и заканчивания скважин позволили идентифицировать потенциальные интервалы поступления газа и подошвенных вод. По результатам проведенных исследований начаты опытно-промышленные работы по применению сегментируемых хвостовиков с превентивным перекрытием набухающими пакерами интервалов потенциального поступления в скважину нежелательных флюидов. Планируется применить данный опыт на Куюмбинском месторождении ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз».
Центр геологического сопровождения бурения скважин
В 2020 году Центр геологического сопровождения бурения скважин (ЦГСБС) ПАО «НК «Роснефть» осуществил сопровождение 3 018 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, что является историческим рекордом с начала работы в 2008 году. За последние пять лет объем работ, выполненных ЦГСБС, вырос в три раза. Высокие показатели были достигнуты за счет внедрения новых технологий и совершенствования методологии, развития корпоративных ИТ-решений, а также мероприятий, направленных на обучение и повышение профессиональных компетенций сотрудников ЦГСБС (организована корпоративная Школа геонавигации, ежегодно проводится семинар по геологическому сопровождению бурения скважин и геомеханике).
Высокий уровень профессионализма сотрудников ЦГСБС подтверждают результаты чемпионатов России и мира по геонавигации, в рамках которых было необходимо «пробурить» с помощью виртуального симулятора несколько ГС разного уровня сложности и обеспечить максимальную проходку по нефтенасыщенному пласту. Команда ПАО «НК «Роснефть» на чемпионате России заняла первое место в командном зачете (участвовали специалисты из пяти крупнейших компаний). На чемпионате мира сотрудник Компании занял первое место (участвовали более 250 человек из 60 компаний и 20 стран).
В 2020 году продолжилось развитие направлений работ, выполняемых в рамках геологического сопровождения бурения. К геонавигации, интерпретации каротажа во время бурения, анализа данных геолого-технологических исследований и геомеханическому моделированию добавилось направление по сейсмогеологическому сопровождению бурения сложных скважин.
За 2020 год на базе собственного геофизического сервиса ООО «Башнефть-Петротест» начало работы по высокотехнологичным методам геофизических исследований скважин на объектах ООО «Башнефть-Добыча», продолжило выполнение промыслово-геофизических исследований и прострелочно-взрывных работ в Республике Башкортостан и Краснодарском крае, проводило сопровождение испытаний новых технологий в области геофизических исследований в процессе бурения в ПАО «Варьеганнефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», АО «Оренбургнефть», ООО «Башнефть-Добыча» и др. Также в 2020 году инициировано новое направление деятельности ООО «Башнефть-Петротест» – петрофизическое сопровождение в процессе бурения на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз» и АО «Роспан Интернешнл».
В рамках реализации программы научно-технического сотрудничества между ПАО «НК «Роснефть» и Госкорпорацией «Росатом» в 2020 году подписано соглашение о сотрудничестве в области усовершенствования методики обработки и интерпретации данных аппаратуры серии АИНК-ПЛ. Реализация данного соглашения позволит усовершенствовать вышеуказанную методику для скважин открытого и закрытого ствола и провести испытание аппаратуры АИНК-ПЛ на производстве для проверки работоспособности в различных геолого-технических условиях.
Линейка прикладного программного обеспечения Компании по направлению «Геология и разработка» пополняется новыми решениями. В 2020 году успешно завершена разработка и апробация первой версии симулятора «РН-ГЕОСИМ», предназначенного для геологического моделирования и анализа месторождений углеводородов с использованием трехмерных геологических моделей. Продолжается разработка программного комплекса по интерпретации геофизических исследований скважин «РН-ПЕТРОЛОГ». Разработаны модули, позволяющие загружать, хранить и визуализировать в дереве проекта данные геофизических исследований скважин, гармонизировать данные петрофизического проекта для дальнейшей многоскважинной обработки, интерактивно редактировать данные в графическом режиме и выводить статистическую информацию по данным петрофизического проекта.
В рамках дальнейшего развития успешно завершена техническая модернизация гидродинамического симулятора «РН-КИМ» и информационной системы для анализа геолого-промысловой информации и мониторинга разработки месторождений «РН-КИН». По итогам 2020 года количество моделей, созданных в корпоративном гидродинамическом симуляторе, составило 85 %.
В Компании сформирована и постоянно действует комплексная Система повышения производственной эффективности (далее — СППЭ), целью которой является отбор и реализация наиболее перспективных производственных инициатив — проектов по повышению производственной эффективности отдельных дочерних обществ, приводящих к существенному повышению эффективности производственных процессов всей Компании, целенаправленно оптимизируя согласованные ранее затраты. Каждый проект ППЭ проходит жесткий отбор с помощью комплекса технических и экономических экспертиз с последующим тиражированием в случае успешной реализации. По итогам 2020 года было утверждено более 400 паспортов проектов повышения производственной эффективности, а с момента запуска СППЭ в 2018 году — уже более 650. Экономический эффект от реализации и тиражирования проектов составил
Остановить скважины: описано сокращение добычи нефти в России
После того, как министры ОПЕК+ ударили по рукам, болезненного процесса сокращения добычи нефти нам не избежать: российская квота на урезание самая большая – 2,4 млн баррелей в сутки. О том, что значит "остановить скважину" и сколько времени уйдет потом на восстановление, мы узнали у доктора технических наук, автора книг по нефтегазовому делу, профессора РУДН Владимира Тетельмина.
- Есть ли понимание того, сколько действующих нефтяных скважин после подписания сделки ОПЕК+ придется консервировать России?
- Соглашение об ограничении производства в рамках ОПЕК+ с учетом не входящих в альянс стран позволяет сократить число консервируемых скважин в нашей стране до 18 тыс единиц. Если брать только низкодебитные (дебит - объем добычи за единицу времени - "МК") скважины, то падение общей добычи в России составит от 6,5 до 13 млн тонн нефти. В будущем году нашей стране в рамках нынешних международных условий придется законсервировать около 14 тысяч скважин.
- Насколько подобный масштаб закрытия болезненно отразится на рынке?
- Средняя производительность российских скважин - 5 тонн в сутки. Если консервировать старые, советские низкорентабельные объекты, то пришлось бы закрывать чуть ли не половину всех имеющихся скважин (по разным оценкам, всего их от 140 тыс до 160 тыс – "МК".). Речь о скважинах, дебит которых составляет всего 1-2 тонны в день. Их фактически приходиться поддерживать искусственно. Вдохнуть в них вторую жизнь поможет только капитальный ремонт. Новые, «свежие» высокодебитные скважины закрывать нерационально.
- В чем заключается смысл консервации скважины?
- В России эксплуатируется достаточно большое количество скважин в так называемом режиме «растворенного газа». Пластовое давление в таких скважинах упало ниже точки насыщения, и они являются первыми кандидатами на консервацию.
Предварительно готовится проект консервации скважин, который должен быть одобрен надзорным органом. Процесс консервации достаточно длительный. Не случайно горели нефтяные скважины в Кувейте и Ираке, когда в конце 1990-х годов там начинали возникать военные конфликты. Пожары на сотнях скважин произошли потому, что из-за форс-мажора их не успели заглушить.
Обычно консервация добывающих скважин осуществляется с учетом возможности дальнейшей разработки. Консервацию используют в следующих случаях: либо нарушаются нормы безопасности и возникает аварийная ситуация; либо скважина становится нерентабельной из-за малого дебита. Или из-за изменения цены на нефть.
Порядок консервации скважин на период до года такой: из скважины поднимается на поверхность рабочее оборудование; ствол скважины промывают и очищают; потом заполняют тяжелым раствором, противодействующим пластовому давлению.
При длительной консервации в скважинах над перфорированным участком выше кровли пласта создают цементные мосты. Остальная часть обсадной колонны (конструкция для крепления буровых скважин – Н.М.) заполняется нефтью или дизельным топливом. С задвижек устьевой арматуры снимают штурвалы, на фланцы ставят заглушки, манометры герметизируются. Дважды в год состояние скважин проверяют.
- А как потом расконсервируют скважину?
- Расконсервация и пуск в эксплуатацию может длиться несколько месяцев. Особенно долог процесс повторного вызова притока нефти. Бывает, скважина начинает давать нефть только через полгода.
После расконсервации скважина может «забыть» о том, что была в эксплуатации. Нефть обладает такими качествами, которые называют «реологические свойства». То есть она обладает своеобразной памятью. Если остановить добычу, нефть осаждается в порах и привести ее «в движение» впоследствии становится затратно: это требует использования современных технологий.
- Чем отличается от нашего технологический процесс консервации сланцевых месторождений в США?
- Технологии примерно одинаковые и уже давно отработаны. Другое дело, что сланцевая нефть — это особенный сорт углеводородов. Ее добыча сопряжена с крайне низкой пористостью сырьевых пластов, что затрудняет добычу.
Для повышения отдачи американцы применяют метод, который называется гидроразрыв пласта. Он сопряжен с закачкой тысяч тонн специальной жидкости под высоким напором. Создаются ходы для нефти. Пласт становится проницаемым и по образовавшимся трещинам «черное золото» подходит к скважине.
Эта технология активно отрабатывается последние 20-30 лет. Ее применение позволило американцам вырваться на первые позиции среди добывающих стран мира. Себестоимость такой добычи обходится недешево — $30-40, а иной раз и $50 за баррель. При нынешних ценах такое сырье не выдерживает конкуренции с традиционной нефтью. Себестоимость добычи «черного золота» на Северном море или в Мексике не выходит за рамки $10-12.
Возможныех вариантов сочетания факторов геологического и технологического характера, необходимых для определения «восстановления здоровья» скважины, тут несколько тысяч. Выбрать оптимальный - крайне сложно.
- Некоторые авторитетные представители отрасли ссылаются на технологические особенности разных добывающих регионов мира. Если в Саудовской Аравии для снижения добычи достаточно лишь «перекрыть задвижку», то в России остановка производства может привести к краху проекта - и необходимости дополнительных работ, сопоставимых с теми, которые уже были сделаны при вводе месторождения в промышленную эксплуатацию. Что делает наши потенциальные потери гораздо более высокими. Это действительно так?
- Не совсем. Понятие «перекрыть задвижку» — весьма условное. Оно тоже требует множества технологических операций.
Конечно, добыча на низкорентабельных объектах в России может быть прекращена полностью или же приостановлена до «лучших времен». Но скважины, производительность которых находится на допустимом по себестоимости уровне, технологически можно варьировать с помощью штуцера, через который поступает сырье. Сужая его отверстие, можно изменять объемы производства углеводородов.
Такая технология широко применяется по всему миру - не только в Саудовской Аравии, но и в России. Снижая добычу, все участники сделки будут использовать максимум допустимых способов для сокращения производства и сохранения сырьевого фонда. Каждый собирается оставить за собой возможность при случае оперативно увеличить производство, если спрос на рынке вырастет.
- Так все–таки: экономические потери нефтяной отрасли России в результате сделки ОПЕК+ будут выше, чем у наших основных конкурентов – саудитов и американцев – или нет?
- В России коэффициент извлечения нефти, то есть отношение между объемом извлекаемых и объемом геологических запасов, минимальный по сравнению с другими странами. Зачастую производителю приходится довольствоваться всего 30% извлеченных запасов, которые содержит нефтяной пласт, а остальные 70% ресурса остаются в недрах.
Необходимо стремиться к использованию новых технологий, позволяющих повысить отдачу скважины после ее реабилитации. Американские производители научились извлекать до 50% ресурсов месторождения.
Нельзя упускать из виду, что наши основные зарубежные конкуренты заранее обладают преимуществом перед Россией. В нашей стране максимальный дебит (объем добычи в единицу времени – Н.М.) новой скважины не превышает 200-300 т в день. В свою очередь, в Саудовской Аравии большинство новых скважин способны выдавать до 700-750 т в сутки.
Эр-Рияд располагает примерно двумя тысячами высокодебитных скважин, тогда как России, чтобы добиться аналогичных производственных результатов, приходится эксплуатировать более 100 тыс. скважин, а США вынуждены задействовать свыше 500 тыс скважин. Саудовской Аравии гораздо дешевле наблюдать за небольшим количеством высокодебитных скважин, нежели России и США вести контроль над сотнями тысяч малодебитных нефтяных скважин.
Если же давать какую-то обобщающую оценку российских потерь, то в результате всех происходящих флуктуаций цен на рынке нефти российский бюджет может не досчитаться в текущем году до 30 млрд долларов.
Крах «большой шестерки». Мировой дефицит запасов нефти будет восполнять Россия
Западные компании через 15 лет исчерпают все доказанные запасы нефти. Такой неутешительный прогноз представила в начале мая 2021 года норвежская энергетическая исследовательская компания Rystad Energy AS. По ее данным, в прошлом году группа крупнейших мировых компаний под названием «Большая нефть» уже потеряла 15 процентов своих запасов. Из-за аномального падения спроса вследствие пандемии крупные мейджоры вынуждены сокращать инвестиционные программы и останавливать реализацию своих проектов, что только усугубляет ситуацию. В этих условиях зарубежные инвесторы все больше обращают внимание на проект «Роснефти» «Восток Ойл» на севере Красноярского края, способный удовлетворить потенциальный дефицит на рынке черного золота.
Под общим названием «Большая нефть» имеются в виду шесть крупнейших мировых мейджоров — ExxonMobil, BP, Shell, Chevron, Total и Eni. Все они закончили прошлый год с колоссальными убытками. ExxonMobil потерял 20,1 миллиарда долларов, Eni — 8,5 миллиарда долларов, Total — 7,2 миллиарда долларов, Royal Dutch Shell — 4 миллиарда долларов, BP — 1 миллиард и Chevron — 665 миллионов долларов.
Сильно сократились у компаний «Большой нефти» и доказанные запасы — у всех, кроме Total и Eni. По данным Rystad Energy AS, доказанные запасы «Большой нефти» в 2020 году сократились на 13 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента. А это 15 процентов из всех доказанных запасов нефти. Основная причина сокращения — недостаток инвестиций в геологоразведку и разработку месторождений.
«Падение спроса и цен на сырую нефть из-за пандемии COVID-19 и повышенное внимание к финансовой дисциплине привело к сокращению инвестиций, что может усугубить проблему для многих крупных операторов, стремящихся увеличить свои доказанные запасы», — говорится в отчете Rystad Energy AS. По оценке британского издания Financial Times, в 2020 году из-за обвального падения цен на нефть добывающие активы «Большой нефти» могли обесцениться на 900 миллиардов долларов — почти на треть от их совокупной капитализации.
«Способность компаний "Большой нефти" генерировать будущие доходы по-прежнему будет зависеть от объемов нефти и газа, которые компании имеют в своем распоряжении для продажи, — комментирует вице-президент по исследованиям в области разведки и добычи в Rystad Energy Парул Чопра. — Если запасы недостаточно высоки для поддержания уровня добычи, компаниям будет сложно финансировать дорогостоящие проекты по переходу на энергоносители, что приведет к замедлению их планов по экологически чистой энергии».
Жизнь в дефиците
В настоящее время ни Международное энергетическое агентство, ни ОПЕК не прогнозируют достижение пика спроса на нефть в течение ближайших десяти лет. И в условиях плохой конъюнктуры мировые мейджоры вынуждены сокращать инвестиционные программы, останавливать реализацию многих проектов по добыче черного золота.
Как сообщает Forbes,уже заморожены или приостановлены проекты Bonga Southwest компании Shell, Bosi, Owowo West and Uge-Orso компании ExxonMobil и проект Шеврона — Nsiko на шельфе Нигерии. Кроме того, на 2021 год перенесено решение судьбы проекта по разработке крупного месторождения Whale в южной части американского Мексиканского залива компании Shell.
По данным S&P Global Platts Analytics, мировые нефтегазовые операторы сократили капитальные вложения в 2020 году в общей сложности на 106 миллиардов долларов (минус 28 процентов), при этом сокращение расходов приведет к снижению оценок предложения нефти в новом десятилетии. Новых масштабных проектов по добыче нефти в мире практически нет, что грозит дефицитом на рынке углеводородов в обозримой перспективе, так как спрос, главным образом со стороны динамично развивающихся азиатских стран, будет расти.
Нефти хватит
России дефицит энергоресурсов не грозит. При нынешних уровнях добычи запасов нефти хватит на 59 лет, газа — на 103 года, заявил в интервью РБК глава Минприроды Александр Козлов. Он считает, что новые запасы реально прирастить, если увеличить объем геологоразведки в труднодоступных территориях. «Где-то есть месторождения, которые истощаются, а есть такие, которые еще не получили полную нагрузку. В любом случае нужно развивать геологоразведку, в том числе в труднодоступных местах», — отметил министр.
Стоит напомнить при этом, что не было ни одного года, когда бы Роснедра не сообщало о том, что прирост запасов по нефти и газу больше, чем объем добычи.
В этой связи, в отличие от своих западных конкурентов, российские компании чувствуют себя куда лучше. Так, например, «Роснефти» удалось закончить 2020 год с прибылью в 147 миллиардов рублей. Показатель свободного денежного потока компании остается положительным уже на протяжении 9 лет подряд, по итогам 2020 года он составил 425 миллиардов рублей (6,2 миллиарда долларов). При этом компания продолжает вкладывать средства в свое развитие. Капитальные затраты «Роснефти» в 2020 году составили 785 миллиардов рублей.
Оценили работу «Роснефти» и инвестбанки, повысив оценки и целевые уровни по акциям, причем сделали это существенно.
Как писал Forbes, значительную роль в переоценке стоимости «Роснефти» играет стратегический проект добычи нефти на севере Красноярского края «Восток Ойл». По масштабам этот проект можно сравнить разве что с советским освоением Самотлора, самого крупного нефтяного месторождения России.
Второй Самотлор
Проект «Восток Ойл» — это Ванкорское, Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ичемминское, Пайяхское месторождения и Западно-Иркинский участок. Общая ресурсная база превышает 6 миллиардов тонн нефти. Их суммарная отдача в рамках проекта — около 100 миллионов тонн нефти ежегодно.
Проект предполагает бурение 6500 скважин, будет проложено 5,5 тысячи километров трубопроводов. Построены два аэродрома, морской терминал с оборотами перевалки нефти до 100 миллионов тонн в год, линии электропередачи, автодороги. Поскольку нефть будет транспортироваться по Северному морскому пути как на азиатские, так и на европейские рынки, есть планы и по строительству собственного флота для «Восток Ойл» — он будет включать как суда ледового класса, так и типовые нефтяные танкеры.
Причем «Восток Ойл» — это не «бумажный» проект, а вполне осязаемый и реализуемый. Например, на судостроительной верфи «Звезда» размещен заказ на серию из десяти танкеров высокого ледового класса, адаптированных для работы на Северном морском пути. Подписано соглашение с КамАЗом на поставку транспорта и спецтехники, а также по созданию сервисных центров на промыслах. С «Интер РАО» заключено соглашение на проектирование и строительство объектов энергетической инфраструктуры.
Не стоит забывать, что в конце декабря прошлого года 10 процентов акций «Восток Ойл» было продано ведущему международному трейдеру Trafigura. Сумма сделки составила примерно 8 миллиардов долларов. Таким образом, общую стоимость проекта можно оценить в 80 миллиардов долларов. Goldman Sachs уже назвал «Восток Ойл» «магнитом для инвесторов», а Merrill Lynch счел его локомотивом развития «Роснефти».
Аналитики высоко оценивают инвестиционную привлекательность «Роснефти», а ключевым ее фактором называют «Восток Ойл». В течение последних трех месяцев свои целевые оценки стоимости ценных бумаг «Роснефти» повысили Газпромбанк (почти на 30 процентов, до 10,1 доллара за ГДР), Goldman Sachs (на 41 процент, до 10 долларов), Атон (на 21 процент, до 9,8 доллара), Sber CIB (на 23 процента, до 9,6 доллара), Morgan Stanley (на 31 процент, до 9,2 доллара) и многие другие.
При этом многие из отмеченных выше банков включили акции компании в список наиболее предпочтительных объектов для инвестирования. На февральской встрече с Владимиром Путиным глава «Роснефти» Игорь Сечин также говорил о «Восток Ойле» и о том, что он даст «Роснефти» в перспективе.
«Крупнейшие международные инвестбанки и аналитики прогнозируют в целом дефицит энергоресурсов, рост их стоимости. Это обусловлено истощением ресурсной базы, обводнением залежей, снижением дебетов и новым трендом, который начинает реализовываться рядом нефтяных компаний на фоне падения спроса и перехода к «зеленой» энергетике — по сокращению вложений в нефтегазовые проекты, — отметил Игорь Сечин. — Так что мы, разрабатывая эти новые месторождения, будем пытаться удовлетворить дефицит, который может возникнуть на рынке».
Геологи подсчитали, на сколько лет в России осталось газа и нефти
За последние 25 лет новых запасов в России открыто в 10 раз меньше, чем за предыдущие 25 лет, многие еще советские месторождения истощаются. Об этом предупреждают эксперты «Росгеологии».
» Запасов газа в России хватит на 70 лет добычи, запасов нефти — на 30 лет добычи с учетом текущих темпов», — считают в компании.
Поддержание добычи на текущем уровне, по мнению экспертов, стратегическая задача России, поскольку весь добывающий сектор формирует более 70% экспортных доходов страны. План бюджета до 2036 года закладывает нефтегазовые доходы 8−10 триллионов рублей в год, уточняется в презентации. При этом для инвесторов важен показатель обеспеченности запасами, поэтому добывающим компаниям необходимо инвестировать в разведку.
«Как правило, доллар инвестиций, вложенных в разведку, приносит компаниям больше прибыли, чем доллар, вложенный в добычу», — пояснили в «Росгеологии».
Читайте также: