Повышение КИН в России: методы МУН, локализация и господдержка
В проекте «Энергостратегии‑2050» поставлена цель добывать 540 млн тонн «чёрного золота» в год к середине этого столетия. Как обеспечить необходимые объёмы? Можно активно осваивать новые провинции: Восточную Сибирь, шельф Арктики. Но этот вариант требует больших инвестиций. Другой, на первый взгляд менее затратный, способ — повысить коэффициент извлечения нефти на уже действующих месторождениях. О перспективах этого направления рассуждали участники дискуссионной сессии «КИН 45 — эффективный инструмент достижения целей „Энергостратегии 2050”» на Промышленно-энергетическом форуме «ТНФ».
Потенциал повышения КИН на зрелых месторождениях России
Если говорить о повышении коэффициента извлечения нефти, то ключевое преимущество данного подхода заключается в том, что на зрелых месторождениях уже есть вся необходимая инфраструктура. Это значит — минус капитальные затраты на обустройство и запуск объекта. Не стоит забывать и о социальном аспекте. В традиционных регионах добычи нефтяные компании выступают в роли ключевых налогоплательщиков и работодателей. Закрытие зрелых месторождений с этой точки зрения может стать серьёзным потрясением. Продление их жизни за счёт повышения КИН может смягчить эти последствия. При этом речь идёт о существенных цифрах дополнительной добычи.
«В среднем коэффициент нефтеизвлечения на зрелых месторождениях можно повысить на 5–10%. В принципе, есть результаты, когда эта цифра может быть даже еще больше — до 15–20% максимум. При этом средний КИН здесь не превышает 40%. То есть сегодня большая часть нефти остаётся в виде остаточных запасов в пласте. Это большой потенциал, который имеют зрелые месторождения», — рассказал директор Технологического парка «Малотоннажные химические технологии» КФУ Михаил Варфоломеев.
Важно понимать, что увеличение коэффициента извлечения нефти всего на 1% позволяет дополнительно добыть десятки миллионов тонн углеводородов, отмечают специалисты ООО «Иннер Инжиниринг».
По словам генерального директора ООО «Нефтесервисные решения» Андрея Бочкова, средний КИН по стране сейчас колеблется в диапазоне 30–32%. В «Газпром нефти» хотят повысить его на 15%, конечная цель — значение в 45%. Этого будет достаточно для выполнения задач, поставленных в рамках «Энергостратегии‑2050».
Насколько это реально? Общий настрой в отрасли, скорее, оптимистичный. Уверенности добавляет тот факт, что российским нефтяникам уже удавалось решать похожие задачи. В частности, речь идёт о вовлечении в оборот трудноизвлекаемых запасов.
«С 2008 по 2023 год доля базовой добычи в общем объёме сократилась с 65 до 30%. То есть, если бы мы не применяли методы повышения нефтеотдачи, включая горизонтальные скважины, ГРП, физико-химические, сегодня получили бы добычу в 30% от того, что имеем», — отметил глава Государственной комиссии по запасам Игорь Шпуров.
Такой прирост стал возможным во многом благодаря введению специальной системы стимулов по применению новых технологий по освоению ТРИЗ. Сейчас настало время повторить этот «фокус» теперь уже со зрелыми месторождениями.
Читайте также: «Поддержание пластового давления: технологии и оборудование»
Структура применения МУН и отставание химических методов
Здесь мы переходим к анализу методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Среди них выделяют химические, тепловые и газовые. Выбор в каждом конкретном случае зависит от типа запасов на месторождении.
«Понятно, что если мы говорим про тяжёлую нефть, то здесь необходимы тепловые методы. В случае со зрелыми месторождениями традиционной нефти более перспективным будет использование химии. Ну и, наконец, когда мы имеем дело с низкопроницаемыми коллекторами, то здесь хороший результат с точки зрения повышения нефтеотдачи могут дать газовые или комбинированные методы», — объяснил Михаил Варфоломеев.
По словам и. о. директора по развитию ХМУН — руководителя направления ООО «Газпромнефть — Технологические партнёрства» Михаила Бондаря, МУН уже получили широкое распространение за рубежом, особенно в тех странах, где есть различные меры поддержки: Канаде, США, Китае, Индии. Сегодня с использованием методов увеличения нефтеотдачи суммарно добывают столько же нефти, сколько Кувейт. Наиболее распространены тепловые и газовые МУН. Химические занимают небольшую долю — 8%, но обладают наибольшим мультипликативным эффектом.
«В России только 10 лет назад заинтересовались ХМУН, сейчас практически у всех ВИНК стартуют масштабные проекты по полимерному, ПАВ-полимерному заводнению, и к 2035 году они войдут в стадию полномасштабного внедрения. Где‑то они требуют льгот, где‑то локализации и разработки новой химии. Но проекты будут выполняться, и за горизонтом 2035 года их станет ещё больше», — отметил Михаил Бондарь.
Пока же доля физико-химических методов составляет 10%. Лидерами среди российских ВИНК здесь являются «Татнефть» и «Сургутнефтегаз», констатировал Игорь Шпуров. Но, по его мнению, на стадии, когда на большинстве крупных месторождений выработка превышает 70%, а обводнённость — 90%, этого явно недостаточно. Чтобы обеспечить стабильную добычу, физико-химические методы должны составлять минимум 30–40%, отметил глава ГКЗ.
Что сделано и что делается для повышения КИН?
Работа в этом направлении ведётся. Сейчас в России проходят опытные испытания, часть технологий находится в промышленном применении.
«Мы знаем, что для добычи сверхвязкой тяжёлой нефти в России активно применяют тепловые методы в „Татнефти”, „Лукойле”. В других компаниях также ведутся разработки в данном направлении. Есть опыт применения ПАВ-, полимерного и ПАВ-полимерного заводнения в пилотном масштабе в «Газпром нефти», „Татнефти”, „Лукойле”, „Роснефти”, „Зарубежнефти”. Имеются и проекты по закачке газов и водогазовому воздействию, например, в «Иркутской нефтяной компании», — перечислил Михаил Варфоломеев.
О своём опыте по использованию МУН участникам форума в Тюмени рассказали и представители «Газпром нефти».
«В приоритете химические и газовые методы. Тепловые МУН на сырьевой базе „Газпром нефти”, кроме бажена, нерелевантны. По химическим — это ПАВ-полимерное и полимерное заводнение. По газовым МУН прорабатывается комбинированное вытеснение, когда вместо жирного используем сухой газ и добиваемся снижения числа прорывов добавлением ПАВ.
Все технологии известны на мировом рынке, по сути дела, занимаемся тем, что обкатываем их. Проводим ОПР, стараемся организационно выделять локальные участки, где даже в текущей налоговой системе можно работать.
Полевая часть достаточно тяжёлая с точки зрения оптимизации, это стоимость химии, оборудования. Где‑то достигли неплохих результатов в снижении затрат на проектирование. Например, „цифровой керн” позволяет очень быстро перебирать ПАВ и полимеры, не выходя фактически на керновые исследования, что позволяет сократить сроки.
Газовые МУН, наверное, чуть отстают. Технология понятная, в мире такие проекты есть. Они дешевле, чем полимерное заводнение, с точки зрения стартовых затрат. ОПР ведутся, в ближайшие годы увидим их результаты», — поделился опытом начальник департамента по технологическому развитию ПАО «Газпром нефть» Богдан Костюк.
Можно сказать, что в центре внимания большинства компаний находятся ХМУН. По словам Михаила Бондаря, ПАВ- и полимерное заводнение — самые эффективные методы, которые могут обеспечить наибольший прирост добычи. Но в то же время и самые дорогие. Всё это приводит к тому, что при существующей налоговой нагрузке практически все такие проекты глубоко убыточны, отметил Андрей Бочков.
«Это определяется высокой стоимостью специализированной химии, которая и обеспечивает дополнительный эффект доотмывания пласта и вовлечения в выработку дополнительной добычи. Кроме этого, сейчас работаем на небольших объёмах — отсюда новые производственные цепочки, более высокая стоимость поставки», — объяснил г-н Бочков.
Читайте также: «Экономика зрелых месторождений нефти и газа: сколько ещё «жизни» осталось у старых активов в РФ»
Локализация реагентов и оборудования для химических МУН
Как переломить этот негативный тренд? Михаил Бондарь выделяет три основных фактора, от которых зависит успех внедрения МУН в России. Это подтверждение технологии МУН в лабораториях, реализация налоговых и неналоговых инициатив по поддержке таких проектов, локализация критичных оборудования и химии и появление новых нефтесервисных услуг.
По первому пункту в последние годы наметились позитивные подвижки, хотя работы предстоит ещё много. Важно, что новые реагенты разрабатываются не только в научных учреждениях. В эту работу включились и крупные корпорации.
«Взаимодействуем с ведущими вузами страны по разработке молекул ПАВ с нуля под конкретные условия пластовых месторождений. Наша задача — получить одобрение от конечного заказчика-недропользователя о том, что решение технически подходит и экономически эффективно.
Есть две модели взаимодействия. Первая — это поддержка отраслевым форсажем производителей ПАВ на сырьё. В данном случае продукт является собственностью компании-изготовителя. СИБУР со своей стороны выступает гарантом поставок локального сырья по стабильной себестоимости.
Второе — разработка собственной линейки ПАВ. Здесь два варианта. Первый — производство продуктов под брендом „СИБУР” на процессинге (контрактное производство). Такие партнёры уже есть в зависимости от той или иной технологии. Второй — локализация на собственных мощностях. Здесь, опять же, два пути: мощности готовы, запускай хоть сейчас; второй вариант — инвестпроект, если мы говорим о каких‑то новых технологиях», — рассказал старший менеджер проектов ПАО «СИБУР» Дмитрий Лодыгин.
То, что на рынке появилось отечественное сырьё, отмечают и представители нефтесервисных компаний.
«Физико-химическими МУН начали заниматься ещё в 2012 году, когда провели большое количество ОПР. Например, щёлочьполимерное заводнение совместно с Shell на объектах „Салым Петролеум”. Тогда это были исключительно иностранные технологии и химия. Сейчас можно констатировать, что имеем на руках и полностью отечественную химию», — констатировал Андрей Бочков.
Однако при масштабировании производства ПАВ и полимеров возникают сложности. Пока российские ВИНК не могут гарантировать достаточные объёмы потребления для запуска новых производств.
«Прогноз рынка по химии зависит от многих факторов: перспектив внутреннего потребления, экспорта, поддержки государства, успехов пилотных закачек. Наш анализ базируется на конкретных проектах, которые, как мы знаем, сейчас реализуются или планируются к запуску. Потребление полиакриламида на 2029 год — 20 тыс. тонн в год с последующим ростом. С ПАВ более скачкообразно: в 2029 году — 25 тыс. тонн в год, в 2032–2033 — уже 60 тыс. тонн. Но это без учёта самых крупных проектов, которые сейчас ещё не запущены: либо не состоялись ОПР, либо они не прошли финансово-экономическую оценку», — привёл цифры директор ООО «Норкемикал Системс» Андрей Громан.
Для сравнения: запланированная мощность строящегося завода «СНФ-Восток» в Саратове — 150 тыс. тонн полиакриламида и акриламида в год. Как отметила в 2024 году «Нефтегазовой промышленности» генеральный директор ООО «СНФ Восток» Ирина Гвелесиани, в компании рассчитывают как раз таки на полномасштабное внедрение метода полимерного заводнения. В таком случае объём рынка составит уже 400 тыс. тонн.
В результате получаем «замкнутый круг»: ВИНК не готовы вкладываться в проекты по ХМУН из-за высокой себестоимости, а поставщики сырья не готовы масштабировать своё производство из-за отсутствия рынка сбыта.
Схожие проблемы имеются в части оборудования. По словам Андрея Бочкова, нефтесервисные компании нуждаются в установках по подготовке реагентов и проведению закачки, системах для мониторинга процессов. Исторически на этом рынке были представлены импортные поставщики. Сейчас ведётся большая работа по локализации этого оборудования.
«В прошлом году поставили первую установку, созданную на территории РФ. Планировали достичь стопроцентной локализации в применении отечественных компонентов. К нашему сожалению, сделать этого не получилось, только 80%. Основная причина — отсутствие на российском рынке производителей некоторых узлов, агрегатов. Второе: качество вещей, производимых на территории РФ, не всегда соответствуют тому высокому уровню, к которому стремятся нефтегазовые компании. С начала 2025 года видим интерес к данному оборудованию, потому что принят ряд решений, в том числе Правительством РФ. Спрос есть, нарастить производство можно, но для этого нужно повысить качество производимых деталей», — поделился опытом менеджер по проектам полимерного заводнения ООО «СНФ-Восток» Артур Иванис.
В статье советского геолога Ахмеда Мустафинова «Задачи научных исследований в области нефтепромысловой геологии» от 1961 года отмечается, что средний КИН в СССР в начале 1960‑х гг. составлял 0,45‒0,5. В свою очередь, генеральный директор ООО «Нефтесервисные решения» Андрей Бочков в своём выступлении на TНФ‑2025 назвал цифры в 0,3‒0,32. Таким образом, среднее значение коэффициента извлечения нефти за эти годы снизилось на 15‒20%.
Необходимость системной поддержки проектов повышения КИН
Вырваться из этого заколдованного круга может помочь поддержка государства, считают участники дискуссии.
«Нам нужно объединение усилий, и это уже происходит. Например, бизнес и наука совместно занимаются разработкой новой химии, локализацией оборудования. От государства — льготы, гранты, различные региональные субсидии. И, конечно, помощь в консолидации отраслевого спроса для стимулирования рынка», — отметил Михаил Бондарь.
Артур Иванис приводит в качестве примера Китай, где успешно реализуются проекты по ПАВ-полимерному и полимерному заводнению во многом благодаря участию государства.
Российские ВИНК неоднократно пытались донести свою позицию по этому вопросу до властей, но пока видимых результатов этой работы нет. Впрочем, в отрасли не теряют надежды.
«Сейчас Минфин, как мне кажется, придерживается здравой позиции по этому вопросу. Нам с точки зрения геологии нужно показать, где эта дополнительная добыча», — отметил Игорь Шпуров.
«Ведём диалог с Минфином, чтобы такие проекты на этапе перехода в потоковую, производственную деятельность были поддержаны. На первых встречах в 2015–2016 гг. собирался ограниченный круг энтузиастов, инженеров. Сейчас это громадная команда единомышленников по продвижению этого направления. И есть уверенность, что эти проекты точно будут реализованы», — добавил Андрей Бочков.
Михаил Варфоломеев,директор Технологического парка «Малотоннажные химические технологии» КФУ
«Важно работать со зрелыми месторождениями, где уже сформирована вся инфраструктура и, в принципе, затраты для применения ХМУН минимальны. Таких объектов, где ещё много невыработанных запасов, у нас в России большое количество. И потенциал, на самом деле, огромный. И здесь ключевой вопрос именно в подборе химии, оборудования, технологии применения, чтобы они соответствовали экономике проектов и давали хороший технологический эффект».
Текст: Андрей Халбашкеев
Фото: «ПромоГрупп Медиа»
