Такого рода широкомасштабных задач по сокращению добычи, как сегодня, нашей стране еще не приходилось решать — разве только в годы Великой Отечественной войны. Нефтяников всегда учили наращивать и удерживать добычу, а не сокращать ее. А остановка скважин, тем более на длительный период — это совершенно не тривиальная задача, требующая специальных технических и геологических решений. Геолого-географические особенности Особенность геолого-геофизических условий большинства месторождений РФ в том, что у нас относительно низкие средние дебиты скважин по сравнению, например, с Саудовской Аравией (разница в сотни раз), потому и эксплуатационный фонд скважин на порядок выше (несколько сотен тысяч в РФ против нескольких тысяч в СА). Кроме того, продуктивные пласты в среднем залегают глубже, а география расположения нефтегазодобывающих регионов — значительно шире, чем у наших конкурентов. Это приводит к существенным дополнительным логистическим и транспортным затратам. Зачастую география нефтегазодобывающих работ связана с суровым климатом и наличием зон «вечной мерзлоты» (Крайний Север, Сибирь, Ямал), сильно удаленными друг от друга и от основных объектов промышленной инфраструктуры месторождениями (Восточная Сибирь, Крайний Север, Ямал-Гыдан), что также значительно влияет на себестоимость добычи. Эксплуатация и обустройство месторождений существенно зависит от климатических и географических условий месторождения. Поэтому суровый климат Крайнего Севера, Сибири и Ямала значительно увеличивает капитальные и операционные затраты при разработке месторождений (допзатраты на прогрев подъемных лифтов и устьев скважин, периодические профилактические работы по предотвращению парафиноотложений и гидратообразований, обогрев выкидных линий и внутрипромысловых нефтесборов, применение дорогостоящей спецтехники для обслуживания нефтепромыслов и т. д.). Влияние способа эксплуатации и текущей степени выработки запасов Основная доля месторождений российских нефтегазодобывающих регионов, расположенных в Западной Сибири, Тимано-Печоре, Коми-Пермяцком крае и Поволжье, находится на поздних стадиях разработки, которые характеризуются высокой степенью выработки запасов и высокообводненной (до 90% и более) продукцией. Это означает, что значительная часть фонда скважин (в зависимости от конкретного месторождения составляющего порядка 30%, 50-70% и 90% фонда) является низкорентабельной. В условиях низких цен на нефть логично отключить в первую очередь именно низкодебитный фонд скважин для снижения операционных затрат и, в конечном итоге, снижения себестоимости нефти. Также это позволит и отключить значительную долю нагнетательного фонда скважин, тем самым отрегулировав компенсацию уменьшившихся отборов нефти и снизив в целом эксплуатационные затраты на подготовку и закачку воды в систему ППД. Там, где этого окажется недостаточно, придется дополнительно формировать группы скважин высокодебитного нефтяного фонда для оперативного регулирования (снижения/наращивания) добычи. Влияние периода остановки фонда скважин на степень рисков Большинство месторождений в РФ разрабатываются «механизированным фондом», то есть скважины эксплуатируются глубинными скважинными насосами, что требует обслуживания бригадами ТКРС (текущий и капитальный ремонт скважин). Остановка на месяц-два для большинства скважин «мехфонда» действительно не очень критична. Часть подземного оборудования после остановки, возможно, откажет, насос придется менять. Для этого на скважину необходимо мобилизовать бригаду текущего ремонта, заглушить скважину, извлечь подземное оборудование, спустить новое, затем освоить после глушения и запускать в плановом режиме в работу. С момента глушения до момента запуска скважины и ее вывода на режим (с учетом графика движения бригад по ремонту) проходит неделя-две, иногда чуть более. Как это будет происходить в текущих условиях, зависит именно от периода, на который мы вынуждены ограничивать добычу. В обычных условиях около 10-15% фонда скважин на среднем месторождении ежемесячно требуют текущего и/или капитального ремонта. Согласно действующих «Правил разработки месторождений…» величина простаивающего и бездействующего фонда не должна превышать 13%. Под этот объем работ и рассчитывается обычно количество подрядчиков, которые выполняют ТКРС. Сейчас ситуация осложнится тем, что будет останавливаться большая часть фонда: где-то до 50%, где-то, может быть, до 70%, некоторые месторождения, возможно, будут останавливаться целиком, потому что их рентабельность окажется ниже текущих экономических условий. И при стандартном подходе, принятом нефтяниками сегодня, снижение эксплуатационного фонда влечет автоматическое снижение нефтесервисных мощностей (условно говоря, вместо четырех бригад ТКРС на меньший фонд скважин останется одна бригада). Таким образом если бы текущее сокращение добычи продлилось бы два-три месяца, а потом было бы необходимо вернуться на докризисный или близкий к этому уровень добычи, то это возможно, но более затратно, чем обычно, из-за большего объема массовых остановок/запусков и связанных с этим дополнительных ремонтов скважин. Такие процедуры могут занять чуть больше времени, чем обычно — от нескольких недель до полутора месяцев, но теоретически восстановить уровни добычи можно будет достаточно оперативно и без существенных потерь активных запасов. Однако мы все понимаем, что по условиям сделки ОПЕК++ основную долю сокращаемого фонда скважин придется останавливать надолго, так как соглашение подписано на два года и не предусматривает существенного увеличения объемов добычи относительно текущих договоренностей в течение этих двух лет. Более того, возможно, уже в июне–июле потребуется дополнительное снижение уровней добычи ключевыми игроками в случае, если баланс спроса и предложения нефти не восстановится в ближайшее время (так, уже в мае, после фактического сокращения добычи странами ОПЕК++ на 9,7 млн б/с, дополнительного сокращения КСА еще на миллион б/с, а также с фактическим сокращением добычи рядом независимых игроков (США, Нигерия, Венесуэла, Ирак и т. д.), профицит добычи на рынке нефти по оценке Минэнерго тем не менее составляет около 10-14 млн б/с. Все это может привести к тому, что придется решать дополнительные технико-геологические задачи, а также возникнут существенные риски по дальнейшей эксплуатации и последующему восстановлению уровней добычи в среднесрочной перспективе. Что такое «консервация», и чем она отличается от «временной остановки» Для понимания важности этого вопроса необходимы дополнительные пояснения. Существуют разные состояния скважины «по фонду». Есть состояние «скважина в простое» (скважина остановлена и запущена в течение одного отчетного месяца), есть «бездействие» — если скважина простаивает месяц и более, и есть «консервация» — длительная остановка скважины на срок более 3-6месяцев. Что это значит? Если скважина планируется к остановке более чем на 3-6 месяцев в зависимости от утвержденных проектных решений, скважина переводится в режим «консервации» (состояние по фонду «в консервации»). Для перевода в «консервацию» необходимо провести более серьезные капитальные работы. Здесь уже придется не просто заглушить скважину и извлечь подземное оборудование, необходимо отсечь цементными мостами все водоносные и нефтеносные горизонты, которые вскрыла скважина в процессе строительства. Для скважин, где есть зоны «вечной мерзлоты», надо залить верхнюю часть скважины незамерзающей жидкостью и законсервировать устье скважины. Такая процедура занимает уже больше времени на сам ремонт (2-4 недели) и стоит существенно дороже. Остановка значительной доли работающих скважин на срок более 3-6 месяцев с переводом в консервацию (этот режим необходим как с точки зрения реализации природоохранных требований надзорных органов, так и с точки зрения технической безопасности, контролируемой органами технадзора) вызывает высокий риск получения нефтегазопроявлений, внутрипластовых или заколонных перетоков, грифонообразования и прочих аварийных ситуаций. Не стоит забывать, что каждая скважина — это «Особо опасный производственный объект», требующий строгого соблюдения правил эксплуатации и консервации. Таким образом массовая консервация значительной доли фонда скважин — это уже гораздо более серьезное мероприятие, чем временная краткосрочная остановка, и несет значительные дополнительные риски как с технико-экономической точки зрения (сложнее и дороже), так и с точки зрения восстановления продуктивности скважин после длительных остановок. Далеко не факт, что после того, как эта скважина долгое время простоит, она сможет работать с теми же параметрами, которые были до ее остановки. Это связано как с технико-технологическими сложностями (консервация/расконсервация), так и с особенностями разработки блоков и участков залежей, которые будут неравномерно вырабатывать запасы в связи с масштабными отключениями значительной доли эксплуатационного фонда скважин в период ограничения добычи. Как наращивать добычу после завершения сделки ОПЕК++ Первый путь сможет на некоторый период продлить объемы работ буровикам: на тех месторождениях, где уже построена базовая инфраструктура, можно бурить скважины, не вводя их в разработку. Когда спрос на нефть восстановится, можно будет не тратить время и ресурсы на бурение, а просто освоить скважины и запустить их в работу. Сколько на это потребуется времени, зависит от буровых мощностей и наличия утвержденного проектного фонда для разбуривания по каждой конкретной нефтедобывающей компании. Основной риск в том, что если эти буровые мощности мы сейчас оставим без работы, то через два года, когда нам нужно будет массово наращивать объемы добычи, нам очень сложно будет восстановить эти мощности. Второй путь — основной, которому требуется сегодня уделить внимание как недропользователям, так и государству, как владельцу недр, и позволяющий максимально перераспределить капитальные затраты нефтяников и существенно снизить себестоимость нефти. Это работы по дополнительным исследованиям скважин и повышению нефтеотдачи на оставшихся скважинах. Если мы останавливаем бурение и не вводим новый фонд в разработку, естественным путем уровни добычи снижаются. Чтобы поддерживать плановую «полку» добычи, можно начать максимально эффективно извлекать те запасы, которые остались невыработанными: для этого необходимо более широко реализовывать мероприятия по повышению нефтеотдачи взамен дорогостоящих инвестиций в разработку «с нуля» новых месторождений, требующих огромных капитальных затрат на доразведку, ОПР и последующую реализацию инфраструктуры и проектного фонда скважин. Материал подготовлен совместно с Евгением Колесником
Свежие комментарии