Сейчас в Архангельске

12:54 16 ˚С Погода
6+

Импортозамещение для "Полярного Сияния"

Технологии Полезные ископаемые
25 Июля, 2022, 12:06

Импортозамещение для "Полярного Сияния"



Правительство РФ проводит планомерную политику по уменьшению нефтегазовой составляющей доходов федерального бюджета. Это необходимо, прежде всего, для обеспечения суверенитета страны, поскольку снижает зависимость от мировой конъюнктуры цен на углеводороды. Самое значительное снижение, до 30% от доходов бюджета, наблюдалось в первом квартале 2021 года, но с началом специальной военной операции (СВО) на отдельных территориях Украины 24 февраля 2022 г. доходы от этого сектора национальной экономики вновь существенно выросли. С одной стороны, санкции недружественных России стран сократили поставки нефти и газа в Европу в натуральном выражении, но, с другой стороны, резкий взлёт цен на них нивелировал столь ожидаемый «коллективным западом» эффект от снижения объёмов. Например, в апреле 2022 российскими экспортёрами были получены рекордные $25 млрд, что может вылиться, согласно прогнозам "Блумберга", в $321 млрд. выручки за год. Поскольку нефтегазовый сектор играет и ещё продолжительное время будет играть существенную роль в экономике РФ, его независимость от внешних факторов, как и независимость страны в целом, критичны.

Технологический суверенитет в нефтегазовой отрасли


Одним из инструментов обеспечения суверенитета отрасли является замещение импортного оборудования, услуг и технологий.  Последние – не последние по значимости. При понимании, что Россия начала набирать силу, ограничения, а потом и прямые запреты начали впервые применяться именно в сфере высоких технологий, в том числе в нефтегазовом секторе. До госпереворота на Украине в 2014 году западные инвесторы охотно инвестировали в Россию. Не только в спекулятивный фондовый рынок, но и в коммерческую недвижимость, и реальный сектор, особенно в нефть и газ. Широко использовались технологии, позволяющие увеличить нефтеотдачу. Тысячами тонн завозились нефтепромысловые химические реагенты. Но в 2014 году, после воссоединения Крыма с Россией, ситуация стала резко меняться. Западные страны всегда нас недолюбливали, а когда поняли, что Россия и её союзники являются растущей угрозой, стали сворачивать сотрудничество и инвестиции по всем направлениям. А угроза заключается только в том, что мы не стали вслепую копировать их экономическую модель «общества безудержного потребления» и перестали делиться природными ресурсами на их условиях. Соглашения о разделе продукции ушли в прошлое, совместные предприятия (СП) с западными партнёрами стали денонсироваться.

К таким денонсированным относится и ООО «Компания Полярное Сияние» -- с 2003 по 2015 СП между американской ConocoPhillips Timan-Pechora Inc и ПАО НК «Роснефть», размер доли каждого из учредителей в уставном капитале ООО составлял 50%.  В конце 2015 года американцы были «импортозамещены» кипрской Trisonnery Assets Ltd., которая выкупила и долю «Роснефти». Сегодняшний состав акционеров офшорной компании доподлинно неизвестен, что не мешает ей достаточно успешно владеть бизнесом в России в лице «Полярного Сияния». Необходимо подчеркнуть, что «успешность» не всегда определяется наличием прибыли. Оборот компании за 2021 год составил почти 50 млрд. руб., при этом себестоимость продаж «Полярного Сияния» превысила 47 млрд. руб. за тот же период, что привело к убыткам на конец года в сумме 528 млн. руб. и говорит о необходимости дальнейшей оптимизации бизнеса, включая активное импортозамещение на отечественные оборудование, технику, материалы и технологии. Из полусотни миллиардов рублей 9,5 были получены от «Роснефти» в рамках исполнения госконтрактов. Это свидетельствует о том, что партнёрские отношения между бывшей материнской компанией и её «дочкой» сохранились. А НК «Роснефть», как известно, -- один из пионеров в области импортозамещения в российской нефтегазовой отрасли. На неё можно во многом равняться. 

«Полярное Сияние» ведёт разведку и добычу нефти и газа в северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. 


На момент формирования СП компания владела пятью месторождениями Ардалинской группы в Ненецком АО (Ардалинское, Восточно-Колвинское, Ошкотынское, Западно-Ошкотынское и Центрально-Хорейверское, введённое в разработку в 2008 году), причём доля «Роснефти» в СП была сформирована путём передачи ей активов государственной «Архангельскгеологии». Сегодня у компании три лицензии на разведку и добычу Ардалинского, Восточно-Колвинского и Дюсшефского нефтяных месторождений, а также лицензия на геологоразведку на лицензионной территории площадью 2,565 км²., включая Ошкотынское месторождение нефти. В начале разработки месторождений извлекаемые запасы оценивались в 16 млн. тонн в нефтяном эквиваленте. Добытая нефть доставлялась по нефтепроводу Усинск-Ярославль для последующей продажи на экспорт. Такую логистику можно считать удачной и в условии санкций, поскольку в Ярославле находится нефтеперерабатывающий завод «ЯНОС», способный обеспечить сопоставимую выручку от продаж нефтепродуктов на внутреннем рынке, полученных от переработки «Полярным Сиянием» сырой нефти. На момент покупки активов СП компанией Trisonnery Assets Ltd. запасы составляли всего 3 млн. тонн, поскольку не все месторождения вошли в периметр сделки. В результате доразведки в 2016 году запасы увеличились до 6 млн. тонн. Сегодня оценённые запасы только Ардалинского месторождения составляют 16,4 млн. тонн. На пике, в 2010 году, компания добывала 750 тыс. тонн нефти в год, в то время как на момент денонсации СП добыча снизилась почти вдвое, до 400 тыс. тонн. Вместе с тем, наращиваемые за счёт бурения новых скважин запасы позволяют увеличивать объёмы добычи.


Российские технологии в нефтедобыче

Заметим, что ещё в пору существования СП, «Роснефть» отдавала предпочтение российским технологиям.  В частности, в 2010 году резидентом «Сколково» компанией НОВАС были проведены ремонтные работы семи скважин с увеличением добычи нефти путём применения метода плазменно-импульсного воздействия. Суть метода заключается в увеличении проницаемости призабойной зоны скважины, увеличении гидродинамической связи нефтяного пласта с забоем скважины за счёт очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, очищении порового пространства и формировании новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта. Метод обладает следующими преимуществами:

  • Не требует добавления химических реагентов;
  • Можно использовать при любой обводнённости скважин;
  • Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин и продуктивных пластов в целом;
  • Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах, эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки;
  • Кратно увеличивает приёмистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения;
  • Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом;
  • Технология даёт положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности;
  • Безопасна в эксплуатации;
  • Сокращает период освоения новой скважины и срок её вывода на режим эксплуатации.

По результатам работ были сделаны следующие положительные выводы:

  • Средний прирост добычи нефти после применения плазменно-импульсного воздействия составлял 9,5 тонн в сутки;
  • По всем скважинам наблюдалось увеличение забойного давления после обработки, это указывает на высокий потенциал скважин, а следовательно, на длительность эффекта;
  • После обработки скважин № С-05 Ардалинского и № 7 Дюсушевского месторождений произошло снижение процента обводнённости за счет привлечения в разработку ранее не дренируемых нефтяных зон.

Но поскольку роботы НОВАСа также можно отнести и к НИОКРу, для дальнейшего совершенствования технологи было принято к вниманию следующее:

  • Необходимо проводить проработку долотом и промывку скважин в интервалах проведения плазменно-импульсным воздействием;
  • В скважине 160 Дюсушевской эффект не был достигнут, вероятнее всего, по причине обработки низкопоровых и низкопроницаемых, нефтенасыщенных только по ГИС коллекторов, расположенных гипсометрически выше основной залежи ДФ2.

Таким образом, «Роснефть» не побоялась использовать отечественную технологию, находящуюся в стадии доработки. В целом, «Роснефть» начала внедрять российские технологии задолго до санкций. Примером может служить месторождение компании «Оренбургнефть». Оно, как и месторождения «Полярного Сияния», находится на поздней стадии выработки со снижающимися объёмами добычи. Но они здесь увеличиваются. По итогам 2021 г. компания добыла 9,7 млн. тонн нефти и 836,5 млн м³ газа. Причиной роста является реализация «Роснефтью» программы повышения эффективности добычи на зрелых месторождениях за счёт внедрения передовых отечественных технологий бурения и строительства скважин. В частности, на двое суток сократились сроки обустройства горизонтальных скважин за счёт применения единого типа бурового инструмента российского производства при бурении всех её секций. Экономия с каждой скважины составляет более 2,5 млн руб. Благодаря внедрению отечественной технологии бурения горизонтальной секции с применением скважинного расширителя цикл её строительства сократился на сутки, а экономия составляет порядка 1 млн. руб. в расчёте на одну скважину. Использование уникальных отечественных технологий значительно повысило и эффективность капитального ремонта скважин, что позволило «Оренбургнефти» только в 2021 г. сэкономить более 107 млн руб. Одна из применяемых технологий – двухпакерная[1] компоновка с телескопическим удлинителем, которая оптимизирует процесс обработки призабойной зоны скважины. Её применение на скважинах с низким пластовым давлением позволяет сократить время выполнения одной операции более чем на трое суток, а стоимость – с 1 млн. до 400 тыс. руб.:

Преимущества данной компоновки:

  • Установка и извлечение производится за одну СПО;
  • Возможность изоляции протяжённых участков ЭК, до 1000м;
  • Возможность ЛНЭК в скважинах с высокой кривизной, до 60°;
  • Возможность установки в скважинах «бутылочного типа»;
  • Увеличенный проходной канал.                                                                                                                      


Повышение эффективности нефтедобычи

Для повышения эффективности добычи на предприятиях «Роснефти» также используется программное обеспечение (ПО) собственной разработки. Оно помогает, в том числе, подбирать оптимальные методы повышения нефтеотдачи пластов. Одной из таких разработок является «РН-ГРИД». Это симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) нового поколения, позволяющий максимально точно описывать сложную геометрию трещины, возникающей в породе при проведении ГРП. За 2021-2022 гг. в «Оренбургнефти» смоделировано 240 дизайнов ГРП, а объём нефти, поступающей в единицу времени от операций гидроразрыва, в среднем, был увеличен вдвое. 

Другая разработка компании в области ПО – гидродинамический симулятор «РН-КИМ», позволяющий создавать «цифровые двойники» нефтегазовых месторождений. Это ПО также способно моделировать все важнейшие процессы, происходящие в пласте при добыче нефти и газа. «Оренбургнефть» уже построила с использованием симулятора более тридцати моделей. Взаимосвязь поверхностной инфраструктуры месторождений, информация о геологии и состоянии разработки подземной части хранится и анализируется в отдельной системе – «РН-КИН». Данное ПО, разработанное специалистами «Роснефти», помогает смоделировать любую ситуацию на месторождении с получением точной картины последствий. «Роснефть» начала разрабатывать собственное ПО задолго до ужесточения санкционного режима, поэтому у компании уже имеется солидный опыт и в данном направлении, чего не скажешь о других российских предприятиях нефтедобычи и нефтесервиса, где проблема импортозамещения ПО стоит очень остро, а её решение потребует времени.  Удобство иностранного ПО заключалось в его универсальности: приобретаемый пакет позволял решать множество задач на любых участках. В России, как правило, ПО создавалось под конкретную задачу на конкретном месторождении, что затрудняло его применение на уровне всей компании.

В масштабах страны, чтобы сохранить необходимые для стабильного формирования доходной части бюджета объёмы нефтедобычи на уровне 500 млн. тонн в год, желательно обеспечить отдачу с новых месторождений на уровне 160 млн. тонн, с учётом сокращения показателей на старых блоках. Для решения такой задачи потребуется нарастить объём бурения разведочных скважин в три раза, а также минимум на 12% в год увеличивать показатели эксплуатационного бурения с применением инновационных технологий. В Союзе нефтегазопромышленников России (СНГПР) подчёркивают, что объём добычи напрямую зависит от эффективности работы парка буровых установок. Чтобы добыча не снижалась, необходимо заменить не менее тысячи буровых установок устаревшего типа и ввести в эксплуатацию такое же количество новых комплексов. Предстоит пройти 195 тыс. погонных километров методом 2D-сейсмики и ещё 40 тыс. километров — с 3D-сейсмикой. 

После введения санкций возникли непредвиденные препятствия для перехода к добыче углеводородов из трудноизвлекаемых запасов на небогатых месторождениях, шельфе Северного Ледовитого океана, на сланцевых блоках. Реализация ряда крупных нефтегазовых проектов отложена. Так как традиционные участки к настоящему времени исчерпываются, складывающаяся ситуация может привести к снижению объёмов добычи. Под санкционный запрет попали, в том числе, буровое оборудование, электронасосы и компоненты для добычи. Больше не поставляются в РФ морские буровые платформы. Более того, речь идёт о прекращении поставок иностранной электроники, которой они оснащаются. При введении санкций был сделан акцент на блокировании поставок высокотехнологичной продукции, которая применяется именно при освоении трудноизвлекаемых запасов. По данным Центра международной торговли (ЦМТ), ограничения охватили почти 70% наименований импортного оборудования, при этом половина жидкостных насосов для нефтедобывающего оборудования импортировалась из США, Германии, Италии, Германии и даже Украины. На китайские поставки приходится 15% насосного оборудования. 


***

В СНГПР считают, что главной проблемой российского нефтесервиса сегодня является необходимость замены бурового парка. Подчёркивается, что из действующих сейчас 1,8 тыс. буровых комплексов порядка 40% являются устаревшими и были произведены ещё в 80-е годы. Вместе с тем, работа по обновлению техники идёт крайне медленно, в том числе, по причине отсутствия адекватного по соотношению «цена/качество» предложения от российских производителей оборудования. В защиту наших производителей можно сказать, что на отпускную цену влияет не только их стремление побольше заработать, но и всегда более высокая себестоимость в самом начале выпуска сложного оборудования, а также его «штучность». Если бы такое оборудование выпускалось каждым предприятием тысячами единиц, то сработал бы «эффект масштаба» и цены стали бы более приемлемыми. По мнению СНГПР, в сложившейся ситуации следует принимать меры, направленные не столько как на импортозамещение, сколько на импортонезависимость. В Союзе прокомментировали, что при импортозамещении речь традиционно идёт о создании аналогов западных образцов. Но если даже применять современные иностранные технологии бурения, они не обеспечат гарантированного освоения мега-ресурсов, таких как Баженовская свита в Омской области, запасы которой оцениваются минимум в 100 млрд. тонн в нефтяном эквиваленте. Западные технологии сейчас не просто недоступны для отечественного бизнеса, но и отчасти уже потеряли актуальность, поэтому основные усилия необходимо сосредоточить на собственных разработках, обеспечивающих «технологический суверенитет».

Продолжение следует.


Автор: Владимир Тишак.


[1] Пакер механический предназначен для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны и её защиты от длительного динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций и эксплуатации скважины, в том числе при двупакерных компоновках.




далее в рубрике