Выполнение условия соглашение ОПЕК++ в части снижения добычи нефти потребовало вывода из эксплуатации значительной части скважинного фонда. В отличие от кратковременной остановки, длительное бездействие скважины требует особого подхода как при ее подготовке к выводу из эксплуатации, так и при восстановлении продуктивности. В целях безопасности также необходимо обеспечить пристальное наблюдение за скважинами в период бездействия. 

Особенности сокращения добычи нефти в рамках сделки ОПЕК++

Для российской нефтегазодобывающей отрасли основными особенностями вынужденного сокращения уровней добычи нефти в рамках апрельской сделки являются следующие:

• беспрецедентный для России уровень снижения объема суточной добычи, около 2 млн барр/сут, или 106,4 млн т/г относительно объема добычи в 2019г. 
• вынужденная необходимость остановки существенной доли скважин действующего эксплуатационного фонда;
• вынужденная необходимость значительного сокращения объемов бурения;
• высокие риски снижения объемов нефтесервисных услуг;
• длительный период вынужденного сокращения объемов добычи — до мая 2022г.;
• экономическая особенность: нефтедобыча в России обеспечивает 20% ВВП, 40% доходов бюджета, 60% экспортной выручки.

Геолого-геофизические и географические особенности, влияющие на себестоимость добычи нефти в России

Дебиты скважин зависят от геолого-геофизических свойств продуктивного пласта, фильтрационно-емкостных свойств пород коллектора, а также физико-химических свойств пластового флюида: нефти, газа и воды. Диапазон дебитов скважин по нефти на российских месторождениях составляет от десятых долей до 100 тн/сут и более (в зависимости от продуктивности пород вмещающего коллектора), при этом средний дебит скважины в РФ (Росстат) составляет 9,5 тн/сут. 

Большинство продуктивных горизонтов в России залегают на глубинах от 2500 до 5000 м. 

Расстояния между нефтегазодобывающими регионами и перерабатывающими мощностями (НПЗ, нефтехимическое производства), а также конечными потребителями (АЗС, отгрузочные терминалы) в России имеют весьма значительную протяженность, что является существенным дополнительным фактором увеличения логистических затрат на транспортировку нефти и нефтепродуктов как внутри страны, так и на экспорт. Для обеспечения логистики транспорта нефти необходимо использовать и поддерживать в рабочем состоянии десятки тысяч километров железных и автодорог, транспортных магистралей, трубопроводов.

Большинство нефтегазодобывающих предприятий в России расположены в приполярных и заполярных широтах, характеризующихся низкими среднегодовыми температурами и суровыми климатическими условиями, существенно ограничивающими период действия инфраструктуры, и удорожающими добычу нефти. 

Влияние климата

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 (дополнительные затраты на прогрев подъемных лифтов и устьев скважин, периодические профилактические работы по предотвращению парафиноотложений и гидратообразований, обогрев выкидных линий и внутрипромысловых нефтесборов, применение спецтехники для обслуживания нефтепромыслов).

Российские нефтяники имеют весь необходимый, отработанный на проектном и практическом уровне комплекс технических решений, позволяющих эффективно решать эти задачи. 

Резюмируя: суровый климат и широкая география расположения объектов нефтегазовой инфраструктуры в РФ, безусловно, являются существенными факторами, увеличивающими себестоимость затрат на добычу нефти, но с технической точки зрения это не является ограничением для нефтегазовой отрасли.

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 месторождения, является низкорентабельной. В условиях низких цен с точки зрения экономики логично отключить в первую очередь низкодебитный фонд скважин – для снижения операционных затрат и, в итоге, снижения общей себестоимости добычи нефти. Параллельно необходимо отключить значительную долю нагнетательного фонда скважин, для эффективного регулирования компенсации уменьшившихся отборов нефти и снижения эксплуатационных затрат 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/увеличения) добычи.

Влияние продолжительности периода остановки фонда скважин на степень рисков

Большинство месторождений в России разрабатываются «механизированным» способом, скважины эксплуатируются глубинно-насосным оборудованием (ГНО), требующим обслуживания бригадами ТКРС для проведения ремонтных работ по замене ГНО, либо работ по повышению нефтеотдачи скважин. Остановка на незначительный период (месяц-два) для большинства скважин, оборудованных ГНО, действительно не столь критична. Часть ГНО после остановки скважин, возможно, потребует замены. Для этого на скважину необходимо мобилизовать бригаду ТКРС, заглушить скважину, извлечь ГНО, спустить исправное оборудование, затем освоить скважину после глушения и запустить в работу в соответствии с плановым технологическим режимом. С момента глушения скважины до момента запуска и вывода на плановый технологический режим работы (с учетом графика движения бригад ТКРС) проходит неделя-две, иногда чуть более. 

В обычных условиях 10-15% эксплуатационного фонда скважин ежемесячно требуют текущего и/или капитального ремонта. Согласно действующих «Правил разработки месторождений…» доля бездействующего фонда скважин не должна превышать 13%. Под этот объем работ обычно рассчитываются производственные мощности подрядчиков ТКРС.

Сейчас, в связи с вынужденной остановкой части эксплуатационных скважин для выполнения условий по ограничению добычи, ситуация осложнится тем, что будет останавливаться гораздо более значительная часть фонда скважин. При стандартном подходе, принятом нефтяниками сегодня, уменьшение действующего эксплуатационного фонда несет автоматическое сокращение нефтесервисных мощностей, что и наблюдается сегодня в отрасли. Какие риски это несет в условиях подписанной сделки ОПЕК++?

Если бы текущее сокращение добычи продлилось два-три месяца, а потом надо было вернуться на докризисный или близкий к этому уровень добычи, то для этого потребовалось бы осуществить относительно несложную, хотя и чуть более затратную, чем обычно, работу с фондом скважин – из-за увеличившегося количества массовых остановок, запусков, и связанных с этим дополнительных ремонтов скважин. Такие процедуры могут занять немного больше времени, чем обычно, от нескольких недель до полутора месяцев, но восстановить уровни добычи можно достаточно оперативно и без существенных потерь активных запасов. 

Однако согласно условиям подписанной в апреле 2020 года сделки действующие квоты по сокращению уровней добычи продлятся до мая 2022 года. 

Более того, согласно решениям, принятым на крайней встрече участников ОПЕК, состоявшейся 4 июня 2020 года, относительно небольшое увеличение объемов добычи странами ОПЕК, планируемое ранее (снижение общего объема сокращений с 9,7 млн барр/сут до 7,7 млн барр/сут), не было согласовано участниками ОПЕК. Общий объем сокращения добычи на 9,7 млн барр/сут был продлен до следующего заседания ОПЕК.

В связи с вышесказанным, для выполнения условий сделки ОПЕК++ в России необходимо останавливать значительную долю эксплуатационного фонда скважин на длительный период (два года), для чего потребуется решать дополнительные технико-геологические задачи. В данном случае возникают существенные риски по дальнейшей эксплуатации ряда скважин, и последующему относительно «быстрому» восстановлению уровней добычи в среднесрочной перспективе.

Что такое «консервация», и чем она отличается от «временной остановки»

Для понимания важности этого вопроса необходимы дополнительные пояснения. Согласно действующим нормативным документам, скважины делятся на работающие, простаивающие, бездействующие, ликвидированные и законсервированные. Если скважина остановлена и не запущена в течение одного месяца и более, она переводится в «бездействующий фонд». 

Если скважина планируется к остановке более чем на 6 месяцев, в зависимости от утвержденных проектных решений и категорийности скважины по классу опасности (наличие аномально-высокого пластового давления (АВПД), наличие высокого газового фактора, наличие в геологическом разрезе вышележащих газоносных горизонтов) – скважина переводится в режим «консервации». Для перевода в «консервацию» необходимо провести серьезные капитальные работы. Здесь уже придется не просто скважину заглушить и извлечь ГНО, необходимо отсечь цементными мостами все газоносные и нефтеносные горизонты, которые вскрыты скважиной в процессе строительства. Для скважин, вскрывших интервалы многолетнемерзлых пород (ММП, или «зон вечной мерзлоты»), необходимо заполнить верхнюю часть эксплуатационной колонны незамерзающей жидкостью (дизтопливом или легкой нефтью), и законсервировать устьевую фонтанную арматуру. Такая процедура занимает уже больше времени на сам ремонт (2-4 недели) и стоит существенно дороже.

Остановка значительной доли работающих скважин на срок более 6 месяцев потребует перевода части из них в консервацию, которая необходима как с точки зрения реализации природоохранных требований надзорных органов, так и с точки зрения технической безопасности – при длительном выводе скважины из эксплуатации существенно возрастают риски получения нефтегазопроявлений, внутрипластовых или заколонных перетоков, грифонообразования и прочих аварийных ситуаций и осложнений. Не стоит забывать, что каждая скважина — это «особо опасный производственный объект», требующий строгого соблюдения правил эксплуатации и консервации, прописанных в утвержденных проектных документах на разработку. 

Таким образом, длительная остановка скважин, связанная с консервацией части эксплуатационного фонда – это уже гораздо более серьезное мероприятие, чем временная краткосрочная остановка, и несет с собой дополнительные риски, как с технико-экономической точки зрения (сложнее и дороже), так и с точки зрения восстановления продуктивности скважин после длительных остановок, неравномерной выработкой запасов на оставшихся в работе участках залежей, и снижения общего объема накопленной добычи нефти по действующим месторождениям. Для предотвращения рисков неравномерной выработки запасов, снижения КИН и потери части активных запасов, недропользователям необходимо разрабатывать дополнительные меры по контролю за разработкой месторождений — увеличить общий объем промыслово-геофизических и гидродинамических исследований как остановленного, так и эксплуатируемого фонда скважин; с увеличенной периодичностью корректировать геолого-гидродинамические модели месторождений, разрабатывать и своевременно реализовывать мероприятия по увеличению нефтеотдачи на малорентабельном фонде, применять методы нестационарного воздействия, циклического воздействия (в случаях, где это технически реализуемо при действующих системах разработки) и т.д., и т.п.

Учитывая, что на период вынужденного сокращения добычи государство одобрило нефтяникам снижение от проектных уровней добычи больше утвержденных значений — тем самым некоторым образом ослабив контроль за рациональным недропользованием в части соблюдения проектных уровней добычи нефти, – для обеспечения рационального недропользования необходимо разработать дополнительные регуляторные меры по контролю за действующим и остановленным фондом скважин. Это позволит повысить качество работы недропользователей с текущими запасами – начиная от необходимости выполнения НИОКР на действующих активах (построение адекватных геолого-гидродинамических моделей на основе расширенных промыслово-геофизических и гидродинамических исследованиях действующего фонда скважин) и заканчивая масштабной реализацией геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов.

Как восстановить добычу после завершения сделки ОПЕК++?

Первый путь сможет на некоторый период продлить работу буровикам на тех месторождениях, где уже построена базовая инфраструктура: можно бурить скважины, не вводя их в эксплуатацию. Когда спрос на нефть восстановится, можно будет не тратить время и ресурсы на бурение, а просто освоить скважины и запустить их в эксплуатацию. Сколько на это потребуется времени – зависит от мощностей буровых подрядчиков и наличия утвержденного проектного фонда для разбуривания по каждой конкретной нефтедобывающей компании. Пробуренный фонд скважин не будет вводиться в разработку, а будет запускаться уже после снятия ограничений по добыче, по мере необходимости. При этом геологические риски, связанные с возможным недостижением проектных продуктивностей в части скважин (как правило, в «краевых» скважинах, т.е., в находящихся близко к утвержденному контуру нефтеносности) снимаются за счет применения стандартных и расширенных комплексов ГИС, а также испытаний пластов в процессе бурения. В отдельных случаях, при наличии высоких неопределенностей по ГИС, можно снять риски по подтверждению продуктивности путем пробных запусков отдельных «рисковых» скважин в отработку с последующей их остановкой до ввода в эксплуатацию. 

С точки зрения отраслевых рисков — основной риск заключается в том, что если надолго вывести из работы значительную долю производственных мощностей буровых подрядчиков, то через два года, когда необходимо будет массово наращивать объемы добычи, бурить проектный фонд будет просто нечем. 

Дополнительно действующие буровые мощности можно загрузить за счет создания государством выгодных условий для недропользователей по льготированию ГРР, улучшению законодательной базы для развития компаний-миноров в ГРР, о чем сейчас широко высказываются профильные специалисты по итогам отчета Счетной палаты в части ревизии запасов.

Второй путь, на наш взгляд, основной, которому требуется сегодня уделить внимание и недропользователям, и государству — как владельцу недр. Этот путь заключается в стимулировании государством перераспределения части производственных затрат из долгосрочных инвестиционных проектов на работы с текущим эксплуатационным фондом: дополнительные исследования скважин, выполнение качественных НИОКР по уточнению геолого-гидродинамических моделей месторождений, усиленные работы по повышению нефтеотдачи на оставшихся в работе участках залежей. Рассмотрим вопрос более детально:

Для поддержания плановых уровней добычи на период действия соглашения о сокращении объемов добычи (до мая 2022 г.), требуется начать максимально эффективно извлекать те запасы, которые остались на сегодняшний день «невыработанными», а также не допустить в перспективе общего снижения КИН на действующих месторождениях за счет неравномерной выработки запасов в период сокращения добычи. Для этого необходимо широкомасштабно реализовывать мероприятия по исследованию фонда скважин и повышению нефтеотдачи, активно осущетсвлять геолого-технические мероприятия на действующих месторождениях, внедрять инновационные разработки в части технологии добычи. Данные мероприятия, с одной стороны, повысят эффективность работы с текущими запасами в пределах действующей инфраструктуры, а с другой стороны – позволят сохранить отечественные проектные институты, производственные мощности по ТКРС и ПНП, ЗБС, ГРП, геофизике и т.д. до мая 2022г, когда они потребуются в бóльших масштабах для активного наращивания объемов добычи. Почему это так важно? Как показывает советский опыт, для создания мощной и эффективной нефтесервисной подотрасли «с нуля» требуется не менее 10-15 лет. Если «потерять» сейчас отечественный нефтесервис, то «собирать» его заново придется довольно долго и дорого. Надо понимать, что «нефтесервис» (проектные организации, буровики, ТКРС, ПНП, ЗБС, и тд) – это единственный инструмент, который обеспечивает поддержание и наращивание уровней добычи, что при изменении конъюнктуры рынка будет крайне востребовано.

Если недропользователи сумеют улучшить качество работы с текущими запасами, сохранив за счет этого нефтесервисные мощности – то серьезных проблем с восстановлением добычи после завершения действия сделки ОПЕК++ у недропользователей не возникнет. Более того, при правильном стимулировании недропользователей со стороны государства в период вынужденного сокращения добычи нефти можно провести широкомасштабное уточнение текущих запасов, построение адекватных геолого-гидродинамических моделей месторождений, увеличить КИН на действующих месторождениях за счет более активной и эффективной выработки запасов методами МУН и ПНП, и в целом в результате добиться существенного снижения себестоимости добычи нефти. 

Таким образом, основная отраслевая задача сегодня — не допустить массовых остановок производственных мощностей нефтесервиса: буровиков, ремонтников скважин, геофизиков и сейсмиков, машиностроителей и транспортников. Для этого требуется согласованная работа всех отраслевых институтов управления, недропользователей, нефтесервиса, банковского сектора, а также государственных органов, которые должны выступить в качестве эффективного регулятора, устанавливающего своевременные и эффективные «правила игры» на нефтедобывающем рынке страны. В этом случае принимаемые меры позволят комплексно решать задачи по массовому сокращению добычи, обеспечив при этом качественную работу с текущими активными запасами, увеличивая КИН, и снижая в целом себестоимость добычи. 

Статья подготовлена специально для Института развития технологий ТЭК (ИРТТЭК) специалистами Российского газового общества.

Авторский коллектив:

Роман Самсонов, д.т.н., исполнительный директор Российского газового общества, профессор профессор кафедры «Газовые технологии и ПХГ» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина;

Евгений Колесник, к.т.н., Директор по развитию НПП «Нефтеотдача», директор по развитию ООО «РСС Технолоджи», Руководитель экспертной группы «Инфраструктурный и сервисный бизнес» Российского газового общества;

Ришат Вахитов, советник межотраслевого Союза «НЕФТЕГАЗИНВЕСТ», эксперт Российского газового общества.