высоковязкий нефть разработка месторождение

Для исключения убыточности и нерентабельности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России и за рубежом ведутся работы, направленные на совершенствование и создание технологий повышения нефтеотдачи, позволяющих разрабатывать вышеуказанные месторождения с наибольшей экономической эффективностью.

В сфере разработки месторождений трудноизвлекаемого сырья, необходимо отметить деятельность таких компаний как «Удмуртнефть», «Татнефть», «РИТЭК».

После создания в 1973 г. в Удмуртии ПО «Удмуртнефть» первые попытки разработки основных месторождений с применением традиционных способов - редкими сетками скважин с заводнением - не дали положительных результатов. Скважины имели низкие дебиты, наблюдались быстрые прорывы закачиваемой воды по наиболее проницаемым пластам и пропласткам, не достигались проектные отборы и величины текущей нефтеотдачи, резко снижалась рентабельность освоения месторождений. Из-за применения в расчетах упрощенных гидродинамических моделей без учета осложняющих факторов оказались существенно завышенными проектные технико-экономические показатели разработки и особенно значения конечной нефтеотдачи, которые принимались проектами в пределах 34-45%.

Поэтому уже в 1975 г. были начаты масштабные комплексные научные исследования по созданию принципиально новых технологий повышения нефтеотдачи. Были организованы целенаправленные теоретические и экспериментальные исследования особенностей механизма нефтеотдачи в сложных трещинно-порово-кавернозных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости.

Накопленный мировой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями, содержащимися главным образом в терригенных коллекторах, доказывал эффективность использования тепловых методов (воздействие горячей водой - ВГВ и паротепловое воздействие - ПТВ). Однако для карбонатных коллекторов с тяжелыми вязкими нефтями подобных разработок не было. В Удмуртии разработка технологий освоения трудноизвлекаемых запасов в карбонатных коллекторах велась в двух направлениях: 1) поиск и создание технологий физико-химического воздействия на пласт, 2) тепловое воздействие на пласт.

Итогом целенаправленных научно-практических исследований стало создание принципиально новых технологий и способов рациональной разработки и повышения нефтеотдачи для решения проблемы эксплуатации сложнопостроенных месторождений с карбонатными коллекторами. Не имеющие аналогов в мировой практике термополимерные и термоциклические технологии воздействия на пласт научно обоснованы на уровне изобретений и патентов, испытаны и широко внедрены в производство. Если традиционно применяемые технологии заводнения в карбонатных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20-25%, то новые технологии позволяют довести нефтеотдачу до 40-45%.

Сущность нового подхода заключается в том, что при воздействии растворами полимера (полиакриламид концентрации 0,05-0,10%) удается существенно выравнивать профили приемистости в нагнетательных скважинах, а главное - значительно увеличивать коэффициент охвата неоднородного коллектора рабочим агентом. За счет выравнивания соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз происходит гашение вязкостной неустойчивости фронтов вытеснения - неконтролируемых прорывов воды к добывающим скважинам.

Исследования и последующий промышленный опыт показали, что технологии полимерного воздействия повышают в 1,5-1,7 раза конечную текущую нефтеотдачу по сравнению с таковой от воздействия необработанной водой, т.е. при заводнении существенно ниже динамика обводнения добывающих скважин и выше их рабочие дебиты. Разработанная новая технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до 80-90 °С полимерного раствора той же концентрации, что и холодный раствор.

Существенное улучшение механизма извлечения нефти из пластов при ТПВ заключается в том, что закачиваемый горячий полимерный раствор после прохождения по пласту снижает свою температуру до пластовой, тем самым увеличивая свою вязкость на фронте вытеснения, что приводит к его выравниванию и увеличению коэффициента охвата пласта. Причем этот процесс в пласте оказывается саморегулируемым, что особенно важно в трещиноватых коллекторах. На Мишкинском и Лиственском месторождении месторождениях дополнительная добыча нефти за счет технологии ТПВ превысила 560 тыс. т. Так, 1 т сухого полимера позволяет дополнительно добывать 263 т нефти.

В целях совершенствования технологии ТПВ была разработана новая технология термополимерного воздействия с добавлением полиэлектролита (ТПВПЭ), способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению его в пласт. Кроме того, используя данную технологию, удалось существенно сократить расход дорогостоящего полимера (на 15-20%), снизив тем самым себестоимость добытой нефти. Дальнейшее совершенствование технологии ТПВ шло по пути значительного снижения энергоемкости и ресурсосбережения, что привело к разработке технологии циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ). Здесь закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется уже в несколько циклов, после чего предусматривается закачка обычной воды. Цикличность процесса ЦВПТВ приводит к увеличению охвата пласта рабочим агентом, интенсификации капиллярных и термоупругих эффектов и сокращению расхода химреагента. Реализация проекта началась на Ижевском месторождении, что позволило дополнительно добыть более 400 тыс. т нефти и достичь конечной нефтеотдачи 35,4 вместо 11,5% при существующем ныне режиме истощения. Применение технологии ЦВПТВ на Лиственском месторождении даст возможность получить дополнительно 2,3 млн. т нефти, увеличить извлечение нефти на 8% в сравнении с таковым при холодном полимерном воздействии (ХПВ). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используется перегретая горячая вода (t=260 °C).

Термические методы на месторождениях высоковязких нефтей обеспечивают кратное увеличение нефтеотдачи относительно таковой при естественных режимах разработки и методах заводнения. В механизме нефтеизвлечения выделяются три основных фактора:

Улучшение отношения подвижностей нефти и воды;

Тепловое расширение пластовой системы;

Улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Внедрение технологий термического воздействия было начато на Гремихинском месторождении. Основной объект разработки - залежь пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, со сложными трещинно-порово-кавернозными крайне неоднородными коллекторами. Режим пласта упруговодонапорный. Было ясно, что эффективность разработки месторождения традиционными способами будет низкой. Нефтеотдача, на естественном режиме составляет не более 10-12%. Поэтому в 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С.

Однако эта технология весьма энергоемка, требует крупных материальных затрат, поэтому специалистами ОАО «Удмуртнефть» совместно с учеными ряда институтов проводились работы по созданию принципиально новых ресурсо и энергосберегающих технологий, позволяющих вывести заведомо нерентабельные запасы высоковязких нефтей Гремихинского месторождения в разряд прибыльных.

В результате созданы, запатентованы и внедрены в производство принципиально новые высокоэффективные технологии теплового воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) и его модификации.

Сущность технологии ИДТВ заключается в многократном воздействии на матрицу попеременно и строго рассчитанными циклами «нагрев - охлаждение», что способствует более полному вытеснению нефти при поддержании в пласте так называемой «эффективной температуры». Это понятие положено в основу определения необходимых объемов теплоносителя и холодной воды для обеспечивания значительного сокращения энерго- и ресурсозатрат. Интенсификация добычи нефти в режиме ИДТВ определяется ускорением процесса охвата объекта разработки тепловым воздействием.

По сравнению с ПТВ и ВГВ циклический процесс позволяет использовать теплогенерирующие установки для большого числа нагнетательных скважин, так как в периоды нагнетания порции холодной воды теплоноситель нагнетается в другие скважины. При неоднократном повторе циклов смены температур, т.е. при термоциклическом воздействии на матрицу, величина нефтеотдачи достигает 37%, что на 9% выше, чем при заводнении.

В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных конструкций и установок не требует. Применяются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное устьевое и наземное оборудование.

В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение пауз - периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон. Продолжительность паузы принимается равной времени восстановления давления в пласте после остановки скважины. Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает увеличение нефтеизвлечения до 40%.

Сущность технологии ТЦВП заключается в организации единого технологического процесса комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Осуществление одного полного цикла ТЦВП включает: нагнетание теплоносителя в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну в 7-точечном элементе, при этом отбор жидкости ведут через оставшиеся три добывающие скважины. Затем происходит смена функции группы добывающих скважин - находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора и наоборот; все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную нагнетательную скважину. Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, что обеспечивает практически полный охват вытеснением всего площадного элемента. Циклический процесс приводит к периодической смене направлений фильтрационных потоков, что является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин. Расчетная конечная нефтеотдача достигает 45%. Если рассматривать зону реагирования, то здесь доля нефти, добытой за счет термических методов, составляет 75%.

Экономическая эффективность от внедрения тепловых методов на Гремихинском месторождении составила около 525 млн р., в том числе по технологиям: ИДТВ - 211 млн р., ИДТВ(П) - 190 млн р., ТЦВП - 64 млн р.

Об эффективности технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42%) на опытных участках их применения, тогда как прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20-25%.

Объемы дополнительно добытой нефти за счет новых технологий, достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения в пределах опытных участков и на объектах в целом свидетельствуют о высокой эффективности внедряемых термических и термополимерных методов на месторождениях высоковязких нефтей Удмуртии. Расчеты себестоимости добычи нефти при внедрении новых технологий по сравнению с традиционными подходами убедительно доказывают их более высокую экономическую эффективность.

Практический опыт разработки Гремихинского, Мишкинского и Лиственского месторождений и расчеты себестоимости добычи нефти при достижении конечных значений нефтеизвлечения показали, что себестоимость добычи нефти при использовании созданных в ОАО «Удмуртнефть» физико-химических и термических методов повышения нефтеотдачи пластов ниже, чем при естественном режиме и заводнении. В результате стало возможным рентабельное применение новых технологий при существующих ценах на нефть.

Таким образом, новые технологии позволили устранить главное препятствие на пути применения тепловых методов при разработке месторождений вязких нефтей - большие затраты, поскольку традиционные тепловые методы по затратам примерно в 2 раза выше, чем при заводнении.

Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточной высокой эффективности их добычи. Как уже отмечалось выше, более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия. Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD) (Рис. 9), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину.

Рис. 9 Схема установки для добычи битума в режиме парогравитационного дренажа. Условные обозначения: 1 - лебедка; 2 - устьевое оборудование; 3,4 - эксплуатационные колонны соответственно добывающей и нагнетательной скважин; 5 - сваб; 6 - канат.

Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Для повышения добычи и снижения энергозатрат некоторые компании начинают комбинировать методы VAPEX и SAGD. Одним из решений является технология SAP (Solvent Aided Process), в которой объединены преимущества указанных методов. В процессе SAP небольшое количество углеводородного растворителя вводится в качестве добавки в пар, закачиваемый при применении технологии SAGD. В то время как пар является основным теплоносителем и снижает вязкость нефти, добавка растворителя способствует ее разжижению в еще большей степени. Хотя улучшение экономических показателей зависит от конкретной ситуации, анализ полученных результатов показывает экономическую выгоду перехода с процесса SAGD на SAP.

В Канаде под закачкой растворителя подразумевается закачка углеводородных газов (парафиновых растворителей), таких как метан, пропан, бутан и их смеси. Этот метод требует наличия поблизости источника углеводородных газов и высокотехнологичного оборудования для их закачки. В то время как, месторождения сверхвязких нефтей Республики Татарстан характеризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта (менее 100 м) и низкими пластовыми давлениями. В таких условиях применение данных растворителей нецелесообразно. Наиболее подходящими растворителями для вытеснения сверхвязких нефтей, содержащихся в слабоцементированных песчаниках уфимского яруса, являются углеводородные жидкости (нефтяные растворители), вязкость которых меньше вязкости нефти.

В мае 2006 г. специалистами ОАО «Татнефть» начат уникальный проект по добыче сверхвязких нефтей на Ашальчинском месторождении с использованием технологии парогравитационного воздействия. Для повышения ее эффективности была проведена экспериментальная оценка использования нефтяных растворителей совместно с закачкой пара. С целью выбора подходящего растворителя для вытеснения сверхвязких нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений исследованы физико-химические свойства следующих растворителей: миа-прома, кичуйского нестабильного бензина, абсорбента Н, девонской нефти, нефраса 120/200, смесового растворителя «МС-50», нефраса 130/150, нефраса 150/200, нефраса 150/300, стерлитамакского абсорбента, дистиллята, дизельного топлива, абсорбента А-2, печного топлива.

Установлено, что самой низкой растворяющей способностью обладает дистиллят, производимый на базе Азнакаевской НГДУ «Азнакаевскнефть» (количество растворенной нефти составляет 4,67%), а самой высокой - нефрас 150/300 (15,1%).

Установлено, что все исследованные нефтяные растворители, кроме дистиллята, применимы в технологиях паротеплового воздействия, так как они не осаждают асфальтосмолистые вещества из сверхвязкой нефти. Анализ результатов исследований свидетельствует о том, что все изученные нефтяные растворители ускоряют разрушение водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе сверхвязкой нефти Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений при температуре 95 и 20 °С. Полученные результаты позволяют рекомендовать для при - менения в технологиях VAPEX и SAP в Татарстане нефтяные растворители, такие как абсорбент и нефрас, которые полностью соответствуют требованиям, предъявляемым к растворителям, используемым совместно с тепловыми методами.

Интересна технология инновационного технико-технологического комплекса парогазового воздействия разработанная в ОАО «РИТЭК». Суть ее состоит в том, что в парогазогенераторной установке теплоноситель образуется непосредственно в призабойной зоне пласта (рис. 10). При генерации теплоносителя в призабойной зоне тепловые потери при транспортировке пара практически отсутствуют. Экономичность таких устройств по эффективности сжигания топлива примерно на 30% выше, чем у наземных установок.

В парогазогенераторе для генерации парогазовой смеси используются только жидкие компоненты: вода и монотопливо (система, в которой все необходимые для реакции компоненты содержатся в одном жидкостном потоке). Кроме того, при работе парогазогенератора в нефтяной пласт нагнетается не чистый пар, а его смесь с продуктами сгорания, так называемая парогазовая смесь. Парогаз оказывает на пласт комбинированное воздействие: тепловое и физико-химическое, так как в его состав входят, помимо водяного пара, углекислый газ и азот. Таким образом, в парогазогенераторах обеспечивается практически полное использование химической энергии топлива, отсутствуют выбросы отработанных газов в атмосферу, а тепловое воздействие на пласт дополняется физико-химическим.

В мае 2009 г. в скв. 249 Мельниковского месторождения в Республике Татарстан были начаты опытно-промысловые испытания парогазогенераторного комплекса на монотопливе, которые уже дали положительные результаты. Это завершающий этап разработки уникальной комплексной технологии, позволяющей осуществлять добычу высоковязкой нефти на больших глубинах. Данная технология и разработанный комплекс оборудования открывают большие возможности для добычи нетрадиционного сырья, в частности в Республике Татарстан, где сосредоточены значительные запасы высоковязкой нефти.

Рис. 10. Принципиальная схема установки парогазогенератора на монотопливе: 1 - станция управления; 2 - монотопливо; 3 - вода; 4 - плунжерный насос

Нефть до настоящего времени является незаменимым полезным ископаемым, применяемым во многих сферах человеческой деятельности. Даже не смотря на успешные попытки найти ей альтернативу, нефть все равно остается очень востребованным продуктом. Это приводит к тому, что извлечение нефтяных запасов из земных недр осуществляется колоссальными темпами, в связи с чем, залежи нефти очень быстро сокращаются, при этом, не успевая заново образоваться. Таким образом, на смену обычной нефти, которую также называют легкой, приходит более тяжелая нефть.

Стоит отметить, что абсолютно все запасы нефти в мире классифицируются согласно ее плотности. Таким образом, нефть принято разделять на следующие типы:

1. Суперлегкая нефть. Отличается своей малой плотностью, которая менее 0,780 г/см3 и градусами АРІ, превышающими 50.
2. Сверхлегкая. Плотность данного типа находится в диапазоне от 0,781 до 0,820 г/см3. Градусы АРІ сосавляют 41,1 - 50,0.
3. Легкая. Имеет плотность в пределах 0,821 - 0,870 г/см3. Ее градусы АРI - 31,1 - 41,0.
4. Средняя нефть. Ее плотность составляет 0,871 - 0,920 г/см3, а градусы АРI - 22,3 - 31,0
5. Тяжелая нефть. Плотность колеблется от 0,921 до 1,000 г/см3. Градусы АРI - 10,0 - 22,2.
6. Сверхтяжелая нефть имеет плотность, превышающую 1,000 г/см3. Также она отличается своей вязкостью, которая меньше 10 000 мПа*с.
7. Природный битум. Плотность более 1,000 г/см3. Вязкость более 10 000 мПа*с.

Стоит отметить, что градусы АРI двух последних видов нефти составляют менее 10.

Традиционно, добывается легкая нефть. Однако, как было сказано выше, ее запасы постепенно истощаются, и в этом случае, ей на смену приходит более тяжелая нефть или высоковязкая нефть.

Так, тяжелой нефтью называется нефть, имеющая очень высокую плотность, а также обладающая такими физическими свойствами, которые не позволяют доставить ее из земных недр на дневную поверхность с помощью традиционных методов. Когда речь идет о тяжелой (высоковязкой) нефти, как правило, подразумевается вся нефть, имеющая плотность свыше 0,920 г/см3, наряду с природными битумами.

Все тяжелые нефти и природные битумы отличаются наличием в своем составе достаточно большого количества смолисто-асфальтовых веществ, а также азотосодержащих, хлорсодержащих, кислородосодержащих, серосодержащих соединений и металлов.

Залежи высоковязкой нефти располагаются, как правило, в местах пересечений геологических бассейнов. Такая нефть образовывается из легкой нефти в результате разрушения низкомолекулярных ее компонентов бактериями, а также путем вымывания водой и испарением.

По некоторым данным, на сегодняшний день земные недра содержат запасы высоковязкой нефти, которые в несколько раз превышают запасы легкой. Согласно предоставленным данным Институтом Мировых Ресурсов, наибольшие месторождения высоковязкой нефти расположены на территории Канады и Венесуэлы.

Стоит отметить, что в связи с физическими свойствами такой нефти, ее добыча, транспортировка и переработка вызывает массу сложностей. Тяжелую нефть невозможно добывать теми же методами, которые применяются для добычи легкой нефти. Для этого используют различные иные методы, связанные, в первую очередь, с понижением плотности полезного ископаемого. Ведь более жидкая нефть гораздо легче движется по нефтепроводу.

Разжижить тяжелую нефть можно следующими способами:

1. Добавлением к высоковязкой нефти углеводородов или более легкой нефти. Несомненно, это существенно облегчает как саму нефть, так и ее текучесть, а соответственно, и процесс добычи. Однако, данный способ имеет два больших недостатка. Первый из них заключается в дополнительных расходах, а второй состоит в отсутствии постоянной доступности легких нефтяных фракций.
2. Нагреванием трубопровода, по которому нефть поступает на дневную поверхность. Для осуществления данного способа трубопровод по всей своей длине оборудуется специальной техникой. Недостаток данного метода состоит в достаточно большой потере нефти во время добычи (до 20%). Это связано с тем, что эта часть нефти используется для работы нагревательного оборудования, установленного вдоль трубопровода.
3. Подмешиванием в нефть воды и эмульгаторов с целью получения текучей водной эмульсии. Однако, данный метод рациональный только в том случае, если используется эмульгатор невысокой стоимости, который при этом способен образовывать стабильные эмульсии. Если в образованной эмульсии содержание нефти не превышает 50%, то метод считается нерациональным, поскольку энергетические затраты во время ее извлечения вырастают ровно в половину. В качестве эмульгаторов могут быть использованы сульфатные или карбоксилированные этоксилаты. Однако, они отличаются своей дороговизной, а также дефицитом, что, в свою очередь, влияет на стоимость нефти, добытой таким способом, в сторону увеличения.
4. Подмешиванием в тяжелую нефть водного раствора диспергатора, в результате чего образовываются эмульгирующие соединения, состоящие из этоксилированых алкилфенолов. Суть данного способа состоит в нагнетании раствора в скважину, где и происходит его соединение с нефтью, залегающей на глубине значительно большей от места нахождения откачивающего насоса. Работа насоса создает колебания, которые способствуют смешиванию нефти с дисператором, а также подачи нефти по трубопроводу на дневную поверхность. Стоит отметить, что на смешивания никоим образом не имеет влияние размер и твердость частиц, из которых состоит нефтепродукт.
5. Подачей в призабойную пластовую область разижителя. Однако, этот способ также является затратным, поскольку закачку разжижителя необходимо периодически повторять. Однако, если разжижитель утяжеленный, то во время закачки происходит его проникновение на глубину, которая значительно ниже уровня насоса. Таким образом, получается вытеснение утяжеленным разжижителем нефти, как более легкого продукта. В составе такого разжижителя находится хлоркальциевая вода, смесь двух ПАВ, а также гидрооись щелочных металлов. Метод отличается улучшением работы глубинных насосов, повышение коэффициента подачи нефтяного сырья, снижением давления на устье скважины. Кроме этого, его использование не связано с применением дополнительного оборудования.
6. Внутрипластовым горением. Данный метод является принципиально новым. Его суть заключается в использовании энергии, которая образуется в результате горения сырья прямо в пласте во время закачки в него воздушного пространства. Он применяется как для добычи высоковязкой нефти, так и для извлечения легкой. Стоит сказать, что метод уже неоднократно был использован на некоторых месторождениях и зарекомендовал себя очень удачно.

Для осуществления добычи высоковязкой нефти последним методом, необходимо в скважину напустить воздух, тем самым спровоцировав окислительный процесс с повышением температуры. Благодаря этому происходит испарение воды, которая превращаясь в пар, образовывает нефтяной вал. Именно он и вытесняет наружу через трубу образующиеся газы вместе с нефтью.

Различают три типа внутрипластового горения: сухое, влажное и сверхвлажное. Самым популярным является влажное горение, поскольку оно продвигает фронт горения, снижает расход воздуха, а также уменьшает концентрацию нефти, которая сжигается в пласте.

Таким образом, стоит сказать, что не смотря на дополнительные затраты, добыча высоковязкой нефти в некоторых регионах набирает свою популярность. В тоже время, очень много внимания уделяется методам, благодаря которым возможно повысить нефтеотдачу трудно-извлекаемых запасов.

19 марта 2014 г. под председательством И.Д. Грачёва состоялось заседание Комитета Государственной Думы по энергетике на тему: «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений». На заседании было уделено особое внимание вопросам ресурсной базы, современным методам увеличения нефтеотдачи и технологиям добычи, трудноизвлекаемым запасам нефти в России, законодательству, стимулирующему разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, и др. По итогам заседания были выработаны РЕКОМЕНДАЦИИ органам исполнительной и законодательной власти Российской Федерации.

Заслушав и обсудив выступления первого заместителя председателя КомитетаГосударственной Думы по энергетике В.М. Тарасюка и участников расширенного заседания, Комитет Государственной Думы по энергетике

отмечает следующее.

Ресурсная база. За последнее десятилетие в структуре российских запасов существенно возросла доля трудноизвлекаемых, в том числе тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. При этом добыча такого сырья растет значительно медленнее, чем его доля в общем объеме запасов. Этот дисбаланс, особенно характерный для старых добывающих регионов, ведет к сокращению ресурсной базы и ухудшению ее качества.

Мировые ресурсы тяжелых и битуминозных нефтей значительно превышают запасы легких нефтей и оцениваются в количестве 750 млрд тонн. Наиболее крупными запасами располагают Канада (386 млрд тонн, из которых 25 млрд тонн извлекаемые) и Венесуэла (335 млрд тонн, из них 70 млрд тонн извлекаемые), значительные запасы также имеют Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. На территории Российской Федерации основная часть ресурсов тяжелых нефтей и природных битумов приурочена к месторождениям Волго–Уральской, Тимано–Печорской и Западно–Сибирской нефтегазоносных провинций, их геологические ресурсы по разным оценкам составляют 30–75 млрд. тонн. Вопрос освоения ресурсов таких нефтей особенно актуален сейчас, в связи со снижением в последнее время объемов прироста запасов кондиционных нефтей.

Тяжелые нефти и природные битумы характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, смолистоасфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими значениями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью, что приводит к высокой себестоимости добычи, практически невозможной транспортировке по существующим нефтепроводам и нерентабельной, по классическим схемам, нефтепереработке.

Добыча тяжелых высоковязких нефтей при помощи технологий для обычных нефтей ведет к низкой нефтеотдаче и потере ценных попутных компонентов, что оборачивается недополученной прибылью и наносит вред экологии. Доведение исходного сырья до требуемого качества достигается разбавлением более легкой нефтью или переработкой до получения так называемой синтетической нефти. Иногда для транспортировки тяжелых высоковязких нефтей строятся специальные трубопроводы с подогревом, что также увеличивает издержки производства.

Большинство российских НПЗ не рассчитаны на переработку тяжелых высоковязких нефтей. Некоторые тяжёлые высоковязкие нефти могут быть переработаны на НПЗ в смеси с обычными нефтями по традиционным технологиям. Другие такие нефти могут перерабатываться только на специализированных предприятиях, выпускающих ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Решение вопроса рациональной переработки тяжёлых высоковязких нефтей затруднено тем, что данные по их свойствам и составу весьма неполны, разноречивы и не носят системного характера. Отсутствие информации затрудняет привлечение новых инвесторов к решению вопроса переработки новых для них видов сырья.

Экономически целесообразной и возможной добыча тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов представляется только благодаря развитию и применению эффективных технологий их переработки с получением товарных нефтепродуктов с высоким отличием рыночной цены от себестоимости. Что позволит окупить дорогостоящие технологии их добычи, многократно превышающие аналогичные затраты при добычи кондиционных нефтей.

Технологии добычи. На сегодняшний день известно достаточно много технологий извлечения тяжелых нефтей и природных битумов, которые на практике доказали свою эффективность: это циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimulation – CSS), парогравитационный метод дренирования (Steam–Assisted Gravity Drainage – SAGD), холодная добыча (Cold heavy–oil production with sand – CHOPS), извлечение растворителями в парообразном состоянии (Vapor Extraction – VAPEX), процесс с добавлением растворителя (Solvent Aided Process – SAP), комбинации внутрипластового горения и добычи нефти из горизонтальной скважины (Toe to Heel Air Injection – THAI), новая технология CAPRI (CAtalytic upgrading PRocess In–situ) на базе THAI, предполагающая использование катализаторов окисления.

Канадские природные битумы. В 2011 г. более 43% от мировой добычи нетрадиционной нефти составили канадские природные битумы, объем производства которых достиг 80 млн т. Основными районами добычи в Канаде являются месторождения Atabaska, Gold Lake, Peace River на территории провинции Альберта.

В настоящее время используются разнообразные методы разработки месторождений природных битумов, применимость которых обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико–химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями, наличием инфраструктуры и другими факторами. Наиболее популярными являются добыча карьерным способом и тепловые методы добычи.

При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом, в связи с чем возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 75 м. Карьерным способом могут быть добыты менее 40% запасов канадских природных битумов. После извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из нее синтетических углеводородов (на установках апгрейдерах).

Наиболее перспективным тепловым методом разработки месторождений канадских природных битумов считается технология SAGD, разработанная британской нефтегазовой компанией BP (Beyond petroleum, до мая 2001 г. компания носила название British Petroleum). Технология SAGD предусматривает бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Пар, получаемый при помощи природного газа, нагнетается в одну из скважин, которая проходит примерно в 5 м выше добывающей скважины. Пар нагревает и снижает вязкость битума, который вместе с конденсированным паром стекает в добывающую скважину. Поскольку нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки экономически выгодным.

Согласно прогнозу МЭА, Канада в перспективе будет одним из драйверов роста добычи нетрадиционной нефти. В период 2011–2035 гг. добыча канадских битуминозных песков вырастет в 2,7 раза, что позволит компенсировать падающую добычу традиционной нефти в стране. При условии решения экологических проблем и обеспечения необходимой трубопроводной инфраструктурой предполагается, что канадская нефть будет экспортироваться на рынок США и азиатские рынки.

Сверхтяжелая нефть Венесуэлы. Проекты добычи венесуэльской сверхтяжелой нефти, реализуемые в районе Пояса Ориноко, обеспечивают в настоящее время порядка 30 млн тонн нефти, что составляет около 16 процентов мировой добычи нетрадиционной нефти. При добыче венесуэльской нефти используются вертикальные и многозабойные горизонтальные скважины, а также термические методы (например SAGD и CSS). Нефть с проектов поставляется трубопроводом на побережье Мексиканского залива, где на заводах–апргрейдерах она перерабатывается в синтетическую нефть, которая отгружается, в основном, на экспорт.

Приоритетом властей Венесуэлы и государственной нефтегазовой компании PDVSA является реализация ряда масштабных проектов по добыче сверхтяжелой нефти в районах Junin и Carabobo (Пояс Ориноко). Проведенная в 2010 г. переоценка ресурсной базы Пояса Ориноко, увеличила запасы Венесуэлы более чем на 40 процентов (по сравнению с 2009 г.). Из–за неразвитости транспортной, энергетической и телекоммуникационной инфраструктур, по–видимому, будет отложен запуск новых проектов.

С учетом изложенного, Венесуэлу по праву можно считать крупнейшим мировым драйвером роста добычи нетрадиционных углеводородов в долгосрочной перспективе. По оценкам МЭА, в период 2011–2035 гг. добыча сверхтяжелой нефти в Венесуэле увеличится в 3,5 раза.

Кроме Венесуэлы и Канады, сверхтяжелые нефти и природные битумы добываются или планируются к добыче в ближайшей перспективе в США, Китае, России, Казахстане, Индонезии, Бразилии, Конго, Мадагаскаре, Эквадоре и др. Однако кроме Канады и Венесуэлы заметный рост добычи в перспективе, по оценкам МЭА, могут показать только Китай и Россия. В России в добыче тяжелых высоковязких нефтей доминируют тепловые технологии, аналогичные SAGD (на Ярегском и Ашальчинском месторождениях в Республике Коми) и закачка теплоносителя (в т.ч. пара) в пласт. Следует подчеркнуть, что аналогичные технологии в России появились ранее западных, то есть указанные технологии являются аналогами российских технологий.

Трудноизвлекаемая нефть в России. По данным World Energy Council, геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России составляют 55 млрд. тонн. Извлекаемые запасы высоковязкой нефти (более 30 мПас) на начало 2013 года в целом по Российской Федерации составляют по категории АВС1 –1980,291 млн.тонн или 10,99%, в том числе на месторождениях:

В Северо–Западном федеральном округе – 436,037 млн.тонн (2,42%);

В Южном– 7,708 млн.тонн (0,04%);

В Северо–Кавказском – 1,948 млн.тонн (0,01%);

В Приволжском – 844,297 млн.тонн (4,68%);

В Уральском – 651,590 млн.тонн (3,62%);

В Сибирском – 3,544 млн.тонн (0,02%);

В Дальневосточном – 7,487 млн.т (0,04%);

На шельфе Российской Федерации – 27,680 млн.тонн (0,15%).

Следует отметить, что в 2012 году разведанные извлекаемые запасы высоковязкой нефти в целом по Российской Федерации увеличились на 58,053 млн.тонн или 3,02 процента. К категории сверхвязких нефтей в России принято относить нефть вязкостью в пластовых условиях более 200 мПа*с. Для целей налогообложения нефть с вязкостью выше 200 мПас относится к категории сверхвязкой, которая представляет собой нечто среднее между тяжелыми высоковязкими нефтями и природными битумами.

Месторождение сверхвязкой нефти и природных битумов в России сосредоточены, главным образом, в Волго–Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край), Восточно–Сибирской (Тунгусский бассейн) и Тимано–Печорской нефтегазоносных провинциях.

Природные битумы России. В настоящее время в России ряд нефтегазовых компаний реализуют пилотные проекты по добыче природных битумов. Наиболее активно осуществляется разработка месторождений сверхвязких нефтей и битумов в Республике Татарстан, для которой действует в соответствии пп.9 п.1.ст.342 Налогового кодекса Российской Федерации нулевая ставка НДПИ и льготная экспортная пошлина на сверхвязкую нефть. Всего c начала разработки на месторождениях ОАО «Татнефть» добыто более 300 тыс. тонн сверхвязкой нефти.

Испытания технологий по добыче сверхвязкой нефти были начаты Татнефтью на Мордово–Кармальском месторождении еще в 1978 г. методами внутрипластового горения, парогазового воздействия, высокочастотного прогрева с использованием вертикальных скважин. С 2006 г. начат пилотный проект на Ашальчинском месторождении по испытанию модифицированной технологии SAGD, причем в 2011 г. на месторождении было добыто 41,5 тыс. тонн нефти. Татнефть также будет строить завод по промысловой переработке сверхвязкой нефти мощностью 300 тыс. т/год.

С целью стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти были установлены пониженные ставки НДПИ в зависимости от категории сложности и пониженные ставки экспортной пошлины для сверхвязкой нефти. Вступивший в силу Федеральный закон от 23.07.2013 №213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 31 закона Российской Федерации «О таможенном тарифе» законодательно закрепил стимулирование вовлечения в разработку новых запасов трудноизвлекаемой нефти.

Однако ограничения по выработанности запасов (степень выработанности запасов залежи углеводородного сырья не превышала более 3%) в целях применения дифференцированной ставки НДПИ в отношении трудноизвлекаемой нефти исключили возможность применения льгот для проектов, уже находящихся в разработке.

Особенностью реализации инвестиционных проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти является требование непрерывного использования дорогостоящих технологий и современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, которые оценивается в 3-4 раза дороже добычи нефти из традиционных залежей. Без постоянного увеличения количества и поиска новых методов разработка данных объектов практически невозможна. В итоге, при действующей системе налогообложения, экономические результаты деятельности от дальнейшей разработки настоящих трудноизвлекаемых залежей не достигают положительных значений.

В настоящее время в Государственную Думу поступил законопроект №414175-6 «О внесении изменений в статью 342-2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации», согласно которому нулевая ставка НДПИ распространяется на месторождения трудноизвлекаемых запасов нефти со степенью выработанности до 10 процентов. Реализация данной налоговой льготы будет способствовать сохранению и увеличению объемов добычи нефти, извлекаемой из залежей трудноизвлекаемых запасов, за счет экономически оправданного использования инновационных технологий при реализации инвестиционных проектов по уже разрабатываемым сложнопостроенным запасам недр.

Ожидаемый бюджетный и мультипликативный эффект от принятия закона о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых за весь период разработки трудноизвлекаемой нефти в перспективе до 2032 года составит порядка 2 трлн. руб. при дополнительной добыче порядка 326 млн. тонн нефти.

Высоковязкая нефть в России. Лукойл разрабатывает ресурсы высоковязкой нефти Ярегского и Усинского месторождений (Республика Коми) с использованием термических методов повышения нефтеотдачи (технологии SAGD, CSS). Суммарная добыча нефти на месторождениях составляет более 3 млн т/год. Компания ОАО «РИТЕК» проводит испытания технологии забойного парогазового воздействия, созданной для целей разработки запасов высоковязкой нефти, на своих месторождениях.

О попутных цветных металлах. В России тяжелые нефти относят к альтернативным источникам углеводородного сырья, поскольку они отличаются от обычных нефтей не только повышенной плотностью, но и компонентным составом. Кроме углеводородов тяжелые нефти содержат нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, а также редкие цветные металлы в кондиционных концентрациях. В настоящее время отсутствуют эффективные технологии извлечения титана и его соединений, которые содержатся, например, в ярегской нефти. Примечательно, что в России нет ни одного предприятия по выпуску диоксида титана, а значительные потребности в титановых концентратах и пигментах, вырабатываемых на их основе, при наличии отечественных запасов сырья покрываются за счет импорта.

Извлечением из тяжелых высоковязких нефтей попутных компонентов пренебрегают и в других регионах – в частности, в Волго–Уральской нефтегазовой провинции. Тяжелые нефти здешних месторождений наиболее богаты металлами и суммарно содержат более 100 тыс. тонн извлекаемых запасов окиси ванадия и 4,6 тыс. тонн никеля. Рекордные показатели пятиокиси ванадия содержатся в месторождениях Ульяновской области: Зимницком – 659–1954 г/т, Кондаковском – 1922 г/т, Филипповском и Северо–Филипповском – 1130–1219 г/т.

Ванадий и никель, извлекаемые из тяжелой высоковязкой нефти, качественно превосходят аналоги, получаемые из руды. Поэтому развитые страны предпочитают использовать именно «нефтяной» металл в инновационных технологиях, где требуется более высокая чистота, чем в литейном производстве. Например, Канада и Япония полностью получают ванадий из тяжелых высоковязких нефтей, в США более 80% ванадия извлекается из нефти. С 2003 года спрос на ванадий начал расти опережающими темпами, и эта тенденция, видимо, сохранится.

В тяжелых высоковязких нефтях содержатся и такие уникальные компоненты, как нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, которые можно извлечь при переработке по специальной схеме. Стоимость этих компонентов в объеме товарной продукции, получаемой в результате переработки, может превосходить стоимость нефтепродуктов. Таким образом, для повышения экономической эффективности освоения тяжелых высоковязких нефтей необходимы современные технологии, позволяющие расширить ассортимент товарной продукции, получаемой при добыче и переработке этого сырья.

Создание новых эффективных технологий подготовки и переработки тяжелого нетрадиционного углеводородного сырья является актуальной задачей, решение которой позволит значительно улучшить воспроизводство сырьевой базы России за счет экономически рентабельного вовлечения в разработку месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

О коэффициенте извлечения нефти. За последние 30 лет в России средний проектный коэффициент извлечения нефти (далее – КИН) снизился с 40–41 до 33–34%, что связано с ухудшением структуры запасов, т.е. увеличением числа месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, включая объекты с аномальными нефтями. Для разработки большинства подобных месторождений в мировой практике широко применяются современные технологии, которые можно использовать в самых сложных геологических условиях. К ним относятся тепловые, газовые, химические, микробиологические методы, их различные модификации и комбинации.

В России практически все месторождения, независимо от особенностей их геологической характеристики, разрабатываются с применением традиционных технологий: с заводнением или на естественном режиме. В то же время очевидно, что применение заводнения неэффективно на целом ряде месторождений с карбонатными, трещиновато–пористыми коллекторами, аномальными нефтями. На многих из них КИН составляет менее 15–20%.

Характерен пример разработки двух соседних пермо–карбоновых залежей Возейского и Усинского месторождений, представленных трещиноватым карбонатным коллектором. Ожидаемый конечный КИН пермо–карбоновой залежи Возейского месторождения, содержащей легкую нефть и разрабатываемой с заводнением, не превысит 15%. В то же время КИН пермо–карбоновой залежи Усинского месторождения, имеющей более сложное и неоднородное строение коллектора и содержащей нефть вязкостью 700 мПа*с, при тепловом воздействии составит не менее 30%. Это объясняется тем, что при закачке в трещиноватый пласт холодной воды низкопроницаемые интервалы, включающие основные запасы нефти, оказываются блокированными водой, заполнившей высокопроницаемые каналы, и их практически невозможно вовлечь в разработку. Для таких объектов необходимы технологии, позволяющие эффективно воздействовать на низкопроницаемые коллекторы. К ним относятся тепловые методы. При закачке в пласт теплоносителя, который также прорывается по высокопроницаемым зонам, менее проницаемые участки коллектора прогреваются за счет теплопроводности и вовлекаются в разработку. В связи с этим в качестве перспективных объектов для применения тепловых методов могут рассматриваться также залежи легкой нефти, приуроченные к карбонатным и трещиновато–пористым коллекторам, особенно с гидрофобной характеристикой.

Показателен опыт других стран, например США, где средний проектный КИН при значительно худшей структуре запасов составляет 41 процент благодаря широкому применению новых технологий. Из 360 проектов по современным методам увеличения нефтеотдачи (МУН), реализуемых в мире в 2008 году, 166 проектов (46%) приходится на тепловые методы, в основном паротепловые, причем 70 проектов (42%) применяется в США. Результаты анализа показывают, что тепловые методы эффективно используются в широком диапазоне вязкостей нефти (20–50000 мПа*с) в крайне неоднородных трещиноватых коллекторах. В последнее время в разных странах мира за счет тепловых методов ежегодно добывается около 80 млн. т нефти, что составляет 65%всей мировой добычи с применением МУН.

Актуальность проблемы освоения высоковязких нефтей для Республики Коми обусловлена тем, что их запасы составляют около 50% всех разведанных запасов нефти. Только на Ярегском и Усинском месторождениях, находящихся в разработке, остаточные геологические запасы аномально вязкой нефти составляют около 1 млрд. тонн. В настоящее время Республика Коми – единственный район в стране, где в широком промышленном масштабе десятки лет добывается аномально вязкая нефть с применением современных тепловых методов. На 01.01.13 г. здесь добыто 88 млн. тонн нефти, в том числе около 34 млн. тонн за счет закачки в пласты пара. Из 2,5 млн. тонн ежегодной добычи высоковязкой нефти около 1 млн. т обеспечивают тепловые методы.

В процессе эксплуатации указанных месторождений накоплен большой промысловый опыт освоения новых технологий и технических средств для добычи высоковязких нефтей в различных геолого–промысловых условиях: разработан уникальный термошахтный метод, позволивший повысить КИН от 5 до 55–60%; впервые в стране освоены технология и технические средства для закачки пара с температурой более 300оС на глубину до 1400 м на Усинском месторождении. Однако, несмотря на эти достижения, приходится констатировать, что потенциал огромных ресурсов высоковязкой нефти используется недостаточно: объемы закачки пара и добычи нефти последние десять лет практически не увеличиваются, а темпы отбора нефти составляют всего 0,6% начальных извлекаемых запасов.

Причины снижения нефтеотдачи. Сложилась ситуация когда нефтяные компании (обеспеченные запасами) на практике не заинтересованы в применении современных методов увеличения нефтеотдачи (далее – МУН), а вместо этого используют методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, в том числе и в том случае если они ведут к снижению проектной нефтеотдачи. Исследователи справедливо отмечают, что в период высоких цен на нефть большинство добывающих компаний в России, стремясь получить сверхприбыль, вели интенсивный отбор углеводородов из высокодебитного фонда скважин, что привело к переводу значительной части извлекаемых запасов в трудноизвлекаемые и, следовательно, к огромным потерям углеводородов. Дополнительная добыча за счет применения современных МУН в России стабильно снижается и её объем в общей добыче нефти практически не заметен.

Очевидно, что добыча на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами с применением современных МУН требует дополнительных затрат и наоборот, отказ от них и разработка доступных месторождений – снижает себестоимость сырья, что устраивает компании, акционеров и инвесторов, т.к. обеспечивает прибыль. При этом, образуются т.н. нерентабельные скважины, понятие широко используемое в литературе и деловом обороте, но отсутствующее в российском законодательстве.

Следует признать декларативность требований статьи 23 Федерального закона «О недрах» о наиболее полном извлечении запасов из недр, поскольку отсутствует проработанный правовой механизм их реализации. Поэтому отечественные недропользователи оставляют нерентабельные скважины без разработки (что позволяет действующее законодательство), что снижает нефтеотдачу, увеличивает долю трудноизвлекаемых запасов. Увеличение нефтеотдачи и на этой основе увеличение извлекаемых запасов – это задача государства. В условиях разногласия интересов государства и недропользователей по данной проблеме эффективность нефтедобычи определяется разработкой новых современных МУН, внедрение которых обеспечит воспроизводство сырьевой базы, стабильное развитие отрасли, а отсюда – валютную и энергетическую безопасность России.

Разработка и внедрение эффективных МУН является стратегической задачей для всех нефтедобывающих стран. Решается она двумя путями: финансированием государственных программ промысловых испытаний и освоения современных МУН (США, Канада, Норвегия, Индонезия, Китай (программа «Повторное освоение старых месторождений»); правовым регулированием, направленным на стимулирование недропользователей к участию в реализации государственных программ.

За рубежом предпринимаемые в этих направлениях усилия приносят результаты. Новейшие исследования показывают, что за последние 15 лет на основе промышленного освоения современных МУН, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза – на 65 млрд. тонн, а проектная нефтеотдача приблизилась к 50 процентов (в США), что в 1,6 раза больше чем в России. Эти показатели достигнуты на фоне заметного ухудшения структуры запасов и увеличения доли трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов нефти.

В российской практике оба пути пока не работают. Государство не имеет четкой, научно обоснованной и концептуально выверенной политики управления рациональным использованием недр, способной за счет применения МУН препятствовать ухудшению структуры запасов. Без государственного регулирования этот процесс не инициируется.

Основные причины медленного освоения тяжелых высоковязких нефтей в России:

● отсутствие государственной программы изучения и освоения ресурсной базы трудноизвлекаемых запасов;

● отсутствие единого подхода к классификации трудноизвлекаемых запасов (в том числе тяжелые высоковязкие нефти) и, как следствие, весьма расплывчатые представления о величине их запасов и прогнозных ресурсов;

● практически полное прекращение фундаментальных исследований, направленных на разработку научной основы создания эффективных технологий добычи, средств и систем измерения количества добытых трудноизвлекаемых ресурсов, транспортировки и переработки тяжелых высоковязких нефтей;

● нехватка эффективных промышленных технологий и технических средств разработки тяжелых высоковязких нефтей, недостаточный объем опытно–проектных работ по испытанию новых технологий добычи;

● несовершенство налоговой политики, высокие затраты на добычу льготируемой нефти.

Деятельность Правительства Российской Федерации по стимулированию нефтедобывающих предприятий. Правительством Российской Федерации предлагается разработать комплексный подход к применению налоговых и таможенных льгот.

В настоящий момент началась работа по применению методики определения обоснованности применения особых формул расчета вывозной таможенной пошлины на нефть. Одновременно ведется работа по переходу на налогообложение добычи природных ресурсов на основе результатов финансово–хозяйственной деятельности организации (налог на финансовый результат). Это форма изъятия ренты применяется в налоговых системах ряда развитых нефтедобывающих стран, в частности в Норвегии и Великобритании и является наиболее эффективной с экономической точки зрения.

Переход на налог на финансовый результат российского нефтяного сектора мог бы помочь вовлечь значительную часть неэффективных и проблемных запасов нефти в разработку, что позволило бы в перспективе увеличить объемы добычи в Российской Федерации и, как следствие, налогооблагаемую базу.

Предлагается пересмотреть систему добычи углеводородов России, которая раньше с успехом использовалась, но сегодня уже не отвечает насущным задачам отрасли. По мнению Министра Минприроды России С.Е. Донского, теория, методология и технологии добычи были рассчитаны на скорейшее и относительно низкозатратное освоение нефтегазового потенциала. Происходящее сейчас смещение приоритетов в сторону наращивания и освоения трудноизвлекаемых запасов потребует новых подходов к проведению геологоразведки, классификации и оценке ресурсов.

Первый «пилотный» полигон для отработки нормативно–правовых и организационных решений планируется создать в Томской области, где сосредоточены крупные месторождения трудноизвлекаемых углеводородов.

В тоже время специалистами ОАО «Росгеология» обобщены предложения недропользователей и научных институтов Роснедр о создании федеральных полигонов для отработки технологий по добыче нетрадиционных ресурсов. Росгеология предложила создать восемь полигонов, специализированных на разные типы нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов с различными видами пластов коллекторов в Томской и Тюменской областях (нефть Баженовской свиты), республиках Башкортостан и Татарстан (нефть доманиковых отложений), Калининградской области (газ силурийских сланцев), Иркутской области (нефть и газ венд–кембрийских низкопроницаемых карбонатных коллекторов), на сахалинском шельфе (газогидраты) и в Арктике (юрско–меловые терригенные отложения).

Программа создания федеральных полигонов для отработки технологий по добыче трудноизвлекаемых запасов должна включать в себя создание государственных эталонных полигонов и мобильных эталонных установок для исследования и испытаний средств и методов измерения количества добываемых трудноизвлекаемых запасов, использование которых позволит повысить достоверность формирования государственного баланса полезных ископаемых в соответствии с требованиями Федерального Закона Российской Федерации от 23 июля 2013 года №213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».

Данные объекты предполагается объединить в единую систему федеральных полигонов, на которых будут отрабатываться задачи создания рентабельных технологий освоения таких ресурсов. Комплексный подход позволит разработать технологические решения для наиболее доступных видов нетрадиционных и трудно извлекаемых ресурсов. Должны быть приняты законодательные, нормативные, стимулирующие меры, которые позволили бы заинтересовать участников в решениях задачи рентабельного освоения таких ресурсов.

В рамках проекта предполагается сотрудничество с государственными органами, региональными властями, недропользователями, которые работающими в регионах размещения полигонов недропользователями компаний «Газпром нефть», «Татнефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз», «Иркутская нефтяная компания», «Томскнефть», «ГАЗПРОМ», «ЛУКОЙЛ». Такая кооперация, учитывая заинтересованность недропользователя в результате, позволит находить оптимальные технологические решения.

В целях ускорения освоения месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов, прежде всего, в европейской части страны , Комитет поддерживает действия Правительства Российской Федерации, направленные на:

● интенсификацию разведочных работ;

● внедрение эффективных технологий добычи;

● создание новых мощностей по переработке тяжелых высоковязких нефтей, позволяющих получать высокотехнологичные товары;

● предотвращение потерь ценных попутных компонентов, содержащихся в тяжелых высоковязких нефтях;

● решение экологических проблем, связанных с добычей и переработкой тяжелых высоковязких нефтей;

● государственное стимулирование освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе внедрения новых технологий нефтеотдачи.

Правительству Российской Федерации:

●рассмотреть возможность введения в законодательство Российской Федерации дефиниции «экономически трудноизвлекаемые запасы», определив ее как запасы, разработка которых не может быть проведена с рентабельностью выше ставки рефинансирования ЦБ;

● законодательно закрепить определения вязкой, высоковязкой, сверхвязкой нефти на основании предложений Минприроды России, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и Государственной Комиссии по запасам (далее -ГКЗ);

● рассмотреть целесообразность создания при правительственной комиссии по вопросам ТЭКа и воспроизводства минерально-сырьевой базы рабочую группу по вопросам модернизации российского нефтегазового сектора;

● рассмотреть возможность создания общероссийского нефтяного института, включив в его состав Центральную Комиссию по разработке месторождений (ЦКР), ГКЗ и отраслевые научные институты;

● разработать проект федерального закона о малом бизнесе в нефтегазовом секторе;

● разработать комплекс мер по стимулированию применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, включая законодательное закрепление предоставления налоговых льгот для предприятий и недропользователей, осуществляющих разработку «экономически трудноизвлекаемых запасов»

с применением инновационных технологий;

● разработать комплекс мер по стимулированию с помощью системы налогообложения замены экспорта сырой нефти экспортом продукции нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью;

● рассмотреть возможность установления пониженных ставок налога на добычу полезных ископаемых в отношении нефти, добываемой на участках недр, содержащих запасы тяжелых высоковязких нефтей, с дифференциацией льготирования ставок в линейной зависимости от значения вязкости нефти, при вязкости нефти, равной 200 мПас, на уровне 100 процентов и при вязкости нефти, равной 30 мПас на уровне 0 процентов от законодательно установленной ставки налога на добычу;

● создать механизм преференций на импортное оборудование, необходимое при освоении трудноизвлекаемых нефтей;

● при создании в Российской Федерации федеральных полигонов для отработки технологий по добыче нетрадиционных ресурсов предусмотреть образование, например, на базе ОАО «Татнефть» Государственного эталонного Полигона для испытаний систем и средств измерения расхода и количества высоковязких нефтей, природного битума и попутного нефтяного газа;

● с целью сокращения затрат на транспортировку производить переработку высоковязкой нефти на предприятиях максимально приближенных к регионам ее добычи;

● в целях развития инновационных подходов к освоению месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей и природных битумов, а также обеспечения квалифицированными кадрами всех уровней создать «Научно-образовательный кластер в сфере повышения эффективности разведки и разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов».

Целесообразно развернуть данный кластер в регионе, где имеется промыслово-производственная и научно-образовательная база. Предлагается создание в Республике Татарстан пилотного варианта кластера в составе ОАО «ТАТНЕФТЬ», ТатНИПИнефть, Казанского Федерального Университета, Альметьевского государственного нефтяного института и Лениногорского нефтяного техникума. В перспективе к данному кластеру может быть подключена и область переработки тяжелого углеводородного сырья с привлечением ОАО «Нижнекамскнефтехим» и Казанского научно-исследовательского технологического университета КНИТУ (КХТИ);

● рассмотреть возможность разработки проекта федерального закона

«О высоковязкой нефти и природном битуме» с привлечением государственного финансирования за счет средств федерального бюджета для проведения научных исследований и организации начала производственных работ;

● рассмотреть возможность создания информационного банка данных о составе и свойствах тяжёлых высоковязких нефтей.

Правительству Российской Федерации, Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации, руководителям и собственникам отраслевых компаний:

● принять меры по организации работ, направленных на приоритетное системное совершенствование механизмов и технологий управления в добывающих отраслях ТЭК;

● разработать меры, стимулирующие вовлечение в разработку запасов углеводородов, относимых к категории трудноизвлекаемых, в том числе разработать законодательные изменения, направленные на стимулирование недропользователей по расширенному применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

● привлечь внимание научной общественности к необходимости проведения фундаментальных исследований для решения проблем добычи высоковязких нефтей и природных битумов, их разработки и переработки;

● в целях защиты авторских прав россиян подготовить предложения по уточнению названий первоначально разработанных российскими учеными и исследователями технологий и методов в области разведки, добычи и освоении участков недр, содержащих запасы углеводородов, включая трудноизвлекаемых нефтей.

Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации:

● ускорить рассмотрение проекта федерального закона №143912-6 «О государственном стратегическом планировании»;

● ускорить рассмотрение проекта федерального закона №414175-6 «О внесении изменений в статью 342-2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации», разработанного с целью усиления мер налогового стимулирования реализации инвестиционных проектов по находящимся в разработке участкам недр, содержащих запасы трудноизвлекаемой нефти;

● считать проекты федеральных законов, направленные на законодательное принятие мер по стимулированию недропользователей к применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышению коэффициента нефтеизвлечения при разработки запасов высоковязких нефтей и природных битумов, приоритетными и подлежащими первоочередному рассмотрению Государственной Думой.

Председатель
Комитета Государственной Думы по энергетике
И.Д. Грачёв

Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно - действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку.

Отправные точки

В связи с растущим потреблением и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности - для производства клеев и пластиков различного назначения.

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства - перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9–10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Основные мировые запасы углеводородов, как уже отмечалось, сосредоточены именно в тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Заметим, что одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60%, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.

Основные проблемы нефте- и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей - разрабатываются в последнюю очередь.

Серьезной проблемой является также то, что для перекачки как легкой, так и тяжелой нефти используется одна система трубопроводов, что приводит к ухудшению качества всей перекачиваемой нефти.

В связи с изложенным разработка новых технологий добычи тяжелых и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. По мнению экспертов, оптимальный способ использования таких нефтей - переработка в легкую синтетическую нефть или в нефтепродукты вблизи места добычи, что снижает затраты на транспортировку.

Тяжелая ноша

Операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Так, технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Только в последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Многие из российских НПЗ имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти. В этом случае из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут используют как котельное топливо. На ряде заводов реализован первый этап углубления переработки нефти - выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Некоторая часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Основная масса гудрона используется для производства электроэнергии и пара. В подобной схеме глубина переработки нефти при этом составляет обычно не более 70-75%, в то время как за рубежом, где широко развиты чрезвычайно дорогостоящие процессы переработки мазутов и гудронов, она достигает 90%.

Эксперты отмечают, что переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

Признанным лидером российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В 2006 году на ОАО «Таиф-НК» реализован первый этап углубления переработки нефти - построена по новейшей отечественной технологии и успешно эксплуатируется установка каталитического крекинга. Планируется строительство комплекса по переработке гудрона, однако известные сегодня зарубежные процессы - низкоэффективные и дорогостоящие, особенно если учесть, что речь идет о гудроне весьма тяжелых нефтей Татарстана. В планах некоторых отечественных компаний («Лукойл», «Газпром») предусматривается модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Они сталкиваются с теми же проблемами, что и ОАО «Таиф-НК».

Технологические перспективы

Эксперты сходятся во мнении, что не за горами ускоренное развитие технологий переработки тяжелой нефти и остатков, полученных из них. Однако, вероятнее всего, большая часть технологий, которые будут использованы для этих целей российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом.

Впрочем, это связано не с отсутствием конкурентноспособных отечественных разработок, а с разрушением отечественной системы крупнопилотных и демонстрационных испытаний. По данным, полученным на специализированных конференциях, несколько новых технологий готовы к пилотным испытаниям. Примечательно, что именно на российских разработках базируется более 90% процессов, функционирующих на предприятиях России, и все эти разработки в период их внедрения были опережающими. Столь высокий уровень внедрения местных технологий отчасти связан с особенностями функционирования советской промышленности, однако в большей степени - демонстрирует возможности российской научной школы в этом технологическом секторе. К слову, США имеют на заводах данного профиля существенно большее число процессов, закупленных за рубежом.

На сегодняшний день готовы к масштабному внедрению несколько оригинальных процессов переработки остатков тяжелых нефтей, созданных в системе РАН. В частности, в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева совместно с другими академическими и отраслевыми институтами создана технология безостаточной и комплексной переработки тяжелых нефтей. Технология не имеет аналогов и базируется на применении ультрадисперсных катализаторов (нанокатализаторов) и прошла длительные испытания на крупнопилотной установке мощностью по тяжелой нефти 2 барреля в сутки. К процессу проявили интерес в Татарстане, регионе - инновационном лидере.

География изучена

Российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6-7 млрд т, 71,4% от общего объема залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти найдены в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.

Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). В то же время практически не изучены запасы нефти в Кировской, Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.

Серьезные запасы тяжелых нефтей и битумов расположены в Татарстане, они составляют, по разным оценкам, от 1,5 до 7 млрд т. В последние годы здесь активно разрабатывается Ашальчинское месторождение: с начала 2007 года производят опытно-технологические работы по добыче тяжелой нефти.

Арктический регион России богат нефтегазовыми месторождениями: на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Их общие извлекаемые запасы составляют 1,7 млрд т. Сегодня разрабатываются только месторождения севера Тимано-Печорской провинции, где общий объем добычи не превышает 0,6 млн т в год. Непосредственно на шельфе, в Печорском море, на пяти открытых месторождениях сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. Особенностью освоения арктических месторождений является их оторванность от системы транспортных нефтепроводов и отсутствие развитой сети железных дорог. Единственным доступным из региона является морской транспорт.

Уже сейчас переработка тяжелой нефти дает возможность ее широкого использования. В Западной Сибири существует проект строительства завода по производству клеев и смол для нужд лесоперерабатывающего комплекса из нефтехимического сырья. В Нижневартовске запущен проект строительства НПЗ по выпуску высококачественного дорожного битума из тяжелых нефтей.

На полной мощности завод будет производить около 150 тыс. т битума в год. При этом потребность в дорожном битуме одного только Уральского региона, по мнению экспертов, может составить к 2010 году 377 тыс. т. Помимо выпуска основной продукции, завод займется изготовлением строительного и хрупкого битума, арктического дизельного топлива, маловязкого судового топлива, вакуумного газойля и компонента бензина.

Татарстан...

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. По качеству - нефть разрабатываемых месторождений преимущественно сернистая, высокосернистая (80%) и высоковязкая (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности - средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного снижения, на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне 28-30 млн. тонн в год до 2020 года.

В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» (имеются лицензии) числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых - 118 млн т, извлекаемых - 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин - 1600 единиц, вертикальных скважин - 3540, оценочных скважин - 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн т и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти - осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие.

Главная задача республики в сложившейся непростой ситуации - привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи.

Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки.

Сегодня к битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира - Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Repsol.

... и другие

В Республике Коми компания «Лукойл» ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом в далеком 1932 году. Извлекаемые ресурсы нефти на данном месторождении составляют 31 млн т, добывается немногим более 5 тыс. т в год нефти с высоким содержанием серы. Месторождение подпадает под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти большее значение. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн т в год, а к 2015 году составят около 6 млн т. К этому же времени будут соответственно увеличены мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть поступит для первичной обработки.

В ХМАО развивается добыча и производство высоковязких нефтей. На территории округа находится Вань-Еганское месторождение тяжелой нефти с уникальными свойствами. Поэтому в Югре рассматривают возможность строительства битумного завода производительностью более 100 тыс. т в год. Продукция будет поставляться как дорожным строителям ХМАО, так и в другие российские регионы. По предварительным оценкам, общая стоимость нового завода, который планируется возвести в районе Нижневартовска, порядка 150 млн долларов.

Арктический шельф и его побережье рассматриваются «Энергетической стратегией России» как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти в регионе 1,7 млрд т - это запасы тяжелой нефти, они составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлено тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандейморе («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) - 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») - 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») - 82%. Администрация Северо-Западного федерального округа поддержала предложение Мурманской области о создании на Кольском полуострове производства по переработке тяжелых шельфовых нефтей, перевозимых через Мурманский транспортный узел. Создание НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти позволит решить две важные задачи:

• обеспечить регион доступными энергоресурсами,
• повысить рентабельность освоения шельфовых месторождений за счет экспорта легких продуктов перегонки с большей добавленной стоимостью.

Дело государственной важности

Сегодня государство осознало важность поиска новых технологий и оборудования для добычи тяжелой, высоковязкой нефти - ценного сырья для получения множества полезных нефтехимических продуктов. Значительные ресурсы в области нефтедобычи направляются на разработку и развитие новых способов добычи нефти, которые позволят повысить технико-экономические показатели разработки месторождений тяжелых нефтей. Для этого, согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в нефтегазовый комплекс требуется вложить 400-440 млрд долларов, т. е. годовые инвестиции должны составить около 23-25 млрд долларов. Однако нефтяные компании вкладывают в нефтяную промышленность не более 5,3-5,7 млрд долларов в год, что почти в 4 раза ниже требуемого объема, и это осложняет разработку и внедрение новых технологий.

Введенные правительством РФ льготы по НДПИ для выработки сверхвязких нефтей должны стать серьезным стимулом для активизации разработки месторождений природных битумов, тем более - в условиях дефицита финансовых средств. Такими льготами ранее воспользовалась компания «Татнефть». Сегодня в пределах лицензионных территорий ОАО «Татнефть» находятся двенадцать разведанных месторождений тяжелых нефтей, которые включены в Государственный баланс запасов России. Два из них - Мордово-Кармальское и Ашальчинское - находятся в режиме опытно-промышленной разработки. Ее результаты показали, что «Татнефть» может добывать такую нефть в промышленных масштабах.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года». С целью повышения инвестиционной привлекательности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений Арктического шельфа рассматриваются различные возможности стимулирования вложений в шельфовые проекты: снижение стандартных ставок налогов и платежей, налоговые каникулы. Кроме того, могут быть использованы инвестиционные вычеты, освобождение от налогообложения при проведении геолого-разведочных работ и снижение пошлин на уникальное импортное оборудование.

Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяжелые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний. Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок. Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов - можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», - кроме добывающих компаний льготы должны получить НПЗ, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.

Онлайн калькуляторы