Эффективные технологии увеличения сырьевой бызы в химии и нефтехимии на примере Республики Татарстан Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 338.45:622.3 А. Ф. Яртиев

ЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ СЫРЬЕВОЙ БЫЗЫ

В ХИМИИ И НЕФТЕХИМИИ НА ПРИМЕРЕ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Ключевые слова: природные битумы, сверхвязкие нефти, экономическая эффективность, окупаемость, чистый дисконтированный доход.

Для развития в условиях России разработки месторождений сверхвязкой нефти и природных битумов необходимо обязательное государственное финансирование фундаментальной науки и начала опытнопромышленных работ.

Key words: natural bitumen, heavy oil, economic efficiency, payback, net present value.

Expansion of heavy oil and natural bitumen production in Russia requires compulsory state financing of fundamental

science and commencement of pilot operations.

Битумы природные (ПБ) - полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой, залегающие в недрах в твёрдом, вязком и вязко-пластичном состояниях. Они представляются ценным многоцелевым сырьём [1]. В России основные перспективы поиска природных битумов, связаны с породами пермских отложений центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, т.е. как раз на той территории, где запасы обычной нефти выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России.

Несмотря на значительные разведанные запасы тяжелых и высоковязких нефтей, Россия в настоящее время является страной с «замороженными» возможностями в решении проблемы их освоения. Если высоковязкие нефти рассматривать как источник востребованных в мире топливно-энергетических ресурсов, за счёт ввода их в разработку Россия ежегодно могла бы дополнительно добывать 25-30 млн. т [2].

Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемых значений коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия. Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGDI), 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 (рис. 1).

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счёт 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 сква-

жинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину.

В 2001г. по заданию Кабинета Министров РТ была разработана «Программа освоения ресурсов природных битумов Республики Татарстан». Программа направлена на ускорение ввода в промышленное освоение богатейших ресурсов ПБ путём создания опытно-промышленных участков с замкнутым циклом, обеспечивающим весь комплекс работ по промышленному использованию этого ценнейшего химического сырья, включая его переработку и получение товарной продукции [3].

Рис. 1 - Схема процесса парогравитационного дренирования

Решение технологических задач предполагалось посредством опытно-промышленных работ (ОПР) и внедрением инновационных технологий. Предложены схемы разработки горизонтальными скважинами (ГС): с использованием двух параллельных стволов, расположенных параллельно друг к другу по напластованию; со сквозным стволом, при этом один ствол может быть использован в качестве нагнетательной, а другой - добывающей

скважин; пробуренных с одной площадки в радиальных направлениях.

В республике выявлено более 450 месторождений и залежей сверхвязкой нефти, из которых на баланс государственной комиссии по запасам поставлено 27 залежей с запасами 137 млн. тонн балансовых и 49 млн. тонн извлекаемых.

Сдерживающим фактором в освоении этих залежей в России является отсутствие апробированных высокоэффективных технологий добычи и оптимальных способов транспортировки и переработки сырья.

В ОАО «Татнефть» в настоящее время испытывает добычу ПБ из скважины со сквозным стволом. Основное назначение ГС - повышение эффективности прогрева пласта теплоносителем и увеличение отбора продукции.

Опытно-промышленная разработка Ашаль-чинского месторождения с использованием модифицированной технологии паротеплового воздействия через двухустьевые ГС начата в 2006г. К настоящему времени пробурены 3 пары ГС с выходом на поверхность, длина ствола 200-400 метров, глубина 70-80 метров от поверхности земли и 3 пары без выхода на поверхность с импортной наклонной буровой установки. Внедрение технологии парогравитационного режима в ГС Ашальчинского месторождения показало перспективность работ: ГС дают до 20 т/сут [4].

Рассмотрим более подробно разработку СВН Ашальчинского месторождения.

В административном отношении залежь СВН Ашальчинского поднятия расположена в Альметьевском районе РТ в 60 км северо-западнее от г.Альметьевск. Залежь открыта в 1972 году. До 2007г. залежь на государственном балансе числилась как битумная. Промышленная нефтеносность установлена в песчаной пачке шешминского горизонта (пласт Р2бб) уфимского яруса верхнего отдела пермской системы (табл. 1).

Пробуренный фонд Ашальчинского поднятия составляет 102 скважины, из которых в эксплуатации перебывало только 18 скважин. Накопленная добыча нефти - 22,8 тыс. т, жидкости добыто 170,3 тыс. т. Текущий коэффициент извлечения нефти - 0,002 доли ед. Учитывая результаты ОПР, а также мировые тенденции развития технологий разработки высоковязких нефтей, проектом предусмотрена разработка Ашальчинского месторождения по комбинированной системе:

• участки залежи с нефтенасыщенной толщиной более 15 метров разбуриваются парными горизонтальными скважинами, размещенными в продуктивном пласте одна под другой. Всего предусматривается бурение 29 пар горизонтальных скважин. В соответствии с технологией две горизонтальные скважины размещаются на расстоянии 5-6 м строго одна над другой. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя «камеру» и разогревая вязкую нефть;

• в пределах нефтенасыщенной толщины от 6 до 15 метров разбуривание проводится одиночными в вертикальном разрезе 39 ГС. В начальный период эксплуатации все скважины подвергаются пароциклическим обработкам, при достижении тепловой и гидродинамической связей переходят на площадную за-

качку пара по однорядной системе, при которой нагнетательные и добывающие скважины чередуются;

• в краевых зонах с нефтенасыщенной толщиной от 3 до 6 метров предусмотрено бурение 69 вертикальных скважин по сетке 100х100м, эксплуатируемых пароциклическим методом. Бурение ГС в этой зоне не эффективно, т.к. в периферии залежей СВН отсутствует основная зона коллекторов с наилучшими фильтрационно-ёмкостными свойствами, песчаная пачка сложена более плотными сцементированными песчаниками с пониженной неф-тенасыщенностью;

• бурение 44 вертикальных оценочных скважин для проектирования траектории бурения скважин с горизонтальным участком ствола. Проекты с использованием тепловых методов воздействия на пласт требуют тщательного мониторинга изменений в пласте и параметров работы скважин для регулирования разработки залежи. Для этих целей вертикальные оценочные скважины в дальнейшем будут использоваться в качестве контрольных.

Таблица 1 - Геолого-физические характеристики продуктивного пласта

Параметры Пласт Р2єє

Средняя глубина залегания, м 81,2

Тип залежи массивная

Тип коллектора поровый

Площадь нефтеносности, тыс/м2 6196,65

Средняя общая толщина, м 20,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 15,8

Пористость, % 31,6

Весовая нефтенасыщенность пласта, % 9,3

Проницаемость, 10-3 мкм2 2660

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,94

Расчлененность, ед. 1,49

Начальная пластовая температура, оС 8,0

Начальное пластовое давление, МПа 0,44

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 12206

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,965

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,956

Содержание серы в нефти, % 3,98

Содержание парафина в нефти, % 0,288

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1002,9

Геологические запасы, млн. т 10,2

Извлекаемые запасы, млн. т 3,6

Максимальная добыча нефти будет достигнута к 2015 году разработки и будет удерживаться на уровне более чем 290 тыс. т нефти в год в течение 5 лет. Конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,365 доли ед. Проектный срок разработки залежи составит 27 лет. Технико-экономическая

оценка эффективности разработки Ашальчинского месторождения СВН выполнена при условии реализации 60% добытой высоковязкой нефти на дальнее зарубежье. При расчете инвестиций в разработку стоимость 1 парогенератора принята на уровне 38,5 млн. руб. Эксплуатационные расходы определены по удельным нормативам на основе представленной прогнозной сметы затрат по НГДУ «Нурлатнефть». Результаты оценки приведены в (табл. 2).

Таблица 2 - Стимулирование разработки Ашальчинского месторождения

Показатели Варианты

ДНС Льгота - 1 Льгота - 2

Расчетный период, лет 27 27 27

Добыча нефти (битума), тыс. т 3729 3729 3729

Закачка пара, млн.м3 16,1 16,1 16,1

Закачка горячей воды, тыс. м3 677,1 677,1 677,1

Бурение скважин, шт. 166 166 166

Капитальные вложения всего, млн. руб. 3763 3763 3763

в т.ч. - в бурение скважин 2563 2563 2563

- в НПС и обустройство месторождений 1200 1200 1200

Эксплуатационные затраты, млн. руб. 40910 40910 40910

Чистая прибыль дисконт., млн. руб. -5686 -5533 2421

ЧДД (КРУ), млн. руб. -7242 -7090 865

Доход государства дисконт., млн. руб. 9996 9843 1889

ВНД (1^), % - - 13,55

ИДД (Р1), доли ед. -0,42 -0,39 1,17

Период окупаемости, годы не окуп. не окуп. 10

Создание новых рабочих мест, чел. 207

Экономическая оценка проектных решений показывает, что в заданных условиях проект является экономически неэффективным: дисконтированный

поток наличности имеет отрицательное значение, ин-

декс доходности затрат меньше единицы, вложенные инвестиции не окупаются [5].

С целью определения налоговых условий, при которых данный вариант может стать экономически целесообразным, были проведены расчёты по следующим вариантам: Льгота - 1, предоставление льгот РТ (ставка налога на имущество в течение первых 7 лет разработки составляет 0,1%); Льгота -2, предоставление льгот РТ (ставка налога на имущество в течение первых 7 лет разработки составляет 0,1%) и установление ставки экспортной пошлины на уровне 0 долл./т. Видно, что при условии снижения ставки налога на имущество и нулевой ставки экспортной пошлины реализация проекта становится экономически эффективной. ЧДД за расчетный период составит 865 млн. руб., дисконтированный доход государства - 1889 млн. руб. ВНД составит 13,15% с ИДД инвестиций 1,17 доли ед., проект окупится в течение 10 лет. Дополнительно только в нефтедобыче создаётся 207 новых рабочих мест [6]. Для развития в условиях России разработки и переработки месторождений СВН и ПБ необходимо принятие Закона «О природных битумах» с обязательным государственным финансированием фундаментальной науки и начала производственных работ.

Литература

1. Парфирьева Е.Н., Пантелеева Ю.В. Перспективы развития мирового нефтегазохимического комплекса //Вестник Казанского технологического университета. -2012. - Т. 15. - № 12.

2. Яртиев А.Ф. Экономическая оценка проектных решений при разработке нефтяных месторождений для поздней стадии эксплуатации. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - 160 с.

3. Яртиев А.Ф. Природные битумы - уникальное энергетическое сырье //Вестник Казанского технологического университета. - 2012. - Т. 15. - № 12.

4. Яртиев А.Ф. Возможности совершенствования законодательной основы налога на добычу полезных ископаемых в зависимости от вязкости добываемой продукции //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - № 4. - /www.ngtp.rU/rub/3/40_2011.pdf.

5. Яртиев А.Ф. Экономическая оценка проектных решений инновационно-инвестиционных вложений для нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011 г., 232 с.

6. Яртиев А.Ф. Создание научных полигонов - модель государственного участия в продвижении инноваций и увеличения нефтедобычи //Вестник Казанского технологического университета. - 2012. - Т. 12. - № 9.

© А. Ф. Яртиев - канд. экон. наук, доц. каф. экономики и социальных дисциплин Бугульминского филиала КНИТУ, yartiev@tatnipi.ru.