CC BY
102
УДК 338.012
А.Е.ЧЕРЕПОВИЦЫН, д-р экон. наук, профессор О.А.МАРИНИНА, канд. экон. наук, доцент, moa95@yandex. ru Санкт-Петербургский государственный горный университет
А.Е.CHEREPOVITSIN, Dr. in econ. sc., professor
O.A.MARININA, PhD in econ. sc., associate professor, [email protected]
Saint Petersburg State Mining University
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ПРОЕКТОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ОСНОВЕ ЗАКАЧКИ СО2
Рассмотрены способы захоронения углекислого газ. Обоснованы возможности использования СО2 при повышении нефтеотадачи на месторождениях с высоким уровнем вырабо-танности. Предложены показатели экономической оценки проектов повышения нефтеодачи с использованием СО2. Спрогнозированы возможные сценарии добычи нефти с закачкой СО2 и объемы привлеченных инвестиций.
Ключевые слова: секвестрация, захоронение, углекислый газ, повышение нефтеотдачи, экономическая эффективность инвестиций.
METHODICAL APPROACHES TO THE ECONOMICAL ESTIMATION OF CO2 - ENHANCED OIL RECOVERY PROJECTS
The methods of storage are considered. The possibilities of use CO2 enhanced oil recovery on depleted fields are substantiated. The criteria of economic estimation CO2 enhanced oil recovery projects are proposed. Possible scenarios of oil production with CO2 injection and volume of green investments are predicted.
Key words: sequestration, storage, carbon dioxide, enhanced oil recovery, economic efficiency of investments.
Секвестрация углекислого газа путем улавливания и закачки его в подземные резервуары является перспективным механизмом снижения концентрации СО2 в контексте борьбы с глобальными климатическими изменениями и ограниченным потенциалом снижения эмиссии парниковых газов по другим технологическим возможностям.
Существует несколько способов захоронения:
• Хранение в отработанных и затухающих нефтегазовых месторождениях, когда СО2 может использоваться для повышения нефтеотдачи (ПНО). Технология СО2-ПНО позволяет повысить нефтеотдачу и увели-
344 _
чить добычу нефти посредством нефтяного вытягивания и снижения вязкости нефти.
• Хранение в глубинных угольных пластах. Нагнетаемый СО2 абсорбируется углем и хранится в его порах, вытесняя метан. Такой процесс повышает газоотдачу угольных пластов, использовать такой метод можно только на неразрабатываемых угольных пластах.
• Хранение в водоносном слое. Такое захоронение требует ненарушенности покрывающих пород и состоит в растворении углекислого газа в воде во время миграции. Его потенциальная вместимость значительна. Технологии такого захоронения уже используются, например, в Норвегии: природ-
ный газ, содержащий СО2, очищают, и полученный СО2 закачивают в водоносный слой на глубину 800-1000 м ниже уровня моря. Так хранится около 3 % всех выбросов СО2 Норвегии.
Наиболее предпочтительное направление развития технологий захоронения связано с закачкой СО2 в нефтегазовые резервуары для повышения нефтеодачи.
Уровень изучения проблемы возможного использования механизмов секвестрации в России находится лишь на начальной стадии. Исследования по повышению нефтео-отдачи путем закачки СО2 проводились в Советском Союзе с 1970 г., но промышленного применения не нашли. В России отсутствуют естественные месторождения СО2. Сейчас в связи с развитием углеродного рынка (торговля квотами и реализация проектов совместного осуществления) интерес к проектам СО2-ПНО растет во многих странах. Технологии СО2-ПНО получили широкое распространение в США, особенно на малопродуктивных и трудноизвлекаемых месторождениях или месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки с высокой степенью выработанности.
Такие методы поддержания пластового давления называются сайклинг-процессом (газовое заводнение). Увеличение извлекае-мости при использовании сайклинг-процесса объясняется способностью газа вытеснять нефть, переводить легкие фракции в парообразное состояние [5]. Закачка С02 широко применяется с целью повышения нефтеотдачи на более чем семидесяти нефтегазовых объектах мира [6].
Повышение нефтеотдачи методом СО2-ПНО характеризуется добавленной ценностью посредством продуктивного использования и захоронения выбросов С02. Работы, выполненные американскими экспертами, показали, что мировой потенциал С02-ПН0 составляет 340 млрд баррелей технически извлекаемых нефтяных ресурсов и что потенциал захоронения С02 120000 млн т. Такие прогнозы вызывают большой интерес к предлагаемой стратегии совмещения добычи энергоресурсов и сокращения выбросов парниковых газов [2].
Утилизированный в подземных резервуарах СО2 может считаться сокращенным выбросом парниковых газов и позволит получать дополнительный доход в рамках экономических механизмов Киотского протокола или других международных конвенций и ограничений посткиотского периода.
Необходимо отметить, что в новой Энергетической стратегии до 2030 г. рекомендуется расширить масштабы промышленного внедрения инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, а в качестве приоритетных методов повышения нефтеотдачи залежей жидких углеводородов применять, в первую очередь, газовые, водога-зовые, термогазовые, реогазохимические и тепловые. Сравнительный анализ показал, что одним из наиболее эффективных и рациональных технологических процессов, с точки зрения энерго- и ресурсосбережения и повышения коэффициента извлечения нефти, является газовое стимулирование пласта, включающее реализацию повсеместной закачки в пласт попутного нефтяного газа, двуокиси углерода, углеводородных и дымовых газов. Таким образом, использование СО2-ПНО является одним из приоритетных направлений, позволяющих не только снизить концентрацию парниковых газов в атмосфере, но и повысить эффективность разработки месторождений.
Для применения этой технологии необходимо проводить исследования по следующим направлениям [1]:
• установить детально для каждого нефтедобывающего бассейна России сущность (характер, основные свойства) и размер рынка С02-ПН0 и захоронения С02;
• определить возможность использования мероприятий СО2-ПНО в рамках проектов совместной реализации и других экономических механизмов международных конвенций по снижению эмиссии парниковых газов;
• принять методические принципы экономической оценки инвестиционных проектов СО2-ПНО;
• выявить диапазон цен, которые могут позволить себе различные региональные опе-
_ 345
Санкт-Петербург. 2011
раторы С02-ПНО при покупке уловленного С02; при этом следует учитывать, что цена отражает объем С02, расстояние до нефтяного бассейна и качество нефтяных месторождений в бассейне;
• оценить стратегические аспекты взаимодействия правительства и нефтегазовых компаний, научно-исследовательских институтов и экологических организаций;
• разработать нормативно-правовые механизмы стимулирования исследований и внедрения технологий секвестрации.
Для инновационных проектов СО2-ПНО необходимо обоснование методических подходов к их экономической оценке с учетом специфических инвестиционных и эксплуатационных затрат.
Для определения экономической эффективности инновационных проектов секвестрации СО2 в нефтегазовых резервуарах можно использовать следующие показатели:
£ К , + Э , = г=о (1 + е )' .
ту т 5
£ st
г = о
£ А Qt Ц г + S г С г С1 = г=о (1 + е)г ,
£ К г + Э г '
г=о (1 + е )г
где Р¥ - приведенная величина затрат захоронения СО2, руб./т СО2; Кг - капитальные затраты (транспортная инфраструктура, нагнетательные скважины, компрессоры для сжатия СО2 и др.) в году г, руб.; Эг - эксплуатационные затраты в году г, руб.; Т- срок инновационного проекта; е - норма дисконта; St - количество СО2, выброс которого предотвращен в году г (СО2, закачанный в нефтегазовый резервуар в году г), т СО2; С1 -индекс рентабельности инновационного проекта секвестрации ед.; Сг - рыночная стоимость углеродного кредита за предотвращенный выброс в году г, руб.; ДQ - прирост добычи нефти в результате закачки СО2, т; Ц - цена 1 т нефти в году г, руб.
Индикатор Р¥ - это текущая величина капитальных и эксплуатационных затрат, раз-
346 _
деленных на общее количество закачанного СО2. Этот индикатор оценивает эквивалентные приведенные затраты на предстоящее захоронение данного общего объема СО2. Индикатор С1 - отражает соотношение доходной части проекта секвестрации и объема капитальных и эксплуатационных затрат.
Инвестиционные затраты, связанные с реализацией проекта по повышению нефтеотдачи с помощью С02, рассчитываются на основе данных о затратах на следующие его элементы:
• точка отвода С02 на основной транспортной линии;
• ветка С02-трубопровода, идущая к месторождению;
• модификация процесса добычи нефти;
• компрессоры С02;
• установка, осушающая газ, предназначенный для закачки;
• скважины для закачки.
Текущие затраты включают следующие затраты:
• на С02 (расходы на С02, оплачиваемые операторами EOR-проектов);
• эксплуатационные, связанные с применяемым оборудованием;
• на энергообеспечение;
• на мониторинг за состоянием и миграцией СО2 в водоносных и выработанных пластах.
В нашей стране проекты по захоронению СО2 в настоящее время не реализуются. Поэтому ориентироваться необходимо на стоимостные характеристики аналогичных проектов в зарубежных странах. Затраты на хранение СО2 оцениваются экспертами в пределах 12-300 руб./т, а мониторинг состояния хранилищ потребует дополнительно 2,4-7,2 руб./т (табл.1). Стоимость углеродных кредитов по проектам совместного осуществления (ПСО) в среднем от 288 до 1080 руб./т СО2.
Необходимо отметить, что стоимость захоронения составляет около 5 % от общей стоимости захвата и захоронения СО2. Следовательно, основные затраты в проектах секвестрации ложатся все же на извлечение СО2 из продуктов горения на энергетических и промышленных объектах [3, 4].
Таблица 1
Стоимость захоронения СО2 в истощенных углеводородных месторождениях
Месторождение Регион Затраты, руб./т С02
Нефтяное (суша) США 12,5-100
Газовое (суша) США 12,5-305
Нефтегазовое:
на суше Европа 30-95
на шельфе Северное море 95-202,5
Для определения стратегических возможностей использования механизмов захоронения СО2 в нефтяные пласты оценена потенциальная емкость захоронения по разрабатываемым месторождениям (табл.2). Выбраны месторождения, потенциально пригодные для осуществления пилотных проектов СО2-ПНО на территории Северо-Запада России (табл.3). Отметим, что месторождения Калининградской области имеют высокую степень выработанности и расположены недалеко от источников эмиссии СО2. Однако их добычной и емкостной потенциал достаточно низок. В то же время большинство месторождений Тимано-Печор-ской провинции находятся на ранних стадиях отработки. Были выбраны три месторождения (Пашнинское, Ардалинское, Нижне-Омринское), но расстояния от потенциальных источников выбросов до объектов достаточно велики (около 500 км).
Таблица 2
Потенциальная емкость захоронения СО2 в нефтяных месторождениях СЗФО, млн т
Накопленная добыча Объем захоронения
Регион минимальный максимальный
Республика Коми 950,2 371,3 449,2
Ненецкий 80,9 39,2 50,5
автономный округ
Калининградская область 33,0 17,4 22,5
Северо-Западный 1064,1 427,9 522,2
регион
В проведенном исследовании спрогнозированы возможные приросты добычи нефти в Северо-Западном федеральном округе за счет использования методов СО2-ПНО и
привлеченные дополнительные «зеленые» инвестиции в рамках рыночных механизмов углеродного рынка за 2020-2030 гг. - наиболее реальный временной период для начала реализации СО2-ПНО (см. рисунок).
Таблица 3
Приоритетные нефтегазовые объекты на Северо-Западе России для внедрения пилотных проектов СО2-ПНО
Месторождение Годовой уровень добычи, тыс.т Степень выработанности, %
Пашнинское 551 70-100
Ардалинское 454 60-80
Красноборское 87 80-90
Западно-Красноборское 60 80-90
Зайцевское 59 20-30
Ушаковское 51 80-90
Ладушкинское 50 60-70
Малиновское 31 80-90
Алешкинское 36 60-70
Восточно-Горинское 29 60-80
Дейминское 15 70-80
Нижне-Омринское 7 60-70
Оптимальный вариант (сценарий 1), по мнению авторов, 22,4 млн т дополнительной добычи, около 4,3 % от общего объема добычи за период 2020-2030 гг. За этот же период прогноз привлеченных инвестиций в рамках проектов совместного осуществления по утилизации СО2 в выработанных нефтегазовых резервуарах оценивается в 10,3 млрд руб.
Сценарии 2 и 3 рассматривают более интенсивное использование методов СО2-ПНО (соответственно 4,9 и 5,3 % от общего объема добычи за 2020-2030 гг.), что маловероятно ввиду удаленности источников эмиссии парниковых газов (энергетических объектов и энергоемких производств) на Северо-Западе России. Эти сценарии требуют активного участия государства в стимулировании проектов, направленных на утилизацию промышленного СО2, и введения специальных налоговых льгот под реализацию подобных проектов.
Статья является результатом проведения научно-исследовательских работ в рамках реализации федеральной целевой программы
_ 347
Санкт-Петербург. 2011
3,0 -2,0 -2,0 -1,5 1,0
0,5 Н 0
1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Год
ь»»»»»м 1 2 - - - - - - - 3 • ■ 4 "" 5 6
Прогноз добычи нефти за счет методов СО2-ПНО и дополнительных инвестиций в рамках механизмов
углеводородного рынка
1, 2 и 3 - добыча нефти по сценарию 1, 2 и 3 соответственно; 4,5 и 6 - возможные «зеленые» инвестиции
по сценарию 1, 2 и 3
«Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 гг. по мероприятию № 1.2.1 «Проведение научных исследований научными группами под руководством докторов наук», проект «Формирование организационно-экономического механизма инновационного развития нефтегазового комплекса России» (№2 П2337 от 19.11.2009).
ЛИТЕРАТУРА
1. Череповицын А.Е. Концептуальные подходы к разработке инновационно-ориентированной стратегии развития нефтегазового комплекса. СПб, 2008. 212 с.
2. Beecy D., Kuuskraa V. Basin strategies for linking CO2 enhanced oil recovery and storage of CO2 emissions // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Vancouver, Canada, 2004.
3. Freund P. Technical options for placement of CO2 in the maritime area // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
4. Kjarstad J., Johnsson F. Simulating Future Paths of the European Power Generation - Applying the Chalmers Power Plant Database to the British and German Power Generation System // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
5. Reimer P. Greenhouse gas mitigation technologies. An overview of CO2 capture, storage and future activities of the IEA greenhouse gas R&D Programme // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
348 _
6. Tian Shubao, Zhao Gang, Asghari Koorosh. CO2 storage during EOR process in the Weybum oil pool: modeling and monitoring results // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
REFERENCES
1. Cherepovitsyn A.E. Conceptual approaches to innovation strategy oil and gas complex development: Monogra-phy. Saint Petersburg, 2008. 212 p.
2. Beecy D., Kuuskraa V. Basin strategies for linking CO2 enhanced oil recovery and storage of CO2 emissions // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, Vancouver, Canada, 2004.
3. Freund P. Technical options for placement of CO2 in the maritime area // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
4. Kjarstad J., Johnsson F. Simulating Future Paths of the European Power Generation - Applying the Chalmers Power Plant Database to the British and German Power Generation System // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
5. Reimer P. Greenhouse gas mitigation technologies. An overview of CO2 capture, storage and future activities of the IEA greenhouse gas R&D Programme // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
6. Tian Shubao, Zhao Gang, Asghari Koorosh. CO2 storage during EOR process in the Weyburn oil pool: modeling and monitoring results // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Vancouver, Canada, 2004.
