CC BY
369
УДК 338.45:622.3
А. Ф. Яртиев
ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ - УНИКАЛЬНОЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ СЫРЬЕ
Ключевые слова: природные битумы, тяжелые нефти, экономическая эффективность, окупаемость, чистый дисконтированный доход.
Без государственной поддержки разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов останется на стадии опытно-промышленных работ, хотя Россия в год могла бы добывать 25-30 млн. т уникального сырья.
Keywords: natural bitumens, heavy oil, economic efficiency, payback, the net discounted profit.
Without the state support development offields heavy nefty and natural bitumens remains at a stage of trial works though Russia in a year could extract 25-30 million t of unique raw materials.
Природные битумы - полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязко-пластичном состояниях.
Они и битуминозные породы представляются ценным многоцелевым сырьем для многих отраслей промышленности:
• топливно-энергетический комплекс - допол-
нительный источник углеводородного сырья;
• строительная промышленность- компоненты
асфальтобетонных смесей, лакокрасочной
продукции;
• металлургическая отрасль - попутные метал-
локомпоненты.
По оценке организации объединенных наций мировые геологические ресурсы природных битумов составляют примерно 260 млрд. т, а их извлекаемые ресурсы в 70 млрд. т, из которых около 70% находятся в Канаде.
Скопления битумов установлены также Венесуэле, США, Колумбии, Аргентине, Нигерии и на Мадагаскаре. На рис. 1 приведено распределение тяжелых нефтей и битумов в мире без учета ресурсов Канады.
Относительно географии запасов высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) следует отметить то, что бассейны с данными углеводородами распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский.
Рис. 1 - Распределение тяжелых нефтей и битума по регионам мира
Исключение составляет Енисейско-Анабарский бассейн с ВВН, который находится в Восточной Сибири. На территории этих бассейнов содер-
жится большое количество месторождений трудно -добываемого сырья.
Из них можно выделить наиболее известные, изученные и разрабатываемые месторождения, такие как: Усинское и Ярегское (республика Коми), Гремихинское, Мишкинское, Лиственское (республика Удмуртия), Южно-Карское, Зыбза-Глубокий Яр, Северо-Крымское (Краснодарский край), Ашальчинское и Мордово-Кармальское (республика Татарстан). Основные месторождения ПБ располагаются на внешних бортах мезозой-кайнозойских краевых прогибов, примыкающих к щитам и сводам древних платформ (Канадский, Гвианский щиты, Оленекский свод). Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые.
Пластовые месторождения (до 60м) охватывают, нередко, многие тысячи квадратных километров (Атабаска, Канада).
Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5км при мощности продуктивного коллектора 20-80м и прослеживаются до глубины 500м.
Покровные залежи образуются за счет из-лившихсяна поверхность нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).
Природные битумы генетически представляют собой, в различной степени, дегазированные, потерявшие легкие фракции, вязкие, полутвердые естественные производные нефти (мальты, асфаль-ты, асфальтиты) [1]. Кроме повышенного содержания асфальтено-смолистых компонентов (25-75% мас.), высокой плотности, аномальной вязкости, обусловливающие специфику добычи, транспорта и переработки ПБ отличаются от маловязких нефтей значительным содержанием серы и металлов, особенно пятиокиси ванадия (У205) и никеля (N1) в концентрациях, соизмеримых с содержанием металлов в промышленных рудных месторождениях в России и за рубежом.
Наиболее обогащены указанными компонентами ПБ месторождений Волго-Уральской провинции. Так, в битумах (мальта-высокосмолистая нефть) содержание серы достигает 7,2% мас., а У205 и N1 соответственно 2000 г./т и 100 г./т. В асфальти-
тах Оренбуржья концентрация серы 6-8% мас., а У205 и N1 соответственно 6500 г./т в 640 г./т.
Таким образом, месторождения природных битумов необходимо рассматривать не только как источник мономинерального сырья для получения только нефти и продуктов ее переработки, а, прежде всего с позиций поликомпонентного сырья.
В России основные перспективы поиска ПБ связаны с породами пермских отложений центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Как раз на той территории, где запасы обычной нефти выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России.
Почти 36% запасов ПБ России находятся на территории Татарстана, который по этому показателю занимает ведущее место в стране. Большая часть скоплений битумов в пермских отложениях республики приурочена к пластам, залегающим на глубине от 50 до 400м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые (плотность 962,6-1081 кг/м3), высоковязкие (до десятков и сотен тысяч мПа*с), высокосмолистые (19,4-48,0%) и сернистые (1,7-8,0%).
Битумная часть пермских отложений представляет собой сложнопостроенную толщу карбонатных и терригенных коллекторов, образующих природные резервуары с широким диапазоном коллекторских свойств.
В мировом прогнозе энергетики предусматривается значительный рост производства тяжелой нефти и битумов, в частности в Канаде. В действительности тяжелая нефть и битум создают весьма значительную ресурсную базу, вполне пригодную для разработки. По максимальным оценкам, запасы тяжелой нефти и битумов в мире составляют 6 трлн. баррелей, из которых 2 трлн. баррелей относится к категории извлекаемых.
Несмотря на значительные разведанные запасы тяжелых и ВВН, Россия в настоящее время является страной с «замороженными» возможностями в решении проблемы их освоения.
Если ВВН рассматривать как источник востребованных в мире топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), за счет ввода их в разработку Россия ежегодно могла бы дополнительно добывать 25-30 млн. т.
На рис. 2 приведено распределение тяжелых нефтей и битумов в России.
По данным различных исследователей в России находится от 30 до 75 млрд. т прогнозных ресурсов ПБ всех типов, освоение которых без инновационных подходов практически невозможно, даже если их значительные ресурсы залегают в благоприятных регионах с довольно развитой инфраструктурой, как, например, в Татарстане.
Проблема их освоения актуальна как для республики Татарстан, так и для других регионов Российской Федерации [2].
По международной классификации тяжелых нефтей и ПБ (табл. 1) часть месторождений ПБ в РТ можно отнести к тяжелым нефтям. ПБ РТ залегают на глубине до 400м, они представляют собой окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции (вязкость 600-1 млн. мПа*с), с высоким содержанием серы (3,7-7%), масел (5,8-88%), смол
(8,7-57%), асфальтенов (3,3-61%), ванадия (до 0,08%), никеля (до 0,024%).Огромные значения вязкости углеводородного сырья (УВС) в пермских отложениях республики Татарстан, и пользуясь международной классификацией, позволяют отнести эти запасы и ресурсы к ПБ.
Лено-Тунгусский 2,3%
Охотский Прикаспийс
Лено-Вилюйский . 1,2% ЗападноСибирский . 15,4%
Енисейско-Анабарский 0,4%
Днепровско Припятский 0,1%
Рис. 2 - Распределение тяжелых нефтей и битума России по бассейнам
Проблема освоения нетрадиционных видов УВС, куда относятся ПБ, является крайне актуальной особенно для старых нефтедобывающих регионов с высоким промышленным потенциалом, развитой инфраструктурой и высококвалифицированными кадрами. Для Татарстана стоит задача сохранения и развития экономического потенциала, связанная с ПБ и максимально возможным извлечением сопутствующих ценных компонентов.
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 эффективной их добычи. 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 приемлемых значений коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия.
Одним из таких методов может явиться па-рогравитационный дренаж (8ЛОБ1), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. Технология требует бурения двух горизонтальных скважин (ГС), расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщен-ные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнета-
ния пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры (рис. 3).
Таблица 1 - Международная классификация тяжелых нефтей и битумов
георп 3" 11
Добывающая скважинл
Рис. 3 - Схема процесса парогравитационного дренирования
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.
Начиная с 1978г полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ стали два месторождения: Мордово-Кармальское и Ашальчинское.
В результате анализа опытно-промышленных работ (ОПР) на этих месторождениях, создания и отработки технологий, техники добычи ПБ были сформулированы основные положения стратегии освоения месторождений ПБ:
• размещение скважин в продуктивном пласте по площадной обращенной схеме;
• циклическое и площадное воздействие на продуктивный пласт термохимическими методами.
В 2001г по заданию Кабинета Министров РТ была разработана «Программа освоения ресурсов природных битумов Республики Татарстан», направленная на ускорение ввода в промышленное освоение богатейших ресурсов ПБ, с созданием опытно-промышленных участков с замкнутым циклом, обеспечивающим весь комплекс работ по промышленному использованию этого ценнейшего химического сырья, включая его переработку и получение товарной продукции.
Решение технологических задач предполагалось посредством ОПР и внедрением инновационных технологий. Предложены схемы разработки 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 Государственного комитета 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 последние годы проводятся опытные работы по добыче сверхвязких тяжелых нефтей современными тепловыми методами.
На Мордово-Кармальском месторождении реализована горизонтальная технология по первой схеме. ГС позволили повысить дебит добывающей скважины за счет увеличения площади дренирования и за счет повышения охвата вытеснением. Дебит скважины достигал 12 т/сут, в настоящее время ГС работает в пароциклическом режиме с дебитом 6,4 т/сут.
Опытно-промышленная разработка Ашаль-чинского месторождения с использованием модифицированной технологии паротеплового воздействия через двухустьевыеГС начата в 2006г. К настоящему времени пробурены 3 пары горизонтальных скважин с выходом на поверхность, длина горизонтального ствола 200-400м, глубина залегания продуктивного горизонта 70-80м от поверхности
Класс Нефть (вязкость <10Па*с) Битумы (>10Па* с)
обычная средняя полутяжелая тяжелая экстратяжелая
Плотность, кг/м3 <904 904934 934-966 9661000 >1000 >1000
Содержание асфальтенов, % %- - 7-2 15-6 27-7
земли и 6 пар без выхода на поверхность с импортной наклонной буровой установки.
Внедрение технологии парогравитационного режима в трех парах ГСАшальчинского месторождения показало перспективность работ: ГС дают до 20 т/сут, т.е. в 8-10 раз больше нефти, чем вертикальные скважины.
Таблица 2 - Геолого-физические характеристики продуктивного пласта
Рассмотрим более подробно разработку ВВН Ашальчинского месторождения.
В административном отношении залежь ВВН Ашальчинского поднятия расположена в Альметьевском районе РТ в 60км северо-западнее от г.Альметьевск. Залежь открыта в 1972г. 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. 2). 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 (КИН) 0,002 доли ед.
Учитывая результаты ОПР эксплуатации залежей ВВН в Татарстане, положительный опыт разработки участка Ашальчинской залежи парными ГС, а также мировые тенденции развития технологий разработки ВВН, проектом предусмотрена разработка Ашальчинского месторождения по комбинированной системе:
• участки залежи с нефтенасыщенной толщиной более 15м разбуриваются парными ГС, разме-
щенными в продуктивном пласте одна под другой. Всего предусматривается бурение 29 пар. В соответствии с технологией две ГС размещаются на расстоянии 5-6м строго одна над другой. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя «камеру» и разогревая вязкую нефть. Различие плотностей пара и углеводорода способствует стеканию нефти к основанию паровой «камеры» и вместе с конденсатом пара - в зону отбора ГС, расположенной ниже нагнетательной. Расширение объема паровой «камеры» происходит до тех пор, пока подвижная нефть и конденсат отбираются у ее основания. Эффективность применения парогравитационной технологии ограничена толщиной нефтенасыщенного пласта - с уменьшением последней растут тепловые потери в кровлю и подошву продуктивного пласта и снижается гравитационный эффект;
• в пределах нефтенасыщенной толщины 6-15м разбуривание проводится одиночными в вертикальном разрезе 39 ГС. В начальный период эксплуатации все скважины подвергаются пароцикли-ческим обработкам, при достижении тепловой и гидродинамической связей переходят на площадную закачку пара по однорядной системе, при которой нагнетательные и добывающие скважины чередуются;
• в краевых зонах с нефтенасыщенной толщиной 3-6м предусмотрено бурение 69 вертикальных скважин по сетке 100х100м, эксплуатируемых пароциклическим методом. Бурение ГС в этой зоне не эффективно, т. к. в периферии залежиВВН отсутствует основная зона коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами, песчаная пачка сложена более плотными сцементированными песчаниками с пониженной нефтенасы-щенностью;
• 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.
Максимальная добыча нефти будет достигнута к 2015ги будет удерживаться на уровне более чем 290 тыс. т нефти в год в течение 5 лет при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) около 8%. За весь срок разработки будет отобрано 3,7 млн. т нефти и 31,5 млн. т жидкости. В продуктивные горизонты будет закачано 16,2млн. т пара и 0,7 млн. т горячей воды. Закачка пара будет производиться парогенераторными установками суммарной производительностью 157,5 т/ч (без учета резерва). Конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,365 доли ед. Проектный срок разработки залежи Ашальчинского поднятия составит 27 лет. Общий пробуренный фонд - 302 скв.
Технико-экономическая оценка эффективности разработки Ашальчинского месторождения ВВН выполнена при условии реализации 60% добытой вы-
Параметры Пласт
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
Весоваянефтенасыщенность 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
соковязкой нефти на дальнее зарубежье. При расчете инвестиций в разработку стоимость 1 шт. парогенератора АтеИп принята по фактическим данным на уровне 38,5 млн. руб. Эксплуатационные расходы на добычу нефти определены по удельным нормативам на основе представленной прогнозной сметы затрат по НГДУ «Нурлат-нефть». Результаты приведены в (табл. 3).
Таблица 3 - Стимулирование разработки Ашаль-
Экономическая оценка проектных решений показывает, что в заданных условиях при действующей налоговой системе (ДНС) проект является экономически неэффективным: дисконтированный поток наличности имеет отрицательное значение, индекс доходности затрат меньше единицы, вложенные инвестиции не окупаются.
С целью определения налоговых условий, при которых данный вариант может стать экономически целесообразным, были проведены расчеты 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 налога на имущество и нулевой ставки экспортной пошлины реализация проекта становится экономически эффективной. Дисконтированный поток наличности за расчетный период составит 0,9 млрд. руб., дисконтированный доход государства - 1,9 млрд. руб. Внутренняя норма рентабельности составит 13,15%, а индекс доходности инвестиций - 1,17 ед., капитальные вложения окупятся в течение 10 лет. Дополнительно только в нефтедобыче создается 207 новых рабочих мест.
Для развития в условиях России разработки и переработки месторождений ВВН и ПБ необходимо принятие Закона «О природных битумах» с обязательным государственным финансированием фундаментальной науки и начала производственных работ, а также комплексом мер государственной поддержки, включая полные налоговые каникулы до окупаемости проекта.
Литература
1. Идрисов М.Р., Абдуллин А.И. Влияние природы битума на стабильность водо-битумных эмульсий на основе проксанолов // Вестник Казан. технол. ун-та, №3, 2012, с. 134-137.
2. Барская Е.Е., Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Даянова Д.И. Прогнозирование проблем при добыче нефтей на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств «// Вестник Казан. технол. ун-та, №6, 2012, с. 166-170.
3. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ. 2011. 304 с. - С. 226-243.
4. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. - Казань: ФЭН. 2009. 727 с. - С.295-304.
5. Хакимзянов И.Н., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Фаз-лыев Р.Т., Никифоров А.И. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений. - Казань: ФЭН. 2011. 320 с. - С. 57-89.
6.Хисамов Р.С., Султанов А.С., Абдулмазитов Р.Г., Зари-пов А. Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких сверхвязкихнефтей. -Казань: ФЭН. 2010. 335 с. - С. 272-316.
7.Яртиев А.Ф. Экономическая оценка проектных решений инновационно-инвестиционных вложений для нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ. 2011. 232 с. - С. 208-217.
8.Яртиев А.Ф. Оценка проектных решений для разработки нефтяных месторождений. ЬатЪег1Аса11етюРиЬН8Ы^. 2012. 224 с. - С. 155-169.
чинского месторождения
Показатели Варианты
С К Д 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. ру& 3763 3763 3763
в т.ч. - в бурение скважин 2563 2563 2563
- в строительство и обустройство 1200 1200 1200
Эксплуатационные затраты, млн. руб. 40910 40910 40910
Чистая прибыль дисконтированная, млн. руб. -5686 -5533 2421
Чистый дисконтированный доход, млн. руб. -7242 -7090 865
Доход государства дисконтированный, млн. руб. 9996 9843 1889
Внутренняя норма доходности, % - - 13,55
Индекс доходности инвестиций, доли ед. -0,42 -0,39 1,17
Срок окупаемости проекта, годы не окуп. не окуп. 10
Создание новых рабочих мест, чел. нет нет 207
© А.Ф. Яртиев - канд. экон. наук, зав.сектором экономики разработки месторождений и добычи нефти отдела экономики института ТатНИПИнефть ОАО«Татнефть», доц. каф. экономики и социальных дисциплин Бугульминского филиала КНИТУ, yartiev@ta1nipi.ru.
