CC BY
313
УДК 336.2
В.В. Сажин, И. Селдинас, В.Б. Сажин,
Высшая школа приватизации и предпринимательства, Москва, Россия
Высшая школа нетрадиционной медицины, Нью-Йорк, США
Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, Москва, Россия
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И «ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ» РОССИИ
По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в период до 2030 года потребление энергии в мире, несмотря на развитие технологий энергосбережения, вырастет в полтора раза, и 80% рынка будет по-прежнему приходиться на традиционные энергоносители. В России, как и во всем мире, практически не осталось «легкодоступной» нефти — разработка нефти и газа переносится в неисследованные регионы, такие как Сахалин или Арктика. Проекты становятся более требовательными с точки зрения технологий, навыков, рисков и капитала. Большинство крупных компаний предпочитают вырабатывать, так называемые, «активные» запасы, которые не требуют повышенных затрат. Сегодня на 30-40 % качественных запасов приходится 70-75% добычи, а на 60% трудных запасов — только 25-30% добычи. Структура запасов быстро ухудшается еще и потому, что большинство новых открытых месторождений — средние и мелкие, их рентабельность заведомо ниже, чем крупных. Это значит, что уже к 2020 году российским нефтяникам придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами. Показано, что отечественные запасы тяжелой нефти составляют порядка 131 % от общего объема разведанных в России ресурсов нефти, они сосредоточены в трех основных провинциях — Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской. Обсуждено понятие «трудноизвлекаемые запасы». Приведены классификация нефтей и природных битумов, рассмотрены методы добычи тяжелой нефти, проанализированы основные группы методов повышения нефтеотдачи пластов: тепловые, газовые, химические и методы гидродинамического воздействия на пласты. Приведены мнения экспертов по ограниченной применимости каталитического крекинга для нефтей России. Установлено, что в России наиболее распространены физико-химические методы воздействия на пласт и гидроразрыв пласта. Набирают популярность бурение горизонтальных скважин, тепловые методы и зарезка боковых стволов. Эти методы дают заметное увеличение нефтеотдачи при приемлемой стоимости. Особые надежды ученые связывают с применением метода термогазового воздействия на пласт. Отмечены отечественные технологии ИНХ СО РАН, ИНП, ВНИПИнефть, НИИАР, Башнефтехимпроект. Обсуждена разработанная в НИИАР технология ТИРУС, основанная на совместном термомеханическом воздействии на сырье с использованием законов гидродинамики и тепломассообмена для организации инициированного крекинга в условиях кавитации и ультразвуковых колебаний: увеличен ресурс оборудования, выход наиболее ценных светлых (бензиновых и дизельных) продуктов увеличивается в 2-15 раз в зависимости от состава сырья (тяжелая нефть, мазут и т.д.), не используются катализаторы и реагенты, что на порядок уменьшает стоимость процесса и оборудования по сравнению с известными процессами, например, каталитического и гидрокрекинга, при сопоставимых результатах.
Понятие ресурсной базы извлекаемой нефти подвижно, по мере развития технологий и в зависимости от экономической конъюнктуры ее потенциал постоянно растет. Одним из индикаторов истощения сырьевой базы углеводородов может служить динамика открытий новых месторождений во времени, в их количественном и объемном выражении. Подтвержденных запасов, по данным ВР, хватит человечеству примерно на 40 лет, но если за 1995-2004 годы прирост разведанных запасов составлял в среднем 11 млрд. баррелей нефти и 3,6 трлн. кубометров газа в год, то в 2005 году они выросли только на 6,6 млрд. баррелей нефти и 0,83 трлн. кубометров газа. Причем в США и Европе с их развитой инфраструктурой месторождения и вовсе истощаются. Потребление энергоносителей с 1995 года выросло на 19%, а запасы — на 17%. Причем, по мнению отраслевого аналитика Р. Буслова нефтегазовые компании скорее склонны завышать объем разведанных ими запасов, чтобы повысить свою капитализацию. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в период до 2030 года потребление энергии в мире, несмотря на развитие технологий энергосбережения, вырастет в полто-
ра раза, и 80% рынка будет по-прежнему приходиться на традиционные энергоносители. По информации эксперта Ю. Когтева (RUSENERGY), в 2005 году годовой рост производства нефти составил 2, 4% (в 2006-м — 2, 2%, в 2007-м — 2, 1 %). По прогнозу Минпромэнерго (февраль, 2008 год), рост производства в 2008 году составит 1, 8 % при объеме до 500 млн. тонн (2007 - 490, 7 млн. тонн, 2006 - 480, 5 млн. тонн). Однако в 2008 году ExxonMobil сообщил об ожидаемом существенном сокращении добычи в проекте «Сахалин 1» из-за истощения месторождения, скромные прогнозы роста у крупнейших российских нефтегазовых компаний: ТНК ВР планирует добыть в 2008 году около 70 млн тонн (в 2007 году — 69, 5 млн. тонн, т.е. рост - 0,7 %), «Газпром-нефть» - 33, 5 млн. тонн (в 2007 году — 32, 6 млн. тонн, рост - 2, 8 %), «Татнефть» — 25, 7 млн тонн (в 2007 году —25, 7 млн. тонн, рост - 0 %), «Сургутнефтегаз» - 60 млн. тонн (сокращение на 7 % от 2007 года).
Общий объем добычи в первом квартале 2008 года составил 121 , 4 млн. тонн (на 0, 2 % ниже, чем в первые три месяца 2007 года). В суточных объемах добыча составила до 9, 78 тыс. бар в сутки (на 0, 8 % ниже, чем в первом квартале 2007 года).
9,95 9,90'
9,85' 9,80'
9,75' 9,70' 9,65
08.2007 09.2007 10.2007 11.2007 12.2007 01.2008 02.2008 03.2008
Рис. 1. Добыча нефти в России (тыс. барр в сутки) (по данным RUSENERGY)
Снижение суточных показателей добычи в течение первого квартала (рис. 1) вынудило экспертов внести коррективы в свои оценки добычи нефти в России в 2008 году. Инвестиционные банки, кредитующие отрасль, снизили прогнозы роста добычи. Так Банк Credit Suisse в марте понизил прогноз с 0, 7% до 0, 5% в 2008 году, с 1, 2% до 0, 6% в 2009 году и с 1, 3% до 0, 9% в 2010 году (Банк UBS: возможно снижение на 1 %, Международное энергетическое агентство (МЭА): рост на 0, 8 %). По мнению министра природных ресурсов РФ Ю. Трутнева, следует ожидать сокращения объема добычи. Нефтяники Л. Федун (Лукойл) и В. Вексельберг (ТНК-ВР) полагают, что добыча нефти в России прошла свой пик и может больше никогда не вернуться на прежний уровень. Министр В. Христенко полагает, что в России реально достижение заложенных в стратегии показателей добычи нефти в 520-530 млн тонн к 2010 году и 560 млн тонн — к 2020 году (рис. 2). По прогнозам «Инфотэк» и «Ренессанс Капитал», рост объемов добычи стабилизируется на уровне 1,5-2 % в год (рис. 3).
По мнению председателя правления «Газпромнефти» А. Дюкова, рост добычи нефти в России продолжится до 2030-2040 годов, а снижение этого показателя начнется не ранее 2050 года. При условии высоких цен на нефть и внедрения новых технологий вскоре начнут вводиться в эксплуатацию те месторождения, которые пока считаются неэффективными. В то же время рост добычи нефти будет серьезно зависеть от систе-
мы налогообложения. По мнению А. Дюкова, снижение налогового бремени позволит добиться темпов роста добычи 3-4% в год, а отсутствие таких изменений приведет к падению добычи. Министр финансов А. Кудрин планирует с 2009 года при исчислении ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) поднять «уровень отсечения» с $9 за 1 бар до $15 за 1 бар., чтобы учесть повышение себестоимости добычи нефти. Это означает, что налог на добычу будет снижен примерно на $1,2 за 1 бар. При этом общая экономия составит около 100 млрд. рублей ($4,2 млрд.) в год, что, по словам Л. Федуна (Лукойл) явно не решает проблем отрасли, так как для поддержания добычи на уровне не менее 10 тыс. бар в сутки требуется в течение ближайших 20 лет вложить в нефтяную промышленность $1 трлн.
600
500
400 300
2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2020
Рис. 2. Долгосрочные прогнозы добычи нефти в России (млн. тонн) (по данным RUSENERGY)
По информации руководителя группы экспертов Ф. Стеркина, подъем цены отсечения, не облагаемой НДПИ, с $9 до $15, даст отрасли 104,1 млрд. руб. в 2009 году и 112 млрд. руб. в 2010 году. Минфин одобрил и ускоренное уменьшение налогооблагаемой прибыли на расходы по приобретению лицензий на право пользования недрами -не в течение срока лицензии, а за два года. Уменьшение экспортной пошлины (с 1 июня 2008 года -$398,1 за тонну) (рис. 4) не обсуждается, так как ее снижение приведет к росту внутренних цен на нефть. А льготный режим по НДПИ для шельфа - налоговые каникулы или понижающие коэффициенты - Минфин уже предложил в основных направлениях налоговой политики.
Рис. 3. Динамика добычи нефти в России в 2003-2015 гг. (в % к предыдущему году) (по данным Инфотэк и «Ренессанс Капитал»)
Обсуждается возможность льготного режима и для других месторождений, добыча на которых сопряжена с повышенными затратами, например, для малых месторождений и на Крайнем Севере. С 2009 года возможно дифференцирование акцизов на нефтепродукты: чем выше экологический класс топлива, тем ниже налог. По мнению нефтяников («Роснефть»), необходимо изменить саму методику взимания НДПИ, заменив специфическую ставку (фиксированная сумма с тонны нефти) на адвалорную (процент от стоимости ископаемого). Это позволит учитывать рост тарифов естественных монополий, включая транспортные расходы.
2005 2006 2007 2008
Рис. 4. Цена на нефть и экспортные пошлины (по данным Минфина России)
По расчетам Д. Борисова («Солид»), среднюю налоговую нагрузку (60 центов на доллар) с добычи нефти можно снизить на 5%. Расчеты управляющего директора ишо^к АШп Стивена Дашевского показывают, что комбинированное снижение НДПИ, экспортных пошлин и акцизов на светлые нефтепродукты уменьшит нагрузку на 250 млрд. руб., что увеличит капитализацию компаний на $80-90 млрд. По информации, предоставленной Ф. Стеркиным, капитализация работающих в России нефтяных компаний (без учета «Газпрома») - $340 млрд.
Табл. 1. Чистая прибыль нефтяных компаний* ($млрд.) (по данным собственных отчетов компаний)
"^\Компании Годы Роснефть Лукойл Сургутнефтегаз ** Газпромнефть
2007 12,86 9,51 3,46 2,82***
2006 3.53 7,48 2,84 3,66
2005 4.26 6,44 3,99 2,80
2004 0,84 4,25 2,29 2,05
2003 0,39 3,70 0,57 2,28
2002 0,32 1,84 0,33 1,16
* У всех кроме Сургутнефтегаз - консолидированная прибыль по МСФО и US GAAP ** РСБУ, по среднегодовому курсу ЦБ *** За девять месяцев 2007 года
По мнению эксперта Ю. Когтева, при решении вопроса о налогах, вероятно, будет учтено и то, что, например, чистая прибыль ТНК-ВР в 2007 год составила $5 млрд., а в
первом квартале 2008 год приблизилась к $1,5 млрд. Что чистая прибыль ЛУКОЙЛа в 2007 году увеличилась на 27%, составив $9,5 млрд. (табл. 1), а «Сургутнефтегаз» накопил на своих счетах наличность в размере $13 млрд. И что разговоры о нехватке средств для инвестирования в добычу не помешали акционерам ТНК-ВР в первом квартале 2008 года распределить дивиденды по данным Банка Москвы, в размере $2,4 млрд.
Добываемая в России нефть характеризуется значительным разбросом качества Большая часть — средняя и легкая нефть. Регионами ее добычи являются Западная Сибирь, Тимано - Печорская нефтегазоносная провинция, фланги Волго-Уральской провинции, Северный Кавказ и Калининградская область. Значимая добыча тяжелой битуминозной нефти ведется практически только в Волго-Уральской провинции и на нескольких месторождениях Тимано - Печоры, в том числе на разрабатываемом шахтным способом Ярегском месторождении в Республике Коми.
В России, как и во всем мире, практически не осталось «легкодоступной» нефти — разработка нефти и газа переносится в неисследованные регионы, такие как Сахалин или Арктика. Проекты становятся более требовательными с точки зрения технологий, навыков, рисков и капитала.
Арктический шельф и его побережье рассматривается Энергетической стратегией России как одно из приоритетных направлении развития нефтедобычи в стране. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей расположено 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти региона в 1,7 млрд. тонн запасы тяжелой нефти составляют 1,1 млрд. тонн. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд. тонн извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандей-море («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) они составляют 100 % извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») — 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») — 82%.
Вывозить на экспорт или для зарубежной переработки все эти объемы «дешевой» тяжелой нефти было бы, по меньшей мере, нерентабельно. Северо-запад России традиционно является крупным рынком потребления мазута. В Мурманскую, Архангельскую области и Республику Карелия по железной дороге ежегодно ввозятся миллионы тонн мазута, играющего главную роль в структуре потребления нефтепродуктов в регионе. Говорить о том, что экспортировать нефтепродукты гораздо выгоднее, чем сырье, давно стало банальной истиной. Логично было бы предполагать, что вслед за реализуемым проектом развития Мурманского транспортного узла появятся планы строительства в регионе мощного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), ориентированного на переработку тяжелой нефти
По информации эксперта М. Кутузовой, отечественные запасы тяжелой нефти составляют порядка 131 % от общего объема разведанных в России ресурсов нефти. Они сосредоточены в трех основных провинциях — Волго-Уральской, ЗападноСибирской и Тимано-Печорской (рис. 5). По данным Института химии нефти Сибирского отделения РАН, суммарные запасы Волго-Уральского и Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов составляют более 71% от общероссийских запасов тяжелой нефти. Волго-уральские виды тяжелой высоковязкой нефти по сравнению с западносибирскими являются более сернистыми, парафинистыми, смолистыми, с большим содержанием ванадия, но с меньшим количеством растворенного газа.
Тяжелая нефть занимает большую долю в структуре нефтяных запасов второго по значению после Западной Сибири нефтедобывающего региона России — Волго-Уральского. Например, в Татарии доля тяжелой нефти превышает 35%, в Пермской области — 58%, в Удмуртии — 83%. Сырьевая база Ульяновской области полностью представлена тяжелыми высоковязкими видами нефти. На территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна выделено 194 месторождения с тяжелыми высоковязкими видами нефти, которые распространены практически по всей территории бассейна. Больше всего их находится в центральных и северных областях — в Верхнекамской, Мелекесско-Абдулинской, Пермско-Башкирской и Татарской нефтегазоносных областях. Наиболее тяжелые и вязкие виды нефти на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна находятся в отложениях нижней Перми, и далее с увеличением возраста наблюдается тенденция уменьшения плотности и вязкости.
Рис. 5. Региональная доля от суммарных запасов России по тяжелым высоковязким нефтям (%) (по данным ИХН СО РАН)
По мнению директора Института проблем нефти и газа РАН А. Дмитриевского, надо было развивать технологии добычи тяжелой нефти уже в середине 80-х годов, когда стало ясно, что запасы легкой нефти уменьшаются: тогда их было около 50%, сейчас - менее 40 %. Поэтому сейчас необходимо заниматься добычей именно тяжелой нефти. Государство должно давать льготы предприятиям, специализирующимся на добыче тяжелой (в добыче значительно более дорогой) нефти. Государство должно пресекать деятельность компаний, которые ведут хищническую эксплуатацию (до некоторого времени «Сибнефть» добывала легкую активную нефть суперактивными методами). По словам президента союза нефтегазопромышленников России Г. Шмаля, учитывая, что нефтяные ресурсы иссякают, необходимо переходить к добыче тяжелой нефти. Это решение поможет развить геологоразведку, возродить машиностроение и судостроение. А главное — увеличит объем добычи нефти.
Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13,4 млрд. тонн, а природных битумов—33,4 млрд. тонн.
По оценке эксперта RUSENERGY Н. Тимаковой, запасы следует называть труд-ноизвлекаемыми, если для их разработки необходимо затратить повышенные финансо-
вые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы. Но четких критериев для их определения пока не выработано. По экономическим критериям эффективности разработки трудноизвлекаемым запасам отведено промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми запасами нефти (разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях).
Обычно этим характеристикам отвечают запасы, заключенные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 кв. мкм) в зонах контакта нефть-вода (так называемых водонефтяных зонах) или нефтегазовых залежах в зоне контакта нефть-газ (газонефтяных зонах), содержащие высоковязкую нефть, залегающие на глубинах свыше 4 км, с пластовой температурой 1000°С и выше и т д. Кроме того, ученые рекомендуют относить к категории трудноизвлекаемых остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанных на 65-75% и обводненных до 75-80%, поскольку для их дальнейшей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами на освоение нового месторождения.
В категорию трудноизвлекаемых попадают запасы на большой глубине в ачи-мовских и тюменских пластах Западной Сибири, запасы в глинистых отложениях (Ставрополье) и баженовской свите (Западная Сибирь), сильно выработанные месторождения с битуминозной нефтью (Урало-Поволжье, Татария). Всего же доля трудно-извлекаемых запасов в общей структуре сырьевой базы может быть оценена приблизительно в 60% (рис. 6).
60 50 40. 30. 20
V . -'ИУ.'-У.■-..-,' го:.',у.'Л" -..у —в- ...............а ; ■ '-ужа-.-., ■ у ■■ ■■■■■ .■■ ,у. ■■д-аж
1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006
Рис. 6. Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России в 1976-2005 гг. (по данным RUSENERGY)
По информации Н. Тимаковой, по состоянию на 2006 год структура трудноизвлекаемых запасов выглядела так: 71 % запасов попали в эту категорию из-за низкой или снизившейся проницаемости коллекторов, 17%—высоковязкие нефти, оставшиеся 12% заключены в обширных подгазовых зонах нефтегазовых залежей (рис. 7). Коэффициент извлечения нефти на этих месторождениях сейчас не превышает 9%, тогда как, по мнению экспертов, при существующих технологиях его можно было бы довести до 25-28%.
По заключению Института неорганической химии РАН, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 млрд. тонн, при этом 71,4% от общего объема залежей «трудных» углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-
Сибирском нефтегазоносных бассейнах (табл. 2). По информации эксперта А. Кимоно-вича, только Волго-Уральская битумонефтегазоносная провинция содержит 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% — вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти есть в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.
Рис. 7. Оценка структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в России по состоянию на 2006 год (%) (по данным RUSENERGY)
По оценке аналитика ИФК «Солид» Д. Борисова сейчас операционные затраты по добыче нефти в Западной Сибири находятся на уровне $4 за баррель, средний уровень для мировых мейджоров колеблется в районе $6-6,5 за баррель. При этом операционные затраты на добычу битуминозной нефти составляют в мире примерно $20-25 за баррель, в такую же сумму оцениваются затраты на разработку битумов в Татарии.
Табл. 2. Распределение основных запасов тяжелых высоковязких нефтей на территории Волого-Уральского и Западно-Сибирского бассейнов (по данным Института химии нефти Сибирского отделения РАН)
Регион Запасы (млрд. т) Доля от суммарных запасов России (%)
Западно-Сибирский бассейн:
ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ 2,329 37,3
Волго-Уральский бассейн:
РЕСПУБЛИКА ТАТАРСТАН 1,163 18,7
РЕСПУБЛИКА УДМУРТИЯ 0,285 4,6
САМАРСКАЯ ОБЛАСТЬ 0,284 4,6
ПЕРМСКАЯ ОБЛАСТЬ 0,237 3,8
РЕСПУБЛИКА БАШКОРТОСТАН 0,151 2,4
ВСЕГО 4,45 млрд. тонн запасов 71,4% от суммарных запасов России
Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самый оптимальный способ ее использования — это переработка в нефтепродукты вблизи места добычи, поскольку закачка тяжелых углеводородов в трубопровод портит общее качество нефти, которая по нему транспортируется. Так, по мнению А.
Кимоновича, именно благодаря попадающей в экспортную трубу тяжелой нефти Татарии российский экспортный микс Urals торгуется с дисконтом по сравнению с биржевым эталоном Brent. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для ее переработки. До последнего времени российские нефтяные компании не использовали на своих НПЗ современных технологий работы с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. По данным Института проблем нефти и газа РАН, большинство российских нефтеперерабатывающих заводов строилось еще в конце XIX— начале XX веков под переработку легких или смешанных сортов нефти и использует ректификационные процессы. То есть поступающая на НПЗ нефть посредством атмосферной перегонки разделяется в ректификационных колоннах на различные фракции — прямогонный бензин, керосин, дизтопливо, газойль и тяжелые остатки: мазут и битум. По мнению Д. Борисова, сегодня на российских заводах нет технологии переработки тяжелой нефти: они рассчитаны на смешение с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Наиболее продвинутая технология работы с тяжелой нефтью применяется на Уфимских нефтеперерабатывающих заводах (введены в строй в 1950-х годах), однако эти заводы не могут полностью перерабатывать тяжелую нефть. Если отправлять на Уфимские НПЗ высокосернистые нефти, не смешивая их ни с чем, выход мазута будет огромным а рыночная стоимость тяжелых фракций нефтепереработки даже меньше, чем самой нефти.
Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов (табл. 3). По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13,4 млрд. тонн, а природных битумов—33,4 млрд. тонн.
Табл. 3. Классификации нефтей и природных битумов (принята на XII Нефтяном мировом конгрессе, Хьюстон, 1987 год)
Виды нефтей и природных битумов Плотность, кг/куб м (и вязкость)
Нефти
легкие менее 870,3
средние 870,3-920,0
тяжелые 920,0-1000
сверхтяжелые более 1000 (при вязкости менее 10 000 мПа-с)
Природные битумы более 1000 (при вязкости свыше 10 000 мПа-с)
Природные битумы по со-
держанию масел
нефть при содержании масел выше 65%
мальты 40-65%
асфальты 25-40%
асфальтиты менее 25%
По сведениям руководителя проекта ТИРУС (разработка ФГУП РНЦ НИИАР: технология переработки тяжелой нефти) В. Золотухина, основная масса российских НПЗ не имеет в своем составе нужного оборудования и глубина переработки нефти на этих заводах невелика—в среднем 50-60%, тогда как средняя глубина переработки передовых НПЗ за рубежом составляет 80-90% (при работе на легкой и средней нефти). Переработка тяжелой вязкой сернистой нефти весьма затруднительна, энергоемка и, как следствие, низкорентабельна или убыточна. Сейчас наиболее широко распростра-
нены каталитические процессы углубленной переработки, однако даже они не могут предложить достаточно привлекательный технико-экономический баланс для многих нефтепереработчиков при переработке самых тяжелых видов сырья. Как считает эксперт А. Киманович, для обеспечения приемлемой глубины переработки такой нефти с помощью известных технологий термического и каталитического крекинга требуются большие капиталовложения высокие процентные нормы эксплуатационных затрат и оборотных средств. По словам руководителя проекта инжиниринговой компании «ВНИПИнефть» А. Кирьянова, технологий переработки тяжелой нефти как таковых не существует. Есть технологии переработки тяжелых нефтяных остатков, которые выделяются и при разделении более легких нефтей. Переработка тяжелой сернистой нефти при существующих технологиях требует больших затрат на тонну нефти. Получать светлые продукты путем конверсии тяжелых остатков весьма дорого. После разделения фракций при атмосферной дистилляции начинаются термокаталитические процессы, которые улучшают качество фракции, например очистка и облагораживание вакуумного газойля. После того как вакуумный газойль забирают, продолжается дальнейшая переработка остатков, в результате которой остаются гудрон и битум. Гудрон тоже подвергается переработке при помощи висбрекинга, после чего вязкость вещества снижается и его можно, как и мазут, использовать в качестве топлива. Гудрон в битум можно перерабатывать посредством окисления или коксования
По мнению эксперта А. Кирьянова, крекинг тяжелых продуктов с последующей дистилляцией существенно увеличивает себестоимость переработки нефти. Чтобы оценить целесообразность этого нужно считать затраты на приобретение и монтаж установок, переработку, потребление энергоресурсов (все эти процессы очень энергоемкие), зарплату дополнительным сотрудникам, обслуживающим процессы. Кроме того, тяжелая нефть более высокосернистая и в процессе переработки быстрее изнашивает оборудование. Следовательно, повышаются требования к его устойчивости в агрессивной среде, в частности необходимость легирования металлами. Эксперт В. Золотухин полагает, что с помощью каталитических технологий сложно решить задачу стопроцентной глубины переработки, потому что тяжелые нефтяные остатки будут очень быстро за-коксовывать активную поверхность любого катализатора.
В настоящее время действуют НПЗ по переработке тяжелой нефти методом каталитического крекинга в богатых тяжелой нефтью регионах— Канаде и Венесуэле, предполагается строительство комплексов в Саудовской Аравии. По сведениям эксперта Д. Борисова, за последнее десятилетие в США существенно увеличилась доля тяжелых нефтей в общем объеме импорта. Так удельный вес тяжелых (плотность 20—25% по API) и средних (плотность 20% и ниже по API) в общем балансе импорта США увеличился с 18, 4% и 4,5% до 24. 3% и 8,3% соответственно. Поэтому ряд американских нефтеперерабатывающих заводов уже приступил к строительству новых и модернизации действующих установок, позволяющих использовать в качестве сырья тяжелую нефть.
Как известно, каталитический крекинг применяется в мировой практике достаточно широко, главный недостаток— высокая стоимость процесса, и для установок малой и средней мощности он себя не оправдывает Сущность обычного термического крекинга заключается в том, что под воздействием температуры колебательные уровни молекул возбуждаются и при достижении критической энергии происходит разрыв связей и образование из одной с большей вероятностью тяжелой молекулы двух более легких и так далее. Это процесс вероятностный, и ощутимый промышленный крекинг начинается при температурах примерно 500°С и более. Главный недостаток процесса
— плохая управляемость (процесс лавинообразный) и малый пробег оборудования вследствие его коксования. Отечественная технология по переработке тяжелой нефти, разработанная в НИИАР (технология ТИРУС) основывается на совместном термомеханическом воздействии на сырье с использованием законов гидродинамики и тепломассообмена для организации инициированного крекинга в условиях кавитации и ультразвуковых колебаний. В аппаратах ТИРУС нет движущихся частей, что увеличивает ресурс оборудования, а температура не превышает 400°С. После обработки сырья в аппарате ТИРУС выход наиболее ценных светлых (бензиновых и дизельных) продуктов увеличивается в 2-15 раз в зависимости от состава сырья (тяжелая нефть, мазут и т.д. ). В предлагаемой технологии катализаторы и реагенты не используются, поэтому стоимость процесса и оборудования примерно в десять раз меньше, чем при использовании известных углубляющих процессов, например каталитического и гидрокрекинга, при сопоставимых результатах.
В России только Татнефть, по информации А. Кимоновича, приступила к строительству Нижнекамского комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов с использованием технологии переработки тяжелой нефти с глубиной переработки близкой к 100%. Причем остатков мазута при такой технологии не предусматривается вообще. Процесс коксования замкнут на газификацию, а синтез-газ идет на турбины, вырабатывающие электроэнергию.
Высокая вязкость битуминозной нефти Татарии предопределяет применение нетрадиционных технологий разработки, направленных на уменьшение вязкости добываемой нефти в пласте, в первую очередь путем закачки пара. Следующими технологиями разработки могут быть технологии внутрипластового горения нагрева пласта путем закачки бинарных смесей и т.д. Добываемая сверхвязкая нефть должна перерабатываться с получением синтетической нефти и дорожного битума. Еще в 2007 году крупнейшие мировые компании, такие как Shell, Chevron, заявили о своей заинтересованности в участии совместно с ОАО «Татнефть» в проекте разработки битумных месторождений Республики Татарстан.
Вероятно, при переработке тяжелой нефти в России будут применяться зарубежные технологии (табл. 4). Однако следует обратить внимание и на отечественные технологии Института неорганической химии СО РАН, Института нефтеперерабатывающей промышленности, ВНИПИнефть, НИИАР, башкирского института Нефтехимпроект.
По оценке директора Института проблем нефти и газа РАН А. Дмитриевского, в настоящее время освоены и используются в промышленных масштабах четыре основные группы методов повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы: паротепло-вое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин, а также комбинированное использование этих технологий. Газовые методы: воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовым газом, а также водо-газовое воздействие. Химические методы: вытеснение нефти растворами поверхностно активных веществ полимеров, а также растворителями, щелочными растворами, кислотами. Методы гидродинамического воздействия на пласты—это гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, боковые стволы, барьерное заводнение и т. д.
В России наиболее распространены физико-химические методы воздействия на пласт (29,2% случаев применения методов увеличения нефтеотдачи) и гидроразрыв пласта (29,0%) Набирают популярность бурение горизонтальных скважин (12%), тепловые методы (8,5%), зарезка боковых стволов (6,0%). Эти методы дают заметное увеличение нефтеотдачи при приемлемой стоимости.
Табл. 4. Основные методы добычи тяжелой нефти
Название Содержание
CHOPS (Cold heavy oil production with sand). Холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком. В скважину вместе с нефтью поступает песок для повышения производительности.
VAPEX (Vapour extraction process) Добыча посредством газообразных растворителей. Закачка газообразных растворителей в пласт обеспечивает снижение вязкости нефти, которая в результате стекает под действием гравитации. Может быть использован для добычи битумов в зонах признанных слишком тонкими для обычной термальной добычи.
SAGD (Steam assisted gravity drainage). Паро-гравитационный дренаж Метод термальной обработки на месте залегания. Данный метод требует наличия двух горизонтальных скважин, в одну из которых непрерывно закачивается пар. Битумы разжижаются, стекают в скважину расположенную ниже и выкачиваются на поверхность.
CSS (Cyclic steam stimulation). Циклическая паростимуляция Метод термальной обработки на месте залегания. В течение определенного промежутка времени пар под высоким давлением закачивается в скважину. Далее следует период «выдерживания» при повышенной температуре, по окончании которого осуществляется добыча нефти до тех пор, пока нефть не иссякнет. Далее процесс повторяется.
ICP (In situ conversion). Конверсия на месте залегания IUP (In situ upgrading process). Обогащение на месте залегания Технологии являются экспериментальными методами термальной обработки на месте залегания. Изучение и разработку этих методов осуществляет концерн «Шелл» Данные методы предусматривают постепенный прогрев породы в течение нескольких месяцев. Метод IUP обеспечивает преобразование тяжелой вязкой нефти в более легкие угле водородные фракции. Метод ICP обеспечивает преобразование керогена в более легкие углеводороды.
Особые надежды ученые связывают с применением метода термогазового воздействия на пласт, который может быть очень эффективен на месторождениях Западной Сибири с низкопроницаемыми глиносодержащими коллекторами, а также на высокопроницаемых пластах после заводнения. В США, Норвегии и Канаде в подобных ситуациях применяют газовое и водогазовое воздействие, но в России газовые методы могут оказаться низкорентабельными из-за дефицита и постоянного удорожания углеводородных газов, а также отсутствия у нас месторождений углекислого газа с достаточно низкой себестоимостью извлечения. Термогазовый метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективный вытесняющий газовый агент за счет низкотемпературных внутриплатных окислительных процессов. В этом случае очень удачно используется особенность многих месторождений, в том числе Западной
Сибири, которые характеризуются не только высокими пластовыми давлениями, но и повышенными температурами — свыше 65-70°С.
По словам директора Института геологии нефти и газа СО РАН А. Конторовича, общий уровень российских технологий пока уступает мировым разработкам. Причина -очевидна. К трудноизвлекаемым запасам обращаются тогда, когда не остается легких. Поскольку в России легкоизвлекаемые запасы пока есть и именно они дают основную добычу, общее развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов идет медленнее, чем в Канаде или Венесуэле. Но в некоторых регионах, Татарстане, например, разработки ведутся очень активно. По признанию А. Дмитриевского, удачная конъюнктура мирового рынка нефти не служит стимулом для поиска новых подходов. Технологии развиваются не тогда, когда наблюдается низкая или высокая цена на нефть, а когда государство создает условия для вовлечения в разработку этих трудноизвлекаемых запасов.
По информации эксперта Н. Тимаковой, Россия была близка к созданию преференциальных фискальных условий для освоения трудноизвлекаемых запасов в 1990-е годы, когда цена на нефть резко снизилась, и значительная часть всех разрабатываемых на тот момент запасов могла претендовать на статус трудноизвлекаемых. В законе «О недрах» целых три статьи (40, 44, 48) закрепляли различные налоговые льготы для трудноизвлекаемых запасов, а в январе 1998 года вышел приказ Минприроды №41 «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых». Согласно этому приказу, льготу можно было получить за разработку запасов всех типов залежей и месторождений, извлекаемых с применением термических методов или закачки реагентов, обеспечивающих смешивающееся вытеснение нефти, запасов подга-зовых частей тонких (менее трех метров) нефтяных оторочек, запасов периферийных частей залежей, имеющих нефтенасыщенные толщины, менее предельных для экономически рентабельного разбуривания сетью эксплуатационных скважин. Но после того как цены на нефть пошли вверх и нефтегазовая промышленность начала бурно развиваться, необходимость в дальнейшем поощрении работ на трудных залежах отпала. В нынешней редакции закона «0 недрах» слово «трудноизвлекаемые» даже не встречается. Из-за трудности идентификации трудноизвлекаемых запасов чиновники решили пока обойтись введением льгот по выплате НДПИ для разработки восточносибирских месторождений, а также залежей, выработанных на 80% и содержащих нефть вязкостью свыше 200 мПа в секунду.
По словам эксперта А. Кимоновича, объем добычи тяжелой нефти и битумов не только в России, но и в мире пока остается низким. Причины — недостаточное развитие технологий освоения подобных залежей. Имеющиеся технологии требуют огромных инвестиций в добычу, создание инфраструктуры переработки и транспортировки. Перерабатывать тяжелую нефть по классической технологической схеме с целью получения топлива нерентабельно, а в ряде случаев невозможно она содержит низкое количество светлых (топливных) фракций (не более 25-30% по отношению к общему объему) При этом высокое содержание серы и смолистых веществ сокращает срок работы оборудования на НПЗ. Пока, по наблюдению эксперта Н. Тимаковой, большинство крупных компаний предпочитают вырабатывать, так называемые, «активные» запасы, которые не требуют повышенных затрат. Сегодня на 30-40 % качественных запасов приходится 70-75% добычи, а на 60% трудных запасов—только 25-30% добычи. Структура запасов быстро ухудшается еще и потому, что большинство новых открытых месторождений — средние и мелкие, их рентабельность заведомо ниже, чем крупных. Это значит, что уже к 2020 году российским нефтяникам придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами.
