Какие темы сегодня считают актуальными для себя предприятия, определяющие лицо самарской нефтянки, можно было понять на только что закончившейся в «Экспо-Волге» выставке «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия». Освоение месторождений сверхвязкой нефти тоже рассматривалось там - с точки зрения геологического изучения и подходов к разработке. Между тем продолжение принятого с середины 1980-х годов курса на импорт специализированных технологий и оборудования невозможно из-за эмбарго, и нужно безотлагательно приступать к импортозамещению.
Нефть – наше все
Применительно к Самарской области выражение «сидеть на сырьевой игле» - совсем не метафора: региональный нефтехимический комплекс дает львиную долю налоговых поступлений в бюджеты всех уровней и более 50 тысяч достойно оплачиваемых рабочих мест. По оценке областного министра промышленности и технологий Сергея Безрукова, именно в этой отрасли сегодня сконцентрированы «самые крупные налогоплательщики, самые главные работодатели и самые масштабные инвесторы нашего региона». Достаточно сказать, что в период с 2009-го по 2018 год такие гиганты, как «Роснефть», «Лукойл» и «Транснефть», намерены вложить в самарский нефтехимический комплекс почти триллион рублей.
Примечательно, что этот комплекс создавался - еще в советское время - как самый настоящий кластер: на территории нашего региона представлена полная технологическая цепочка - от добычи нефти и попутного газа до выпуска многочисленных продуктов их глубокой переработки. Но чтобы эта цепочка работала, нужны нефть (желательно местная, дабы сократить транспортные расходы) и ресурсная база - запасы углеводородов, которые подтверждены бурением или хотя бы геолого-геофизическими исследованиями.
Более того, чтобы предотвратить сокращение ресурсной базы, увеличение объема добываемой нефти на законодательном уровне обусловлено приращением ее запасов - главным образом, за счет геолого-разведочных работ (ГРР). К сожалению, показатели прироста извлекаемых запасов нефти в Самарской области как упали в 2010 году с 40,5 млн тонн до 29 млн, так практически и не растут. В 2013 году они составили 27,4 млн тонн. В таких условиях рассчитывать на серьезный прирост добычи не приходится: в 2009 году она составила 13,3 млн тонн, а через четыре года – всего на 14% больше (15,2 млн тонн).
При этом финансирование ГРР выросло с 4,2 млрд рублей в 2010 году до 6,4 млрд в 2012-м (больше чем на 50%), а в 2013 году снизилось до 5,4 млрд (на 16%). Тем не менее, это позволило выполнить значительные объемы поисково-разведочного бурения и сейсморазведочных работ: 4,8 тыс. погонных км в 2012 году и 3,5 тыс. – в 2013-м. А вот число месторождений, открытых на территории Самарской области за период с 2010-го по 2013 год, не превысило 30, причем все они - в силу малой продуктивности и небольшого размера – характеризуются низкой (особенно с учетом падения нефтяных цен на мировых рынках) рентабельностью добычи.
Эпоха «срубить по-легкому» заканчивается
Добывать нефть в нашем регионе год от года становится сложнее, утверждают эксперты, ссылаясь на два основных фактора. Первый, объективный, – исчерпанность природного потенциала. Почти за 80 лет промышленной добычи нефти ее месторождения в Самарской области выработаны больше чем на 70%. Второй, субъективный, состоит в том, что отечественные нефтесервисные компании сегодня по-прежнему умеют искать лишь самые простые ловушки углеводородов (в форме куполов), а их становится все меньше. С 1970-х годов в нашем регионе успешно разрабатывались методы поисков и разведки нетрадиционных, так называемых неантиклинальных, ловушек углеводородов. Однако когда нефтедобыча отошла к частным компаниям (таким, например, как небезызвестный ЮКОС), финансирование этих исследований практически прекратилось.
Теперь основной груз связанных с ними расходов и рисков взяло на себя государство. Заместитель руководителя департамента по недропользованию в Приволжском федеральном округе Нина Ерофеева рассказывает, что в последние два года за счет госбюджета на двух участках, расположенных на территории Самарской области, ведутся региональные методические работы, в результате которых недропользователи должны, наконец, получить инструмент для эффективного поиска нетрадиционных ловушек углеводородов. Жаль только, что самарские геологи и геофизики здесь ни при чем: указанные работы на нашей территории выполняют саратовцы.
Впрочем, прирастить запасы нефти можно не только за счет ГРР на новых территориях и доразведки месторождений, находящихся в промышленной разработке. Еще один путь - повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) – особенно актуален для таких старых нефтепромысловых регионов, как наш: средний КИН по эксплуатируемым месторождениям на территории Самарской области близок к 0,5. То есть половина нефти остается в земной толще. По оценкам специалистов, такой недоизвлеченной нефти в недрах нашего региона около 300 млн тонн (при темпах добычи 15 млн тонн в год этого хватит еще на 20 лет). Поднять КИН особенно заманчиво с экономической точки зрения: чтобы увеличить добычу, не нужно тратиться, к примеру, на новую инфраструктуру, на бурение и обустройство новых скважин, на подбор и обучение дополнительного персонала.
Вместе с тем для повышения нефтеотдачи нужны более сложные технологии – такие как гидроразрыв пласта на истощенных скважинах или бурение на них боковых и горизонтальных стволов. Вот только обладателями большинства подобных методик являются зарубежные компании. Значительная доля вины за это лежит на отечественных нефтедобывающих предприятиях: купить западные технологии им проще, чем вкладываться в отечественные разработки, тем более что их авторы традиционно уступают зарубежным коллегам в инновационном менеджменте.
Преодолеть вязкость
Некоторое время назад считалось, что драйвером технологического обновления отрасли станут малые нефтедобывающие предприятия, готовые инвестировать в новые технологии для ГРР и добычи. Но этот расчет не оправдался: с 2000-х годов на рынке полностью доминируют крупные вертикально интегрированные холдинги с гораздо меньшей инновационной восприимчивостью. На самарской земле эти холдинги представлены территориальными подразделениями «Лукойла» (РИТЭК, бывшая «Самара-Нафта») и «Роснефти» («Самаранефтегаз»). Вектор их интересов направлен на вовлечение в промышленную добычу высоковязкой нефти, доля которой в общем объеме извлекаемых запасов достигает 25% (около 120 млн тонн).
В РИТЭК разрабатывают технологию термогазового воздействия на нефтеносные пласты баженовской свиты. А «Самаранефтегаз» в альянсе с норвежской компанией Statoil, привлеченной в конце 2013 года, исследуют возможности освоения трудноизвлекаемых запасов, находящихся в доманиковых отложениях. Но скорого практического результата эти работы не сулят. По словам начальника управления геологии и запасов ОАО «Самаранефтегаз» Александра Устинова, выход на опытно-промышленные работы по этой теме (бурение пилотных и горизонтальных стволов в двух тестовых скважинах, а также гидроразрывы пластов) отнесен на 2016 год.
В более продвинутом состоянии находится проект «Самаранефтегаза», нацеленный на геологическое изучение, разведку и добычу сверхвязкой нефти на пяти лицензионных участках нашего региона. В последние два года там был выполнен комплекс ГРР, включающий электроразведку, бурение структурных скважин, а также исследования керна, и дело дошло до уточнения местоположения участка для пробной эксплуатации залежей сверхвязкой нефти, заявил Устинов. Но сама эксплуатация планируется на период с 2015-го по 2019 год.
В качестве одной из предпосылок к реализации данного проекта Александр Устинов назвал «положительный опыт освоения аналогичных запасов в Республике Татарстан». И ее лидерство в инновационном развитии отрасли проявляется не только в сфере освоения высоковязкой нефти.
Научиться комплексировать
Татарстан занимает в России передовые позиции в освоении еще одного современного подхода к повышению эффективности ГРР. Речь идет о комплексировании традиционных сейсморазведочных исследований и целого ряда так называемых легких методов. Этот подход особенно важен в старых нефтедобывающих регионах, таких, в частности, как Татарстан и Самарская область. Комплексирование позволяет избежать дорогостоящего бурения скважин в тех местах, где залежей углеводородов заведомо нет.
Так, на территории Татарстана достаточно эффективно работают низкочастотное сейсмозондирование и геолого-геохимические методы – в частности, технология, позволяющая определять наличие нефти по сорбентам, помещенным в почву в специальной оболочке.
Технология описана и теоретически обоснована еще советскими сейсмологами. Однако приоритет в практическом использовании этого эффекта для поиска и разведки залежей принадлежит США. В России метод микросейсмических исследований (МСИ) до сих пор официально не признан. Иными словами, запасы нефти, выявленные с помощью МСИ, нельзя поставить на баланс нефтяной компании, сетует гендиректор самарского ООО «НПП «Нефтяные горизонты» Александр Фомин. В состав его компании входит научно-технический центр, расположенный, кстати говоря, в Казани.
На положении Золушки
«МСИ начал развиваться в нашей стране фактически только после кризиса 2008 года, и сейчас технологиями, основанными на этом методе, наряду с «Нефтяными горизонтами», занимаются еще три-четыре российские компании, - рассказывает Фомин. – Одна из них давно и успешно работает, причем на производственном уровне, с ОАО «Татнефть». А вот их американские и европейские коллеги идут семимильными шагами, опираясь на гораздо более совершенную приборную базу, законы, стимулирующие применение МСИ, и щедрое финансирование со стороны нефтедобывающих предприятий.
В ущемленном положении находятся и другие носители инноваций в российской нефтедобыче - нефтесервисные компании. У их потенциальных заказчиков – добывающих холдингов – в фаворитах западные Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes и другие. Именно им принадлежит сегодня половина (а в ряде сегментов и все 100%) российского рынка нефтесервисных услуг, емкость которого к 2015 году, по оценкам специалистов, приблизится к $40 млрд. Так что в нефтяной отрасли, очень важной для бюджетов всех уровней, проблема импортозамещения стоит остро. Но результаты этого процесса, по расчетам Министерства энергетики РФ, появятся лишь через три-четыре года.
Для начала предлагается создать национальную нефтесервисную компанию или объединить отечественных сервисеров в консорциум, чтобы в сжатые сроки создать приемлемое по эффективности отечественное оборудование, необходимое, в частности, для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти. К финансированию данного проекта, по расчету властей, можно будет привлечь китайских, арабских и латиноамериканских партнеров. Однако успех технологического прорыва решается не столько организационно-финансовыми мерами, сколько инновационным инжинирингом. Между тем в намеченные Минэнерго сроки нельзя подготовить даже выпускника вуза, не говоря уже о проведении полноценных НИОКР: ведь стартовать в импортозамещении нам приходится почти с нуля.
Что касается профильных вузов, то заведующий кафедрой «Геология и геофизика» СамГТУ Владимир Гусев на одном из мероприятий выставки, только что прошедшей в «Экспо-Волге», сетовал на дефицит обычных микроскопов, а о самодельной компьютерной визуализации картинки с этих микроскопов говорил как о значимом техническом достижении.