Высоковязкие перспективы

Наиболее часто для разделения углеводородного сырья по плотности и вязкости в мировой практике используют классификацию, принятую в 1987 г. на XII Мировом нефтяном конгрессе в Хьюстоне. Согласно ей, нефти подразделяются на следующие типы:

​●  лёгкие – с плотностью менее 870,3 кг/м3 при вязкости менее 10 мПа*сек.;
●  средние – 870,3–920,0 кг/м3, 10 мПа*сек.;
●  тяжёлые – 920–1 000 кг/м3, от 10 до 100 мПа*сек. (от 10 до 20 град. API);
●  сверхтяжёлые – более 1 000 кг/м3, от 100 до 10 000 мПа*сек. (<10 град. API).​

Природные битумы имеют плотность более 1 000 кг/м3 при вязкости свыше 10 000 мПа*сек.

Около 15 % мировых запасов нефти относятся к категориям тяжёлых и сверхтяжёлых, основная их доля приходится на Канаду и Венесуэлу. Так, в первой открыты и разрабатываются такие месторождения, как Athabaska (запасы более 15 млрд т), Cold Lake (2 млрд т), Uhobaska (2 млрд т), Peace River (1,7 млрд т). К тому же в последнее десятилетие стабильно растёт добыча канадских битуминозных песков, что прежде всего обусловлено развитием технологий.Российские запасы природных битумов оцениваются в 30–35 млрд т, сверхвязких нефтей – почти в 20 млрд т. Правда, к промышленной разработке пока подготовлено лишь 0,5 млрд т.

В 2005 г. доля запасов вязких, высоковязких, сверхвысоковязких и тяжёлых нефтей (вязкость более 30 мПа*сек.) составляла 12 %, к 2010 г. она выросла до 16 % от общей ресурсной базы. Однако добыча данного сырья в 2010 г. не превышала 8 % от суммарной по стране. Разрабатываемые в России нефти имеют следующие категории вязкости:​

●  незначительная – менее 5 мПа*сек.;
●  малая – от 5 до 10 мПа*сек.;
●  повышенная – от 10 до 30 мПа*сек.;
●  вязкая – от 30 до 200 мПа*сек.;
●  сверхвязкая – более 200 мПа*сек.​

Основные залежи высоковязких и тяжёлых нефтей на территории Российской Федерации сосредоточены в Приволжском, Уральском и Северо-Западном федеральных округах, на которые приходится более 90 % всех российских запасов СВН. Причём на долю Татарстана – более 22 %.Примечательно и распределение запасов и добычи по вязкости. Так, наибольшая их часть приурочена к месторождениям с вязкостью свыше 200 мПа*сек. (57 %) и до 30 мПа*сек. (19 %).В 2010 г. основная добыча данного сырья была сосредоточена на месторождениях с вязкостью запасов до 30 мПа*сек. (41 %). На долю Ярегского месторождения (вязкость – 200 мПа*сек.), разрабатываемого термошахтным способом, пришлось 25 %. Другие месторождения – Ромашкинское, Ашолчинское и т. д. – осваиваются «Татнефтью».

Использовать чужой опыт, не забывая свой 

Технологии разработки месторождений тяжёлых нефтей и СВН можно условно разделить на три большие группы:​

●  карьерные и шахтные,
●  холодные,
●  тепловые.​

Наиболее впечатляющие результаты достигнуты в Канаде, где успешно применяются все эти методы и где за последние 20 лет создано и внедрено наибольшее количество новых технологий. Причём на некоторых месторождениях одновременно используются технические решения для извлечения нефтей с разными свойствами и геолого-физическими характеристиками. Например, на канадском месторождении Athabaska при глубинах до 100 м применяется карьерный метод добычи, а при больших – технология SAGD, о которой будет сказано ниже.

К настоящему времени до 56 % открытых в России запасов высоковязкого сырья могут извлекаться из недр с использованием достаточно изученных и давно применяемых на практике тепловых, физико-химических, газовых или комбинированных методов. Остальные 44 % высоковязких и подавляющее большинство тяжёлых нефтяных ресурсов нуждаются в новых технологиях, аналогичных применяемым ныне в Канаде и ряде других стран.

Однако по целому ряду причин их использование на отечественной сырьевой базе не представляется возможным. В первую очередь – из-за геолого-физических свойств. Условия залегания российских и канадских высоковязких нефтей существенно отличаются. Например, месторождения такого рода в Республике Татарстан располагаются на куда меньших глубинах (порядка 80 м), чем аналогичные в Канаде (Jack Fish – 400 м, Fire Bag – 320 м, Athabaska – до 760 м). Да и содержащееся в них сырьё имеет гораздо меньшую вязкость, чем за океаном (6–25 тыс. мПа*сек. против 1–10 млн мПа*сек.). Поэтому не удастся просто скопировать имеющиеся зарубежные технологии, необходимо провести целый комплекс адаптивных работ научно-технического и прикладного характера.

Однако в России подобные технологии уже применялись. К примеру, Ярегское месторождение успешно разрабатывается термошахтным способом начиная с 50-х годов прошлого века. А в 1980-е годы на месторождениях Татарстана проводились опытно-экспериментальные мероприятия по извлечению нефти тепловыми методами. Наконец, в настоящее время ряд компаний («Татнефть», «ЛУКОЙЛ», «РИТЭК», «Удмуртнефть» и другие) осуществляют исследования с целью вовлечения в разработку высоковязких нефтей. Но, учитывая низкую рентабельность данной деятельности (а в большинстве случаев фактически полное её отсутствие), все эти усилия носят характер скорее научных изысканий, чем реального перспективного бизнеса.


Таким образом, основные проблемы промышленной разработки месторождений высоковязких нефтей кроются в отсутствии достаточной ресурсной базы, недостатке эффективных технологий добычи в российских условиях и, наконец, общей низкой экономической рентабельности

Расширение ресурсной базы возможно, во-первых, за счёт доразведки уже открытых и эксплуатируемых площадей (перспективны в связи с этим работы в Республике Коми, на расположенных там Ярегском, Усинском, Нижне-Чутинском и других месторождениях). Во-вторых, благодаря разведке более глубоких и потенциально перспективных горизонтов. В-третьих, в результате осуществления ГРР в новых сырьевых регионах России и на шельфах её морей. Естественно, во всех трёх случаях необходимо максимально широко использовать новые технологии – как в рамках адаптации уже накопленного мирового опыта, так и путём создания новых методик. Для этого, разумеется, потребуются значительные инвестиционные вложения со стороны и отдельных компаний, и, возможно, государства (прежде всего, при внедрении новых технологических решений на уже осваиваемых месторождениях).

На сегодняшний день наиболее перспективной для добычи СВН является технология так называемого парогравитационного дренажа. В Россию она пришла из Канады, где достаточно хорошо себя зарекомендовала на месторождениях Athabaska, Cold Lake и Peace River при глубинах нефтенасыщенного коллектора порядка 300–500 м (то есть когда добыча сырья карьерным способом невозможна). Так в 1975 г. и родился метод Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD).

Суть его в том, что в ходе разработки месторождения в нижней части пласта бурятся две горизонтальные скважины, имеющие расстояние между стволами по вертикали от 5 до 7 м. Верхняя горизонтальная скважина – injector well – используется для закачки прогревающего агента – пара, который, поднимаясь вверх, создаёт большую паровую «шапку-камеру». В то же время нижняя скважина – production well – предназначается для непосредственного сбора нефти. Поднимающийся пар конденсируется на границе «шапки», нагревает сырьё, уменьшая его вязкостные характеристики, и увлекает вниз в эксплуатационную скважину.Из наземной инфраструктуры принципиальное значение имеют установки-парогенераторы, которые используют добытую нефть для создания пара. Теоретически с помощью такой технологии можно извлекать до 80 % запасов месторождения.

С целью повышения дебита и снижения энергетических затрат было предложено несколько усовершенствований метода SAGD. Наибольший интерес из них представляет комбинированный процесс закачки пара и растворителя, который обеспечивает значительное улучшение показателей добычи. В качестве растворителя в большинстве случаев применяют углеводородные газы (метан, пропан, бутан). Поэтому для обеспечения необходимых объёмов закачки требуется наличие поблизости источника природного газа. К сожалению, в России, в регионах залегания высоковязких нефтей, добыча «голубого топлива», как правило, не осуществляется. В связи с этим внедрение указанного метода у нас пока невозможно.

Льготы должны быть системными

Итак, основным фактором, сдерживающим развитие добычи СВН, является их низкая экономическая рентабельность. Как её повысить? Предлагается много путей. Например, в мировой практике для развития технологий разработки высоковязких нефтей месторождениям, на которых она ведётся, предоставляются значительные льготы по налогообложению. До момента окупаемости проекта взимается только royalty (1 % в Канаде и от 1 до 16 % в Венесуэле). Осуществляется также государственная финансовая поддержка. Так, в 1970–1980-е годы канадское правительство активно участвовало в инвестировании целого ряда пилотных проектов. В результате эта страна вскоре стала мировым лидером в данном секторе нефтедобычи.

В России дело обстоит несколько иначе. В 2007 г. для высоковязких нефтей (свыше
200 мПа*сек.) была введена льгота по НДПИ. Весной 2012 г. принято решение о предоставлении 10-летней льготы по экспортным пошлинам для СВН. В то же время предлагаемые ныне меры стимулирования нельзя рассматривать как системное решение проблемы. Они скорее направлены на повышение эффективности опытно-промышленных работ по внедрению новых технологий в рамках отдельных пилотных проектов.Поэтому требуется изменить сам подход к стимулированию технологий освоения ТИЗ, и в частности СВН. Государство должно более активно участвовать в их разработке, в том числе путём финансирования. На этапе отработки технологий в рамках опытно-промышленной эксплуатации месторождений можно было бы предусмотреть механизмы вычетов инвестиций из НДПИ и/или экспортных пошлин. А когда становятся известны технологические и экономические параметры проекта, необходимо более точно определять величину и срок предоставления льгот. И, конечно, следует обеспечить полную прозрачность данной процедуры. Иначе стимулирование добычи ТИЗ будет по-прежнему сводиться к безосновательному предоставлению адресных льгот тем компаниям, которые имеют больший административный ресурс.