Состояние и перспективы использования мелких и средних месторождений углеводородов

Нефтегазовый сектор экономики России в значительной степени обеспечивает экономическую, оборонную и национальную безопасность страны. Однако в последнее время в его функционировании имеются отдельные негативные явления, связанные с неудовлетворительным положением воспроизводства МСБ углеводородов, усложнением горно-геологических условий освоения месторождений, невысокой степенью извлечения и комплексности использования минерального сырья. Растет выборочная отработка запасов, сопровождаемая зачастую списанием с баланса предприятия оставшихся обедненных участков месторождений, т. е. практически безвозвратной потерей разведанных запасов полезных ископаемых. Возрастают объемы остаточных, трудноизвлекаемых запасов. В последнее десятилетие коэффициент извлечения нефти характеризуется тенденцией снижения, увеличивается количество малодебитных, низконапорных скважин, около 40 тыс. скважин законсервировано.

В настоящее время месторождения углеводородов классифицируются в соответствии с «Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (утв. приказом МПР РФ от 07.02.2001 № 126). Министерством природных ресурсов и экологии РФ утверждена новая классификация (приказ МПР России от 01.11.2013 № 477), которая введена в действие с 01.01.2016.

На территории Российской Федерации, согласно новой классификации месторождений углеводородов, в нераспределенном фонде недр свыше 98% участков недр, содержащих запасы нефти, и около 90% участков недр, содержащих запасы свободного газа и газа газовых шапок, относятся к категории мельчайших, мелких и средних (табл. 9.3).

Таблица 93

Сравнительная классификация месторождений углеводородов.

Только на территории европейской части России имеется 745 малых нефтяных и газовых неразрабатываемых месторождений. Из их числа 608 нефтяных и нефтегазовых месторождений содержат 737,9 млн т извлекаемых запасов нефти (категории А + В + С_{ + С₂), 26,6 млн т конденсата и 301,1 млрд м³ свободного газа; 113 газовых и 24 газоконденсатных месторождения содержат 326,6 млрд м³ углеводородного газа и 15,76 млн т конденсата.

Анализ топливно-энергетических балансов субъектов РФ, расположенных в европейской части, показывает, что практически все они энергодефицитны. Это касается даже большинства районов с развитой нефтегазодобычей. Так, топливно-энергетический баланс Северо-Западного федерального округа характеризуется активным балансом по углю, электроэнергии, дизельному топливу. Потребность в газе за счет собственных ресурсов удовлетворяется лишь на 10%, в нефтяном сырье и топочном мазуте — на 70—80%, в автомобильном бензине — на 95%.

Учитывая существующую структуру баланса запасов углеводородов, постоянное накопление числа низконапорных и малодебитных скважин, остаточных и других не извлеченных из недр запасов, становится очевидной государственная значимость комплексного освоения мелких и средних месторождений нефти и газа.

Наиболее полную и детальную картину с состоянием запасов углеводородов и их структурой дает анализ нераспределенного фонда недр (табл. 9.4).

В Российской Федерации в нераспределенном фонде недр по состоянию на 01.01.2006 числились:

• • 786 участков недр, содержащих запасы нефти и конденсата, но категории А + В + С_х объемом 1228,15 млн т, по категории С₂ — 1547,52 млн т;
• • 307 участков недр, содержащих запасы свободного газа и газа газовых шапок по категории А + В + C_t, — 3374,27 млрд м³, по категории С₂ — 3907,58 млрд м³.

Из 786 участков недр, содержащих запасы нефти и конденсата, 73,9% содержат запасы менее 1 млн т, 11,6% — запасы от 1 до 3 млн т. То есть 85,5% запасов нераспределенного фонда недр относятся к категории очень мелких и мелких, 12,6% — к категории средних и лишь 1,9% — к категории крупных.

В основных нефтегазодобывающих субъектах РФ около 60% запасов углеводородов относятся к категории мелких и средних. Так, в Ненецком АО 45,4% запасов нефти и конденсата относятся к категории мелких и средних.

В Пермской, Самарской, Оренбургской, Томской обл., Республике Башкортостан все 100% запасов нефти и газа относятся к категории мелких и средних. В Ямало-Ненецком округе 58,6% запасов нефти и конденсата относятся к категории мелких и средних. В Ханты-Мансийском автономном округе 21,5% запасов нефти относятся к категории мелких и средних. В Республике Саха (Якутия) 24,6% нефти и 9,1% газа относятся к категории мелких и средних. Большинство из отмеченных выше запасов нефти и газа находятся в труднодоступных районах.

Таблица 9.4

Состояние запасов углеводородного сырья по нераспределенному фонду недр Российской Федерации в соответствии с новой классификацией.

со го сл Примерно аналогичная картина наблюдается и в шельфовых месторождениях, содержащих запасы нефти и конденсата. Так, 60% разведуемых месторождений имеет запасы до 3 млн т, 40% — запасы от 3 до 30 млн т. В настоящее время крупные месторождения в нераспределенном фонде недр на шельфе отсутствуют.

Из 307 участков недр, содержащих запасы свободного газа и газа газовых шапок, 52,1% с запасами менее 1 млрд м³, 13,7% — от 1 до 3 млрд м³. То есть 65,8% запасов относятся к категории очень мелких и мелких, 23,8% — к категории средних и 10,4% — к категории крупных.

На шельфе 56,5% запасов свободного газа и газа газовых шапок относятся к категории крупных, 30,5% — к категории средних и только 13% - к категории мелких.

Таким образом, в нераспределенном фонде недр к категории мелких и средних относятся:

• • на суше — свыше 98% запасов нефти и около 90% запасов свободного газа и газа газовых шапок;
• • на шельфе — 100% запасов нефти и 43,5% запасов свободного газа и газа газовых шапок.

По состоянию на начало 2007 г. из 209 независимых от вертикальноинтегрированных компаний («Лукойл», «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и др.) предприятий 93,8% владели лицензиями на право пользования мелкими и средними месторождениями углеводородов, из них 66,5% — мелкими. Добыча нефти из указанных месторождений составляла 58,9% от общей добычи всех независимых предприятий. В то же время из 196 мелких и средних месторождений около 30% не разрабатывается в основном из-за их труднодоступное™; при этом на большинстве мелких месторождений углеводородов осуществляется преимущественно опытно-промышленная эксплуатация.

Освоение извлекаемых запасов нефти и газа неинтегрированными компаниями представлено на рис. 9.6—9.7.

Рис. 9.6. Освоение извлекаемых запасов газа (категория C_i + 0,5С₂) неинтегрированными компаниями, млрд м^3.

Из общего количества независимых производителей нефти 40,5% осваивают очень мелкие месторождения с запасами менее 1 млн т, 24,7% — мелкие с запасами от 1 до 3 млн т. Около 32,7% независимых производителей нефти осваивают средние месторождения с запасами от 3 до 30 млн т, причем около 34% из них (21 предприятие) осваивают месторождения с запасами от 3 до 5 млн т. Четыре независимых производителя нефти осваивают месторождения с запасами более 30 млн т.

Рис. 9.7. Освоение извлекаемых запасов нефти (категория С_х + 0,5С₂) неинтегрированными компаниями, млн т По имеющимся данным, в 2008 г. количество независимых нефтегазодобывающих компаний сократилось до 159 ед., т. е. но сравнению с 2007 г. стало меньше на 50 компаний. Практически полностью поглощены вертикально-интегрированными компаниями по различным причинам малые и средние нефтегазовые предприятия в Ханты-Мансийском АО, ЯмалоНенецком АО, Таймырском и Эвенкийском автономных округах, Пермской и Самарской обл. При этом годовая добыча нефти малыми и средними нефтегазодобывающими предприятиями сократилась до 4,9 млн т (1% от общей добычи), добыча газа составила 2,9 млрд м³ (0,3% от общей добычи).

Значительная часть неинтегрированных нефтедобывающих компаний до настоящего времени осуществляет пробную эксплуатацию отдельных высокодебитных скважин и частей месторождений, что в большинстве случаев приводит к разубоживанию запасов и наносит непоправимый вред их последующему промышленному освоению. Так, из 75 независимых компаний, имеющих лицензии на недропользование с запасами менее 1 млн т, 38 (немногим более 50%) осуществляют пробную эксплуатацию отдельных высокодебитных скважин и частей месторождений, остальные еще не приступили к освоению участков недр. Такие предприятия не в состоянии из-за финансовых проблем начать полноценную разработку месторождений. К сожалению, действующая налоговая система носит жесткий фискальный характер, и тяжесть налогового бремени в равной мере испытывают как недропользователи, осваивающие низкорентабельные, труднодоступные месторождения, так и недропользователи, осваивающие рентабельные месторождения. Очевидно, что система платежей и налогов в недропользовании должна учитывать особенности каждого конкретного объекта.

Необходимо отметить, что крупные компании не заинтересованы в разработке низкорентабельных месторождений, так как они обеспечены экономически эффективными к освоению запасами на 10—12 лет.

При освоении месторождений углеводородов необходимо учитывать ряд особенностей, присущих месторождениям нефти и газа, таких как тип месторождения, дебит скважин, порядок освоения месторождений углеводородов.

Так, месторождения (залежи) по типу флюидов подразделяются:

• • на газовые;
• • газоконденсатные;
• • газонефтяные;
• • нефтяные;
• • нефтегазовые;
• • нефтегазоконденсатные.

По дебитности (максимально возможный рабочий дебит) скважин газовые и газоконденсатные месторождения (залежи, объекты разработки) подразделяются на следующие группы:

• • низкодебитные — до 25 тыс. м^:!/сут;
• • малодебитные — 25—100 тыс. м³/сут;
• • среднедебитные — 100—500 тыс. м³/сут;
• • высокодебитные — 500—1000 гыс. м³/сут;
• • сверхвысокодебитные — свыше 1000 гыс. м³/сут.

При рассмотрении схемы разработки месторождения необходимо учитывать следующее:

• • освоение газонефтяных месторождений может осуществляться как с одновременной добычей нефти и газа, так и разнесенной во времени добычей нефти или газа;
• • при освоении газоконденсатных месторождений первоначально отбирается газ, затем нефть.

В современных условиях освоение мелких и средних месторождений углеводородов нередко становится экономически не оправданным.

Как видно из табл. 9.5, при добыче нефти около 50% затрат приходится на бурение скважин, примерно треть затрат составляет промысловое обустройство.

Таблица 9.5

Укрупненная структура капитальных вложений в нефтедобычу.

Как показывают расчеты, основным критерием, определяющим экономическую эффективность освоения мелких и средних месторождений углеводородов, является наличие и состояние транспортной инфраструктуры, подготовка которой, как правило, в 2—5 раз превышает полные затраты на обустройство месторождения. Поэтому в современных экономических и правовых условиях рассчитанный нами порог экономической эффективности освоения месторождений углеводородов начинается с извлекаемых запасов нефти в 10—11 млн т, природного газа — 12—14 млрд м³. При этом ежегодный отбор нефти и газа должен быть не более 4,5—5% от извлекаемых запасов, что обеспечивает их рациональное освоение.

Освоение мелких месторождений углеводородов экономически привлекательно только при условии минимизации затрат на создание транспортной инфраструктуры или переработки сырья непосредственно на месторождении (производство товарной продукции: бензин, дизтопливо, мазут, электроэнергия и т. д.). Все эго предопределяет необходимость принятия мер государственной поддержки малого и среднего предпринимательства в нефтегазодобыче.

Матричный анализ ресурсосбережения приведен в табл. 9.6—9.7.

Полученные результаты позволяют реализовать рациональные управленческие решения для различных случаев освоения месторождений полезных ископаемых. При этом следует проводить оценку принимаемых решений с использованием системы показателей экономической эффективности.

Уголь является одним из наиболее дешевых энергоносителей для производства электроэнергии. Однако если учесть прямые или косвенные затраты на снижение выбросов С0₂, составляющие до 60 долл, на т, то использование угля в перспективе будет обходиться намного дороже, чем использование природного газа, атомной энергии и энергии ветра.

По сравнению с угольными, электростанции, работающие на мазуте и природном газе, оказывают заметно меньшее воздействие на окружающую среду. При сжигании этих видов топлива не образуется летучей золы, удельные выбросы оксидов азота при сжигании мазута меньше в 2—2,2 раза, а выбросы сернистого газа на порядок ниже, чем на угольных ТЭС. Газ — экологически наиболее чистое органическое топливо. При одинаковой энерговыработке выбросы S0₂ при сжигании природного газа на 10—30% ниже, чем при сжигании мазута, и на 50—60% ниже по сравнению с углем. Таким образом, замещение традиционных видов топлива может оказать как экономический, так и значительный экологический эффект.

На замещение традиционных видов топлива влияют следующие факторы:

• • цена на природный ресурс;
• • истощение запасов природного ресурса;
• • трудности транспортировки природного ресурса и др.

Указанные факторы приводят к необходимости замещения дефицитного или слишком затратного природного ресурса на его заменитель. Например, получение бензина не из нефти, а из угля; замена бензина этанолом или биоэтанолом и т. д.

со со Основные факторы, влияющие на процесс ресурсосбережения по субъектам влияния.

со со со Матрица оценки влияния субъектов на процесс ресурсосбережения со со.

— с*.

Таблица 9.7

Одним из крупнейших потребителей углеводородного сырья является энергетика. Рассмотрим возможности замещения традиционных природных ресурсов (природного газа, угля или мазута) с эколого-экономических позиций. Наиболее экологичным видом топлива является природный газ. Расчеты показывают рост ущерба от загрязнения атмосферного воздуха при замещении природного газа углем (табл. 9.8) и мазутом (табл. 9.9). На рис. 9.8 представлены графики роста ущерба на 1 т.у.т переработанного топлива при замещении газа углем и мазутом.

Таблица 9.8

Результаты изменения ущерба при переводе ТЭЦ с природного газа на уголь.

Таблица 9.9

Результаты изменения ущерба при переводе ТЭЦ с природного газа на мазут.

Приведенные результаты укрупненных расчетов ущерба показывают, что наиболее экологичным является использование природного газа в качестве топлива ТЭЦ, на втором месте находятся мазут и дизельное топливо.

Возможности использования природного газа не исчерпываются газом, добываемым на крупных месторождениях. В настоящее время более 70% всех видов полезных ископаемых относятся к трудноизвлекаемым. Основной прирост запасов углеводородного сырья в ближайшей перспективе будет приходиться на шельф, что приведет к существенному росту инвестиций и снижению экономической эффективности. В структуре МСБ возрастает доля мелких и средних месторождений углеводородов, включающих трудно извлекаемые, некондиционные, низкорентабельные запасы полезных ископаемых. Их освоение в современных условиях сопряжено со значительными трудностями организационно-экономического характера. Инвестиции в транспортную инфраструктуру оказываются выше в 2—3 раза, чем затраты на обустройство месторождения. Эго приводит к экономической нецелесообразности освоения месторождения даже при существующих ценах на нефть и газ. Если учесть перманентное накопление числа низконапорных и малодебитных скважин, остаточных и других неизвлеченных из недр запасов, становится очевидной государственная значимость замещения добываемых ресурсов из рентабельных месторождений природными ресурсами мелких и средних месторождений нефти и газа; например, они могут использоваться для газоснабжения малых населенных пунктов.

Рис. 9.8. Изменение ущерба от загрязнения атмосферного воздуха на 1 т.у.т при различных вариантах замещения природного газа:

—переход на мазут;———переход на уголь С точки зрения практического управления, вопросами использования мелких и средних месторождений углеводородов, которые подлежат экономическому обоснованию, является параллельное или последовательное использование такого рода месторождений. В качестве основного критерия оценки воспользуемся критерием NPV, который рассчитан за весь период использования запасов рассматриваемых месторождений при условии обеспечения заданного объема газоснабжения малых населенных пунктов.

Для последовательного использования п месторождений NPV будет рассчитываться по формуле.

где Qf — запас j-го газового месторождения; Qj ~ годовая величина добычи на j- м месторождении; Р_} — прибыль от добычи газа на j- м месторождении; Z, _t — затраты на обустройство у-го месторождения и строительство трубопровода до малой ТЭЦ; W — потребность в газе на малой ТЭЦ; Т— период эксплуатации месторождений; T_f — период эксплуатации у-го месторождения.

Для параллельного использования месторождений необходимо предварительно выполнить условие выравнивания сроков эксплуатации используемых месторождений, т. е. обеспечить такие годовые объемы добычи, при которых Т_Х = Т₂ = … = Т_п. В этих условиях величина NPV будет определяться по формуле.

При параллельном использовании месторождений следует определить оптимальное сочетание параллельно осваиваемых мелких и средних газовых месторождений.

Основные соотношения между приведенными выше параметрами задачи:

1) условие равенства срока истощения:

2) срок эксплуатации определяется по формуле.

Величина T определяется для выбранных месторождений je J

• 3) суммарная величина добычи газа из эксплуатируемых мелких и средних месторождений должна быть равна потребности малой ТЭЦ;
• 4) критерий оптимальности — максимизация чистого дисконтированного дохода для выбранных месторождений:

В данной задаче искомым является набор месторождений j е J, обеспечивающий максимум NPV. Однако в зависимости от потребности малой ТЭЦ объем годовой добычи для разного набора разрабатываемых месторождений будет различаться. Дополнительная сложность состоит в том, что срок эксплуатации исчисляется исходя из объема добычи на отобранных месторождениях, а годовой объем добычи определяется из условия 1.

Данная задача может быть решена путем разложения ее на две подзадачи.

Прежде всего следует обеспечить рациональный перебор вариантов наборов эксплуатируемых месторождений. На первом этапе следует провести расчет NPVj для каждого месторождения по формуле

Qf

где Tj =-j-, j= 1, 2,п.

Ц/.

После этого необходимо проранжировать месторождения по убыванию показателя NPV. Далее производится отыскание вариантов наборов газовых месторождений, претендующих на оптимальность в соответствии со стандартным алгоритмом Фора и Мальгранжа.

Пример 9.1.

Необходимо обеспечить газоснабжение мини-ТЭС на основе эксплуатации мелких месторождений природного газа в объеме 30 мл м³ в год.

Ситуация 1. Имеется месторождение А, запасы которого равны 150 млн м³. При добыче 30 млн м³ в год жизненный цикл этого месторождения составляет пять лет. Затем начнется разработка следующего месторождения В с аналогичными параметрами; еще через пять лет будет задействовано месторождение С.

На месторождении будут пробурены три добычные скважины, каждая из которых даст 10 млн м³ в год. Расходы на обустройство, не зависящие от числа скважин, равны 10 млн долл., бурение одной скважины оценивается в 40 млн долл. Тогда суммарные расходы на обустройство определяются по формуле.

где NS — количество скважин.

Прибыль определяется по формуле 2 • <2™ млн долл., затраты на рекультивацию равны 5 + 5 • NS млн долл. В результате последовательной эксплуатации грех месторождений получена прибыль в размере 172,87 млн долл. Динамика роста NPV при норме дисконта 10% представлена на рис. 9.9.

Ситуация 2. Рассмотрим другой порядок использования месторождений. Для обеспечения мини-ТЭС (30 млн м³ в год) будут задействованы все три месторождения одновременно. На каждом из них будет пробурена одна эксплуатационная скважина, следовательно, от каждого па протяжении 15 лет ТЭЦ будет получать 10 млн м³ газа в год.

Рис. 9.9. Динамика NPV при последовательном использовании месторождений Расчет проводится для одного месторождения (для всех месторождений значение NPV следуе т утроить).

В результате эксплуатации одного месторождения получена прибыль в размере 119,95 млн долл.; тогда суммарная прибыль за этот же период составит 3 • 119,95 = = 359,85 млн долл. Динамика NPV для одного и всех трех месторождений представлена на рис. 9.10.

Рис. 9.10. Динамика NPV при параллельной эксплуатации трех месторождений А, В и С.

• — О—-одно месторождение;
• -О—параллельное использование всех месторождений

Для сравнения на рис. 9.11 представлены результаты, полученные при рассмотрении обеих ситуаций.

Рис. 9.11. Сравнительный анализ NPV для последовательного и параллельного освоения малых газовых месторождений:

• — О—-одно месторождение;
• -О—параллельное использование всех месторождений;
• —-О——последовательное освоение месторождений

Очевидно, компании, принимающей решение об эксплуатации мелких месторождения газа, целесообразно воспользоваться их параллельным освоением.

Проведенный анализ иллюстрирует возможности предложенного метода оценки чистого дисконтированного дохода для последовательного и параллельного использования мелких и средних месторождений углеводородов. Такой анализ должен быть проведен для конкретного набора месторождений, поскольку они различаются затратами на обустройство, удаленностью от мини-ТЭС и другими эксплуатационными характеристиками.