Остановить скважины: описано сокращение добычи нефти в России

На возобновление может уйти до полугода...

После того, как министры ОПЕК+ ударили по рукам, болезненного процесса сокращения добычи нефти нам не избежать: российская квота на урезание самая большая – 2,4 млн баррелей в сутки.

О том, что значит "остановить скважину" и сколько времени уйдет потом на восстановление, мы узнали у доктора технических наук, автора книг по нефтегазовому делу, профессора РУДН Владимира Тетельмина.

фото: pixabay.com

- Есть ли понимание того, сколько действующих нефтяных скважин после подписания сделки ОПЕК+ придется консервировать России?

- Соглашение об ограничении производства в рамках ОПЕК+ с учетом не входящих в альянс стран позволяет сократить число консервируемых скважин в нашей стране до 18 тыс единиц.

Если брать только низкодебитные (дебит - объем добычи за единицу времени - "МК") скважины, то падение общей добычи в России составит от 6,5 до 13 млн тонн нефти.

В будущем году нашей стране в рамках нынешних международных условий придется законсервировать около 14 тысяч скважин.

- Насколько подобный масштаб закрытия болезненно отразится на рынке?

- Средняя производительность российских скважин - 5 тонн в сутки.

Если консервировать старые, советские низкорентабельные объекты, то пришлось бы закрывать чуть ли НЕ половину всех имеющихся скважин (по разным оценкам, всего их от 140 тыс до 160 тыс – "МК".).

Речь о скважинах, дебит которых составляет всего 1-2 тонны в день.

Их фактически приходиться поддерживать искусственно.

Вдохнуть в них вторую жизнь поможет только капитальный ремонт.

Новые, «свежие» высокодебитные скважины закрывать нерационально.

- В чем заключается смысл консервации скважины?

- В России эксплуатируется достаточно большое количество скважин в так называемом режиме «растворенного газа».

Пластовое давление в таких скважинах упало ниже точки насыщения, и они являются первыми кандидатами на консервацию.

Предварительно готовится проект консервации скважин, который должен быть одобрен надзорным органом.

Процесс консервации достаточно длительный.

Не случайно горели нефтяные скважины в Кувейте и Ираке, когда в конце 1990-х годов там начинали возникать военные конфликты.

Пожары на сотнях скважин произошли потому, что из-за форс-мажора их НЕ успели заглушить.

Обычно консервация добывающих скважин осуществляется с учетом возможности дальнейшей разработки.

Консервацию используют в следующих случаях: либо нарушаются нормы безопасности и возникает аварийная ситуация; либо скважина становится нерентабельной из-за малого дебита.

Или из-за изменения цены на нефть.

Порядок консервации скважин на период до года такой: из скважины поднимается на поверхность рабочее оборудование; ствол скважины промывают и очищают; потом заполняют тяжелым раствором, противодействующим пластовому давлению.

При длительной консервации в скважинах над перфорированным участком выше кровли пласта создают цементные мосты.

Остальная часть обсадной колонны (конструкция для крепления буровых скважин – Н.М.) заполняется нефтью или дизельным топливом.

С задвижек устьевой арматуры снимают штурвалы, на фланцы ставят заглушки, манометры герметизируются.

Дважды в год состояние скважин проверяют.

- А как потом расконсервируют скважину?

- Расконсервация и пуск в эксплуатацию может длиться несколько месяцев. Особенно долог процесс повторного вызова притока нефти.

Бывает, скважина начинает давать нефть только через полгода.

После расконсервации скважина может «забыть» о том, что была в эксплуатации. Нефть обладает такими качествами, которые называют «реологические свойства».

То есть она обладает своеобразной памятью.

Если остановить добычу, нефть осаждается в порах и привести ее «в движение» впоследствии становится затратно: это требует использования современных технологий.

- Чем отличается от нашего технологический процесс консервации сланцевых месторождений в США? 

- Технологии примерно одинаковые и уже давно отработаны.

Другое дело, что сланцевая нефть — это особенный сорт углеводородов.

Ее добыча сопряжена с крайне низкой пористостью сырьевых пластов, что затрудняет добычу.

Для повышения отдачи американцы применяют метод, который называется гидроразрыв пласта.

Он сопряжен с закачкой тысяч тонн специальной жидкости под высоким напором. Создаются ходы для нефти.

Пласт становится проницаемым и по образовавшимся трещинам «черное золото» подходит к скважине.

Эта технология активно отрабатывается последние 20-30 лет.

Ее применение позволило американцам вырваться на первые позиции среди добывающих стран мира.

Себестоимость такой добычи обходится недешево — $30-40, а иной раз и $50 за баррель.

При нынешних ценах такое сырье НЕ выдерживает конкуренции с традиционной нефтью.

Себестоимость добычи «черного золота» на Северном море или в Мексике не выходит за рамки $10-12.

Возможныех вариантов сочетания факторов геологического и технологического характера, необходимых для определения «восстановления здоровья» скважины, тут несколько тысяч.

Выбрать оптимальный - крайне сложно.

- Некоторые авторитетные представители отрасли ссылаются на технологические особенности разных добывающих регионов мира.

Если в Саудовской Аравии для снижения добычи достаточно лишь «перекрыть задвижку», то в России остановка производства может привести к краху проекта - и необходимости дополнительных работ, сопоставимых с теми, которые уже были сделаны при вводе месторождения в промышленную эксплуатацию.

Что делает наши потенциальные потери гораздо более высокими.

Это действительно так?

- Не совсем. Понятие «перекрыть задвижку» — весьма условное. Оно тоже требует множества технологических операций.

Конечно, добыча на низкорентабельных объектах в России может быть прекращена полностью или же приостановлена до «лучших времен».

Но скважины, производительность которых находится на допустимом по себестоимости уровне, технологически можно варьировать с помощью штуцера, через который поступает сырье.

Сужая его отверстие, можно изменять объемы производства углеводородов.

Такая технология широко применяется по всему миру - не только в Саудовской Аравии, но и в России.

Снижая добычу, все участники сделки будут использовать максимум допустимых способов для сокращения производства и сохранения сырьевого фонда.

Каждый собирается оставить за собой возможность при случае оперативно увеличить производство, если спрос на рынке вырастет.

- Так все–таки: экономические потери нефтяной отрасли России в результате сделки ОПЕК+ будут выше, чем у наших основных конкурентов – саудитов и американцев – или нет?

- В России коэффициент извлечения нефти, то есть отношение между объемом извлекаемых и объемом геологических запасов, минимальный по сравнению с другими странами.

Зачастую производителю приходится довольствоваться всего 30% извлеченных запасов, которые содержит нефтяной пласт, а остальные 70% ресурса остаются в недрах.

Необходимо стремиться к использованию новых технологий, позволяющих повысить отдачу скважины после ее реабилитации. Американские производители научились извлекать до 50% ресурсов месторождения.

Нельзя упускать из виду, что наши основные зарубежные конкуренты заранее обладают преимуществом перед Россией.

В нашей стране максимальный дебит (объем добычи в единицу времени – Н.М.) новой скважины не превышает 200-300 т в день.

В свою очередь, в Саудовской Аравии большинство новых скважин способны выдавать до 700-750 т в сутки.

Эр-Рияд располагает примерно двумя тысячами высокодебитных скважин, тогда как России, чтобы добиться аналогичных производственных результатов, приходится эксплуатировать более 100 тыс. скважин, а США вынуждены задействовать свыше 500 тыс скважин.

Саудовской Аравии гораздо дешевле наблюдать за небольшим количеством высокодебитных скважин, нежели России и США вести контроль над сотнями тысяч малодебитных нефтяных скважин.

Если же давать какую-то обобщающую оценку российских потерь, то в результате всех происходящих флуктуаций цен на рынке нефти российский бюджет может НЕ досчитаться в текущем году до 30 млрд долларов.