nedvijimost-v-krizis.png

22919 просмотров

Хватит ли Казахстану нефти до 2030 года?

Казахстан уже сейчас сталкивается с тем, что ряд действующих месторождений углеводородов подходит к исчерпанию своих запасов

Хватит ли Казахстану нефти до 2030 года?

Хватит ли Казахстану нефти до 2030 года?

Казахстан уже сейчас сталкивается с тем, что ряд действующих месторождений углеводородов подходит к исчерпанию своих запасов. Между тем, в планах министерства энергетики – планомерное наращивание нефтедобычи как минимум до 2030 года и поддержание ее на уровне свыше 100 миллионов тонн в год на протяжение ряда лет после этого «пикового» срока.

Наращивание нефтедобычи планируется за счет открытия новых месторождений, между тем, эксперты – как зарубежные, так и отечественные – уверены в том, что старые месторождения рано списывать со счетов: в мире постоянно появляются новые технологии, позволяющие продлевать им «жизнь».

Напомним, что в 2016 году Казахстан повысил нефтедобычу – до 78 миллионов тонн против ранее прогнозируемых 77 миллионов тонн (годом ранее в стране было добыто 74 миллиона тонн), а в этом году изначально прогнозировал добыть 79,5 миллиона тонн, которые позже переросли в 81 миллион тонн. Однако затем эта цифра была скорректирована до показателя в 84,5 миллиона тонн, а в октябре премьер-министр республики Бакытжан Сагинтаев, выступая в парламенте, спрогнозировал по итогам текущего года превышение и этого показателя – до 85 миллионов тонн. По его словам, в первую очередь увеличение произойдет за счет добычи на месторождении Кашаган, в дальнейшем же это месторождение также будет давать наибольший прирост добычи, поскольку с нынешних 6 миллионов тонн в год на нем к 2020 году будут добывать 13 миллионов тонн нефти.

К 2018 году в стране планируется добывать уже 86 миллионов тонн нефти в год, в 2022 – 88,6 миллиона тонн, а пика мы достигнем к 2030 году, когда ежегодное извлечение углеводородного «черного золота» в республике превысит 130 миллионов тонн. При этом министерство энергетики Казахстана давно предупреждает о том, что более половины скважин на западе республики, где собственно и сосредоточена основная часть казахстанской нефтедобычи, эксплуатируется более 20 лет: часть из них подходит к конечной выработке, часть требует модернизации оборудования. У добывающих компаний Кызылординской группы, среди которых Эмба и проекты КазМунайГаза, объем добычи по тем же самым причинам снижается.

Пока три «кита» казахстанской нефтедобывающей отрасли – Карачаганак, Тенгиз и Кашаган – с лихвой покрывают потери от постепенной выработки старых скважин. Но в долгосрочной перспективе Казахстану необходимо думать о замещении «потерянных» на этих месторождениях объемов добычи. Либо за счет открытия новых запасов, либо за счет новых подходов к старым скважинам: здесь следует помнить о том, что эпоха «легкой нефти» подходит к концу во всем мире. Она закончилась даже в Саудовской Аравии, где находится более четверти известных мировых извлекаемых запасов: чтобы в следующем году освоить Хураис – крупнейшее в мире месторождение нефти – компании Saudi Arabian Oil Co., больше известной как Aramco, пришлось начать самый масштабный проект в своей истории.

Aramco потратит до $15 миллиардов на разветвленную сеть труб, оборудование для обработки пластов, глубокие горизонтальные скважины и системы нагнетания воды. Кроме того, осуществляя этот проект, Aramco распечатывает один из своих последних крупных резервуаров нефти. После Хураиса у Саудовской Аравии останется лишь одно неосвоенное гигантское месторождение – еще менее доступное месторождение Манифа на шельфе Персидского залива. Помимо них, резервы королевства в основном находятся на старых или мелких месторождениях. Очевидно, что даже после разворачивания в Казахстане полномасштабных проектов геологоразведки и открытия новых месторождений, официальная Астана не может быть уверена в том, что себестоимость нефтедобычи на них будет прежней, а не сопоставимой с затратами на Хураис.

Каков выход из этой ситуации? Экс-министр нефти и газа Казахстана Узакбай Карабалин считает, что помимо усиленной разведки, казахстанским нефтяникам следует попробовать «реанимировать» списанные было месторождения с помощью новых технологий и серьезного научного сопровождения, разумеется.

Нефть может быть повсюду

«Сейчас нефть надо искать на основе глубоких научных исследований с использованием последних технических достижений. Нефтяная отрасль сегодня «обречена» на научное сопровождение», – считает Узакбай Карабалин. Такой подход, по его мнению, способен преподнести республике не менее интересные и сенсационные открытия в отечественной «нефтянке», чем те, что были сделаны ранее. При этом, по мнению экс-главы нефтегазового ведомства, новую нефть при серьезном подходе можно обнаружить не только в традиционных для нее западных регионах республики, но и на севере Казахстана.

Во время работы г-на Карабалина в Казахстанском институте нефти и газа (КИНГ) он возглавлял масштабную работу по выявлению в Казахстане перспективных нефтегазоносных структур и научному сопровождению нефтяных операций. В это же время национальная компания «КазМунайГаз» и правительство страны получили новое видение перспектив нефтегазоносности всего Казахстана. По утверждению Узакбая Карабалина, КИНГ основывал этот документ на полномасштабных исследованиях доступных геологических материалов по всей территории Казахстана, на которой выделяют 15 осадочных бассейнов: Прикаспийский, Мангышлакский, Устюрт-Бозашинский, Аральский, Северо- и Южно-Тургайский, Сырдарьинский, Чу-Сарысуйский, Зайсанский, Илийский, Балхашский, Алакольский, Северо-Казахстанский, Прииртышский и Тенизский.

«Мы обследуем их полностью, и уже на этой стадии выявляются новые интересные направления, – говорит г-н Карабалин. – Так, Мангышлакский бассейн, который с точки зрения новых открытий считался малопривлекательным, сейчас дает надежду на новые находки, особенно в шельфовой части. Перспективы обнаружения нефти с определенной долей оптимизма можно прогнозировать не только в западных и южных, но и северных регионах республики, например, в Прииртышском бассейне», – утверждает он. Всего, по его сведениям, в республике открыто около 220 нефтегазовых месторождений, больших и малых, но новые открытия уже не будут поверхностными: по мнению г-на Карабалина, сегодня нефть придется искать на основе глубоких научных исследований.

Кроме этого, считает экс-министр, который ныне работает в ассоциации «Казэнерджи», еще один резерв для наращивания добычи таят в себе так называемые «неперспективные» месторождения. По словам г-на Карабалина, он сам был свидетелем того, как некогда закрытые структуры впоследствии радовали положительными результатами. Сейчас, используя новые технологии, можно вернуться ко многим месторождениям, которые в свое время были оставлены без должного внимания. «Будущее – за наукой и технологиями. И для нефтегазовой отрасли Казахстана это актуально сегодня, как никогда», – считает Узакбай Карабалин.

У соседей – те же проблемы

Как уже говорилось выше, проблема выработки «легких» месторождений характерна не только для Казахстана, но практически для всех нефтедобывающих государств мира. В том числе – и соседних, с которыми Казахстан вполне мог бы объединить усилия для нахождения совместных решений в этой отрасли. Речь идет о Российской Федерации и одном из субъектов Российской Федерации – Татарстане, президент которого Рустам Минниханов в сентябре этого года констатировал окончание эпохи «легкой нефти» в России и в Татарстане в частности.

«Добыча нефти в Татарстане становится все более наукоемким и интеллектуальным процессом, — подчеркнул он, выступая 21 сентября этого года с посланием Госсовету Республики Татарстан. – Нефтяной отрасли нужен технологический прорыв, так как в нефтяной индустрии страны остается значительной степень импортозависимости от иностранных технологий при разработке трудноизвлекаемых запасов. На следующем этапе стоит задача стать безоговорочным технологическим лидером в нефтяной индустрии России по созданию и внедрению инноваций», — обозначил цель для нефтяников региона г-н Минниханов.

По его данным, основной нефтедобывающий актив Татарстана – «Татнефть», уже вышла на промышленную высокотехнологичную нефтедобычу. Что же касается нефтепереработки, то тут задача остается прошлой: к 2018 году объем перерабатываемой на территории республики нефти должен превысить 23 миллиона тонн, а глубина переработки должна составить 98 процентов. «Предприятия нефтепереработки являются базовыми поставщиками сырья для нефтехимических производств республики. При всем этом нужно интегрировать нефтепереработку и нефтехимию», – заключил президент Татарстана.

Тут стоит отметить, что ПАО «Татнефть» является общепризнанным лидером в Роспатенте по количеству полученных патентов за последние 18 лет в сфере разработки нефтяных месторождений: в последние годы компания получает более 200 патентов в год. Ее новые технологии направлены на увеличение добычи нефти, снижение затрат при этом, разработку месторождений тяжелой, сверхвязкой нефти и природных битумов, сбор и переработку попутных нефтяных газов. Это позволяет компании в условиях высокой выработанности запасов расширить сырьевую базу и улучшить экологическую ситуацию. Особое значение в «Татнефти» придается повышении коэффициента нефтеизвлечения (КИН): в компании широко применяются различные технологии методов увеличения нефтеотдачи, при этом доля добычи третичными методами достигла 25,1%.

Как «Татнефть» выжимает недра по максимуму

«Татнефть» обладает знаниями и технологиями различной направленности: выравниванием профиля приемистости, доизвлечением остаточной нефти, тепловыми методами. Важным направлением интенсификации добычи нефти является солянокислотная обработка. Инновационные импортозамещающие методы струйно-кислотных методов обработки призабойной зоны и кислотного туннелирования внедрены на 130 скважинах в карбонатных коллекторах. В результате прирост добычи нефти составляет от 2,5 до 5 тонн в сутки. Технологическая успешность метода доведена до 90%.

Еще одна технология направленной кислотной стимуляции горизонтальных скважин с использованием высоковязких гидрофобных эмульсий позволяет производить избирательную обработку любого участка скважины. Имеется возможность обрабатывать поинтервально несколько участков ствола, несколько последовательно расположенных участков в любой части ствола и даже всю скважину любой длины в циклическо-направленном режиме. Технология позволяет избирательно обработать продуктивный пласт кислотой (при целесообразности) как под регулируемым давлением, так и без давления (кислотная ванна).

Помимо этого, в «Татнефти» успешно внедряются технологии водоизоляционных работ. Так, например, разработанная технология ремонтно-изоляционных работ в условиях низкой приемистости с использованием микроцемента применяется для герметизации колонн, ликвидации заколонных перетоков, где обычный цемент физически не может быть закачан из-за большого размера частиц. Кроме того, компания является лидером в области разработки и применения технологий расширяемых труб, которые позволяют не только значительно сократить затраты при строительстве скважин, но и могут быть успешно использованы при ликвидации зон обвалов и водопритоков.

Внедряется технология интеллектуального заканчивания скважин с использованием электроуправляемых клапанов. Данная технология позволяет регулировать отбор жидкости из участков горизонтальных скважин и отключать обводненные интервалы, не прерывая процесса эксплуатации. При эксплуатации обводненных скважин имеют место большие затраты электроэнергии, но в Татарстане нашли способ для их снижения – речь идет о применении устройств внутрискважинной сепарации нефти и воды, использование которых непрерывно расширяется. Разработаны различные варианты, которые позволяют поднимать на поверхность продукцию различными потоками или сразу закачивать в пласты без подъема воды на поверхность.

В результате, несмотря на увеличение обводненности продукции скважин и доли тяжелой высоковязкой нефти, «Татнефти» удается сдерживать удельную величину затрат энергии на добычу нефти, хотя в последнее время всё же наметилась тенденция к росту удельного расхода электроэнергии. Это лишь малая часть примеров того, как в Татарстане, с которым у Казахстана достаточно тесные связи, решают многочисленные проблемы, возникающие при эксплуатации месторождений нефти – и опыт, и наработки «Татнефти» вполне могли бы быть использованы и в нашей республике.

«Евразия» – окно в мир новых технологий разведки

Еще одним источником новых технологий в нефтедобыче для Казахстана обещает стать представленный в октябре 2013 на форуме KAZENERGY проект создания международного нефтяного консорциума «Евразия», который будет заниматься разведкой глубокозалегающих горизонтов Прикаспийской впадины. Еще в 2012 году один из первооткрывателей Кашагана Юрий Волож в ходе конференции «АтырауГео» выступил с докладом, из которого следовало, что в центральной части Прикаспийской впадины (между Атырау и Уральском) может находиться шесть-семь подсолевых структур с извлекаемыми запасами более 200 миллионов тонн нефти. Причем, с достаточно хорошей по нынешним временам исчерпания «легкой нефти» себестоимостью порядка $20 за баррель.

Отметим, что столпы нынешней казахстанской нефтедобычи – Тенгиз и Кашаган – являются аналогичными по характеристикам месторождениями, только находятся гораздо ближе к поверхности земли. Однако, по мнению г-на Воложа, сейчас нет смысла искать большие запасы на глубине до 5 тысяч метров – они уже исчерпаны. И надо бурить глубже, а такая работа для казахстанских специалистов – в новинку. Ситуация осложняется тем, что промышленные запасы нефти могут концентрироваться в узких конусах, что осложняет задачу по их поиску. С этим мнением соглашаются и многие казахстанские эксперты. Если в середине прошлого столетия ресурсы находили на глубинах в 1–2 километра, затем на глубине 1,5–2,5 километра, а позже – на 3–5 километров, то сегодня углеводороды добывают и на глубине свыше 7 километров, так что углеводороды вполне могут залегать и на глубине до 10 километров.

Понятно, что такой проект требует крупных инвестиций, которые одно государство или одна компания потянуть не сможет. Помимо этого специалисты утверждают, что бассейн Прикаспийской впадины необходимо изучать как единый, целостный географический комплекс, а каждую нефтегазоносную провинцию — как единый структурный элемент земной коры без учета административных единиц. Поэтому Казахстан и намерен создать консорциум с участием России, которой также принадлежит существенная часть Прикаспийской впадины. Проект «Евразия» планируется разбить на три больших этапа. На первом будут проведены работы по сбору, обработке и переинтерпретации архивных данных, полученных в ходе проведения региональных геологоразведочных работ и бурения параметрических скважин еще в советское время.

Вторым этапом станет проведение масштабных геофизических исследований по выделенным новым региональным профилям. И лишь на третьем намечено бурение новой опорно-параметрической скважины. Предполагается, что в результате этого удастся получить информацию по глубинам до 20–30 километров, то есть практически полностью, до фундамента, охватить Прикаспийскую впадину общей протяженностью 3,2 тыс. км. Примерная стоимость геологоразведочных работ по всем трем этапам составит около $500 миллионов. Такие затраты связаны с планируемым применением сложных высокотехнологичных методов и программных продуктов, а также организацией обработки и интерпретации геофизических данных на территории Казахстана, с привлечением лучших международных экспертов. Специально для этого предполагается создать современный центр компетенции по геологии Прикаспийской впадины.

При этом Казахстан намеревается стать управляющей проектом стороной, обработка и интерпретация геофизических данных будет вестись в Алматы на базе имеющихся лабораторных комплексов и будущего центра компетенции по геологии Прикаспийской впадины. Потенциальные места расположения глубокозалегающих конусов, ради которых затевается проект, примерно же известны. В частности, к ним относится структура Озинская в Саратовской области России (где предполагается обнаружить месторождение, сопоставимое с Карачаганаком), а также структуры на Соль-Илецком выступе, что на стыке Прикаспийской впадины и Уральского прогиба. В Казахстане это 11 поднятий между Атырау и Уральском, самыми перспективными из которых можно назвать Кушумскую, Карабекскую и Сахарную зоны.

Создание «Евразии» – на финишной прямой

Отметим, что в прошлом году для реализации этого проекта было зарегистрировано ТОО «КазМунайГаз – Евразия», а в сентябре этого года заместитель председателя ассоциации Kazenergy Узакбай Карабалин сообщил, что до конца текущего года потенциальные участники консорциума «Евразия» должны согласовать график ведения переговоров, выработать принципы сотрудничества и управления проектом, гарантии и обязательства для участников, рабочую программу и бюджет проекта, которые лягут в основу соглашения о консорциуме.

Напомним, что намерение участвовать в проекте изъявили такие компании, как Eni (Италия), «КазМунайГаз – Евразия» (Казахстан), Роснефть (Россия), CNPC (Китай), SOCAR (Азербайджан), NEOS Geosolutions (США). «На сегодня работа по проекту «Евразия» вышла на финишную прямую. Около 25–30% Каспийской впадины находится на территории соседней страны. Поэтому планируется использовать российские разработки в области обороны и космоса. Между заинтересованными госорганами уже подписан ряд соглашений о сотрудничестве, особенно по части передачи геологических материалов Россией Казахстану. Также достигнута договоренность о привлечении ведущих геологов из соседней страны. В России будет создана операционная компания, аналогичная «КазМунайГаз – Евразия». Мы надеемся на дальнейшее тесное сотрудничество с Россией по реализации этого проекта», – пояснил г-н Карабалин.

По его словам, консорциум будет пользоваться определенными льготами, к числу основных из которых относятся возврат в полном объеме подтвержденных сумм превышения НДС по товарам, работам и услугам, используемых для геологической разведки недр. Кроме того, предусматривается освобождение от НДС на импорт ввозимого оборудования, комплектующих и запасных частей к нему, а также сырья и материалов и признание расходов на геологическое изучение недр в рамках проекта в качестве относимых на вычеты при заключении последующих контрактов на недропользование в рамках одного проекта. В случае коммерческой добычи в рамках последующих контрактов налоговый режим должен позволить его участникам достичь реальной нормы рентабельности не ниже 15%.

По оценке г-на Карабалина, разработка и введение проекта «Евразия» в действие займет примерно шесть лет. По его словам, проведение крупных масштабных биофизических исследований, включающих новые дистанционные, аэромагнитные, гравитационные виды исследований в рамках проекта, должны «дать картину того, какие породы на каких глубинах залегают, где имеются тектонические нарушения». «Фаза третья – это бурение новой опорной глубокой скважины до 15 км, она станет стержнем всего проекта, по результатам этого будет определяться перспективность осадочного комплекса всей Прикаспийской впадины», – объяснил заместитель главы Kazenergy. И подчеркнул, что в целом Казахстан находится на стадии завершения всех подготовительных работ и практически готов приступить к реализации проекта «Евразия», который внесет свою лепту как в расширение запасов извлекаемой нефти в республике, так и даст казахстанским ученым и нефтяникам новые инструменты и знания в области обнаружения новых месторождений

Читайте "Курсив" там, где вам удобно. Самые актуальные новости из делового мира в Facebook, Telegram и Яндекс.Дзен

kursiv_in_telegram.JPG

banner_wsj.gif


Материалы по теме


Читайте в этой рубрике

 

#Коронавирус в Казахстане

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

kursiv_instagram.gif

Читайте свежий номер

kursiv_opros.gif

kursiv_opros.gif