тел. (499) 197-74-00
факс. (499) 946-87-11
Контакты для СМИ
г. Москва, ул Народного Ополчения,
д.34, стр.1 Бизнес-центр «ЦКБ-Связь»

Директор НАЦ РН им.В.Шпильмана А.Шпильман: "Сегодня в Югре есть где разведывать и искать месторождения"

26.06.2018

26.06.18 12:09; "Интерфакс-Урал": http://www.interfax-russia.ru/Ural/exclusives.asp?id=944932

Десять лет назад, в 2008 году, Научно-аналитический центр рационального недропользования (НАЦ РН) им.В.Шпильмана сделал прогноз по добыче нефти в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) до 2030 года. Он получился настолько точный, что в настоящее время совпадает с текущей ситуацией до миллиона тонн. Согласно ему, падение добычи "черного золота" продолжится - примерно на 1,5% ежегодно.

Чтобы спасти ситуацию, власти Югры при поддержке федеральных коллег (в частности, Минпромторга) совместно с компанией "Газпром нефть" запустили в регионе технологический центр "Бажен" - полигон по испытанию технологий и оборудования для разработки баженовской свиты. Перед ним стоит задача, по важности и сложности сравнимая с освоением космоса: найти такие решения, которые позволят экономически выгодно извлекать сланцевую нефть (а потенциал тут оценивается примерно в 10 млрд тонн) из глинистых недр. Причем необходимо этого добиться уже в ближайшие годы, поскольку это даст региону новые рабочие места, инвестиции и доходы с налогов.

О том, какие технологии используются на баженовской свите, импортозамещении в нефтегазовой отрасли, прогнозе по цене за баррель нефти, как сказались санкции на работе возглавляемого им института и потерянном контракте с Total в интервью агентству "Интерфакс-Урал" рассказал директор НАЦ РН им.В.Шпильмана Александр Шпильман.

- На ваш взгляд, как сказываются санкции, введенные в отношении российских нефтегазовых компаний странами Запада?

- Санкции, безусловно, сказываются. Особенно трудным был первый этап, поскольку приходилось менять направления работы - были разорваны договоры с западными компаниями. Несколько мировых лидеров нефтедобычи ушли из совместных предприятий. Например, компании Total, Shell или ExxonMobil, у которой была совместная работа с "Роснефтью" - все это несколько затормозило деятельность по объектам, на которые были объявлены санкции. Для ХМАО это, в первую очередь, баженовская свита.

С другой стороны, есть некоторый положительный эффект. Собственные разработки в стране начинают развиваться ускоренным образом, поскольку нужно чем-то заменить отсутствующие западные технологии, в частности в сфере добычи сланцевой нефти. Я думаю, через лет 10 мы увидим от данного эффекта отдачу - свои конструкторские и научные коллективы разовьются значительно быстрее.

Если же брать ключевые показатели - объем добычи нефти и объем бурения в целом, то на это санкции никак не повлияли. И я не вижу никаких спадов или взлетов, которые произошли (в данном направлении - ИФ) за последние два года по причине введения санкций.

- Растет ли доля отечественных технологий и оборудования в нефтегазовой отрасли? Заметно импортозамещение?

- Уже видны первые эффекты. Так, в ряде компаний появилось собственное специализированное программное обеспечение.

Хуже с производством, потому что его так быстро не наладить. Много импортного, поскольку требуются высокие технологии. Пробурить скважину глубиной 5 км - сложнейшая инженерная задача. Это огромное давление и температуры. Тем более в последнее время все больше бурится скважин горизонтальных, разветвленных. Это очень сложные технологии и оборудование, которые пока в основном зарубежные, но и российские аналоги стали появляться.

В Арктике, например, вообще используется только отечественный ледокольный флот и устройства для добычи нефти.

- Можно ли в данном направлении двигаться, ориентируясь только на собственные технологии, оборудование, или без зарубежных практик и разработок никуда?

- В настоящее время идет противостояние двух стран - России и Америки. Конфликт интересов понятен. Мы (НАЦ РН им.В.Шпильмана - ИФ) не выступаем против кого-то, а стараемся со всеми сотрудничать. Например, у нас нормальные отношения с французскими компаниями, но они не могут работать в ХМАО, потому что их правительство так постановило.

На мой взгляд, нам не надо идти по пути оторванности от мира. С другой стороны, мы должны быть достаточно самостоятельными. Заимствуя лучшее в мире, нужно и в России иметь достаточно хорошую промышленную и научную базу.

- Как оцените влияние санкций на работу возглавляемого вами центра?

- У нас были хорошие контракты с компанией Total, которые мы потеряли. Total вынуждена была закрыть контракты и уйти из проектов по баженовской свите. Они извинились перед нами, сказав, что это решение их правительства (Франции - ИФ).

Мы потеряли довольно большие средства. Речь шла о десятках миллионов рублей. Но их уход не был чем-то настолько критичным, чтобы потеря этих контрактов привела к банкротству, хотя некоторые трудности мы испытали. Это все было два года назад.

- Центру удалось после потери данных контрактов восстановиться?

- Были заключены другие контракты. Мы сейчас много работаем с "Белоруснефтью" по исследованию пород, с отечественными компаниями, в частности, "ЛУКОЙЛом", "Роснефтью", "Газпром нефтью". Но проект с Total был весьма весомый. Мы потеряли перспективные деньги. Если бы мы те контракты исполнили, то заработали бы больше.

Что касается сохранения коллектива - мы учреждение округа (ХМАО - ИФ), и данные вопросы - прерогатива властей региона, а коммерческая деятельность не является главной для нашего центра. Она разрешена, но не является основной ни в финансовом плане, ни в производственном.

- Какие передовые отечественные технологии используются в центре "Бажен"?

- Первое - это все, что связанно с бурением и обустройством. Второе - планируется создание гибких трубопроводов и всей цепочки технологий, связанных с горизонтальным бурением, гидроразрывом пласта (ГРП). Также разработан мощный комплекс исследования керна, чтобы с применением этих знаний подобрать технологии добычи.

В планах - разработка нескольких программных комплексов, в том числе по моделированию ГРП.

В целом технологий десятки, среди них - термогазового воздействия. Это несколько иная технология, чем ГРП. Она испытывалась компанией "РИТЭК" на Средне-Назымском участке. Планируются дополнительные опытные работы по данному направлению, чтобы выяснить ее эффективность для бажена.

Проект "Бажен" не рассматривается, как мелкое предприятие. Это объединение десятков компаний по своему направлению при организационной и финансовой опоре на "Газпром нефть" и поддержке Минэнерго РФ и правительства ХМАО.

- Какие в настоящее время самые перспективные направления в освоении баженовской свиты?

- Сегодня и бурят, и добывают на бажене очень немного - в среднем 600 тыс. тонн (в год - ИФ) при добыче в ХМАО порядка 230 млн (в 2017 году в Югре было добыто 235,3 млн тонн, что на 1,6% меньше по сравнению с 2016 годом - ИФ). И такой уровень держится на протяжении последних 7-8 лет.

При этом 70% добычи обеспечивает "Сургутнефтегаз". Он первый начал выходить на промышленное освоение бажена.

С компанией "Газпром нефть" мы, по решению правительства округа, создаем научный полигон на одном из участков для отработки технологий и также центр по исследованию керна. Думаю, что реально работа (по исследованию керна - ИФ) начнется в 2019 году.

В основном крупные компании на бажене проводят опытные работы и пытаются найти самые оптимальные технологии добычи. Тут ведь есть не только технологические вопросы, но и вопрос рентабельности. Поскольку технологии сложные и, соответственно, дорогие, то и вопрос окупаемости для баженовской свиты все время на грани. Государство со своей стороны сделало все возможное - ввело нулевую ставку НДПИ для баженовской нефти. Но пока еще не началось возрастание добычи. Мы думаем, что показательным будет достижение извлечения из недр "черного золота" на уровне 5-6 млн тонн в год.

- К какому году достижим данный показатель?

- Делались разные прогнозы по бажену. Я считаю, что к 2030 году достигнуть 20 млн тонн добычи баженовской нефти в год - это оптимистичный прогноз, но вполне реализуемый. Т.е. добыча должна вырасти более чем в 33 раза с нынешних 600 тыс. тонн в год.

- Какие технологии позволят так серьезно вырасти?

- На мой взгляд, это технологии, связанные с ГРП, созданием искусственного коллектора (трещин) в пласте. Сланцы - очень твердая порода и, в отличие от песчаников неокома, нефть в них закупорена и не движется. А ее надо добыть. Поэтому с помощью высокого давления вызывают разрывы в породе, в результате чего получается искусственная проницаемость.

Мировой стандарт добычи из сланцев - скважина с горизонтальным удлинением один километр и 10-12 ГРП. Его применяют и на бажене. При этом компании экспериментируют и с другим дизайном удлинения и ГРП. Мы сейчас не очень точно знаем, на каком расстоянии бурить скважины друг от друга, каковы области дренирования. Это все требует дополнительного изучения.

- Летом 2017 года Роснефть приобрела Эргинское месторождение - один из последних крупных участков недр федерального значения, расположенный в ХМАО. Теперь нефтегазовые компании в Югре пойдут "вглубь", стараясь совершенствовать технологии и как можно больше добыть нефти из недр, или все-таки в другие регионы?

- Я думаю и то, и другое. На мой взгляд, это не последнее крупное месторождение нефти в России. Например, недавно открытое Оурьинское месторождение с запасами порядка 20-30 млн тонн, расположено на границе ХМАО и Свердловской области на территории, которую ранее не считали высокоперспективной. В настоящее время оно находится еще в разведке.

Всего в год открывается 5-6 новых месторождений. Да, мелких. Но одно дело открыть мелкое месторождение в Восточной Сибири, куда никто ввиду нерентабельности не будет проводить всю инфраструктуру, в частности тянуть ЛЭП и строить дороги, и совсем другое - рядом с имеющейся дорогой. Поэтому в ХМАО вводятся и мелкие месторождения по 200-300 тыс. тонн, если они находятся рядом с крупным месторождением, и к ним достаточно, образно говоря, "добросить трубу".

Сегодня в Югре есть где разведывать, искать месторождения. Потенциал нашего региона очень высокий. По оценке, невыявленные извлекаемые ресурсы составляют около 10 млрд тонн нефти, а с учетом бажена может оказаться и выше.

Несмотря на оценки отдельных экспертов ресурсов бажена под 100 млрд тонн "черного золота", я придерживаюсь прогноза, что в данной свите около 4-5 млрд тонн извлекаемых запасов нефти. Это связано с тем, что коэффициент извлечения нефти по сланцам принимается очень низким. Пока мы предполагаем, что возможно добыть около 5%, а 95% останется в земле. И больше пока технологии не позволяют.

Я думаю, в 100 млрд тонн нефти в бажене можно оценивать геологический потенциал свиты. Но, повторюсь, добыть из них можно примерно 5 млрд при современных технологиях.

- Продолжится ли падение добычи нефти в ХМАО?

- Наш прогноз мы делали в 2008 году. В текущем году он совпадает с точностью до 1 млн тонн. Мы достаточно хорошо знаем перспективы. Ничего не произошло, чтобы сейчас менять прогноз - он полностью соответствует текущей ситуации.

По нашим прогнозам, в 2020 году в ХМАО снизится добыча до 220 млн тонн нефти.

После 2030 года ожидается, что наступит стабилизация. Пока я не очень понимаю этот уровень. Может быть, стабилизация начнется на уровне 180 млн или 150 млн тонн нефти в год. Я пока боюсь делать прогноз по стабилизации, не чувствуя уверенности в своих умозаключениях.

- Текущая стоимость в пределах $75-80 за баррель благоприятна для развития бажена?

- Конечно. Цена, определяющая рентабельность добычи сланцевой нефти - в пределах $60 за баррель, а $80 уже близко к идеалу, и она вполне устраивает разработчиков баженовской нефти. Сейчас не цена влияет, а технологии.

- Какова вероятность, что в 2018 году цена за баррель нефти превысит $100? Что может повлиять на такой рост?

- Это исключительно дело политики. Один из последних скачков до $80 был связан с тем, что Трамп (президент США - ИФ) в начале мая текущего года объявил о выходе из ядерной сделки с Ираном. В результате на фондовых биржах стали ожидать возможных новых санкций в отношении Ирана и запрета ему торговать нефтью. Это не имеет никакого отношения к ресурсам или запасам "черного золота".

Технологически $60 за баррель Brent - грань, где начинает играть экономика. Разработка тяжелых нефтей, песков месторождения Атабаска в Канаде, сланцев в разных частях мира, шельфовых и глубоководных проектов - все это требует цену более $60.

Заметьте, как быстро мир "выскочил" из цены ниже $60 - она упала, год-два, сменились установки, был подключен ОПЕК и стоимость за бочку пошла вверх.

Я думаю, что цена будет колебаться в районе $60-70, объективно отражая затратную часть, хотя не исключены скачки и до $100, все-таки напряженно в мире.

- Каково качество добываемой из бажена нефти на общемировом уровне?

- У нас в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции отличная нефть. Она гораздо лучше Urals, поскольку в Волго-Уральской нефти много серы. И когда нефть проходит по трубопроводу в Волго-Уральской провинции, там домешивают много нефти сернистой. Поэтому Urals дешевле, чем Brent, а "портят" ее на Волго-Урале, но по-другому не получится.

Баженовская нефть столь же хороша. У нас есть очень трудные тяжелые плотные нефти сеномана. Например, на Русском месторождении, где сотни миллионов тонн запасов, также как и на Ванъеганском месторождении. Это великолепное сырье для нефтехимической промышленности, но у нас нет таких заводов, которые могли бы его перерабатывать. Иногда данную нефть рассматривают как обычную, и получается не очень рентабельно.

- Сказывается ли сделка по ограничению добычи нефти стран ОПЕК и не-ОПЕК на темпах падения извлечения из недр "черного золота" в ХМАО?

- Незначительно. Объем производственного бурения в регионе почти не изменился. Когда мы делали в 2008 году прогнозы, не было никаких соглашений ОПЕК+, а все идет ровно по нашему сценарию, как я говорил выше. Сокращение добычи в ХМАО связано с состоянием ресурсной базы и в основном по давно разрабатываемым месторождениям.

- На Ямале существует малоизученный Гыданский полуостров. Возлагают ли на него надежды геологи? Возможно ли, что на Гыдане будут открыты крупные нефтегазовые месторождения?

- Вполне возможны новые открытия - и на шельфе, и на полуострове. Ведь в геологическом времени когда-то там были моря, поэтому вся эта часть Карского моря - очень перспективная на открытия. Единственное, я думаю, газа там будет открываться больше, чем нефти. Открытие крупных нефтяных месторождений - если повезет. Например, стоит ожидать открытий на перспективном на нефть и газ Тимано-Печорском шельфе.

- Газовые компании все чаще начали обращать внимание на сенонские залежи газа, которые располагаются выше сеномана. На ваш взгляд, за какими трудноизвлекаемыми залежами будущее: сенонскими или ачимовскими? Почему компании сейчас почти не осваивают сенон?

- На сеномане по ХМАО особо ничего не светит. Там деградированные тяжелые высоковязкие нефти. И хотя на них сейчас выдали льготы, как на трудноизвлекаемые, но там вопрос переработки, а не добычи. Нужно строить заводы, привлекать инвестиции. Данная проблема уже много лет стоит и пока не решилась.

Ачимовка в ХМАО - крайне перспективный объект и очень сложный в геологическом отношении, трудный для поиска, разведки и разработки. Несмотря на это, из ачимовки компаниям удается добывать в Югре ежегодно более 20 млн тонн нефти.

При этом на Ямале сеноман - основной источник газа и очень уникальный объект, а вот ачимовка намного менее перспективная. Поэтому их сравнивать нельзя - это два очень разных объекта.

Одним из главных перспективных объектов и ХМАО, и Ямала я бы назвал тюменскую свиту, которая представляет очень сложный коллектор, распространена повсеместно и везде нефтеносна. Только в Югре из нее добывается 25 млн тонн нефти в год. Тюменская свита залегает глубже, в отличие от ачимовки. Здесь требуется выходить на глубины в 3 км, глубже основных залежей неокома, из которых идет добыча на Самотлоре и других крупных месторождениях.


Возврат к списку

Национальный нефтегазовый форум и 19-я международная выставка «Нефтегаз-2019». Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса