ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ
Рынок нефтепродуктов: запуск новых фьючерсных контрактов Майские тренды IT-технологии в нефтегазовой промышленности Регистрация правил доступа на торги и новые этапы road show фьючерса на Urals ИД «Недра» выступил спонсором выставки и конференции Offshore Technology Conference в США Oil & Gas Journal Russia признан «Лучшим брендом 2016 года» среди нефтегазовых изданий России ИД «Недра» – участник Frankfurt Book Fair 2016 Эксперты PwC оценили перспективы мирового рынка малотоннажного производства СПГ Регенерация бурового раствора при бурении скважин с оптимизированной конструкцией Мировое измерение российского нефтесервиса Временные трубопроводы Интервью с Андреем Бочковым, заместителем генерального директора по ГРР и развитию Перспективы проекта по организации мелкооптовой биржевой торговли нефтепродуктами в России Brent 57,25 -0,6200 (-1,07%) USD 57,5118 -0,0588 (-0,1%) Micex Oil & Gas 5032,85 +0 (0,00%)

Статья в свободном доступе

Вторник, 08.04.14
«Методику оценки нетрадиционных запасов будем разрабатывать всем нефтяным сообществом»

Интервью с генеральным директором Государственной комиссии по запасам Игорем Шпуровым

Эксперты предрекают, что добыча нефти в России начнет снижаться уже в ближайшее время и ввод новых месторождений не сможет компенсировать падение на старых промыслах. Какова ситуация с ресурсной базой углеводородов в стране, можно ли сдержать падение добычи, как продвигается введение новой классификации запасов и каким образом будет вестись учет нетрадиционных запасов нефти и газа — на вопросы Татьяны Яковлевой-Устиновой отвечает генеральный директор Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) Игорь Шпуров.

Игорь Викторович, ряд экспертов утверждают, что добыча нефти в России начнет падать уже в 2018 году из-за того, что за последние годы не было открыто крупных месторождений. На сколько лет нам гарантированно хватит нефти?
— На начало этого года в России запасы нефти по промышленным категориям АВС1+С2 оцениваются чуть более 29 млрд т нефти, из которых по категории АВС1– 18 млрд. В 2013 году добыча жидких углеводородов составила 523 млн т. Так что вроде бы страна обеспечена запасами на 35 лет.
Однако проблема в том, что уже сейчас введено в разработку более 70 % от запасов, разрабатываемых залежей промышленных категорий. В то время как примерно половина всех запасов категорий АВС1+С2 по разным причинам не вовлечена в разработку. Это, с одной стороны, трудноизвлекаемые запасы: нефтяные оторочки газовых месторождений, высоковязкие нефти, нефти в коллекторах с низкой проницаемостью на разрабатываемых месторождениях, с другой — месторождения, удаленные от транспортной инфраструктуры. Разработка большинства таких запасов пока экономически не эффективна.
Поэтому для стратегического планирования добычи при существующей экономической ситуации и действующем налогообложении в расчет надо брать не 18,2 млрд т, а примерно 11 млрд. При такой цифре и снижении кратности запасов мы получаем уже показатель в 9 лет, что крайне мало. Это означает, что если мы не предпримем действий по вовлечению неохваченных запасов в разработку и увеличению объемов геологоразведочных работ, то можем попасть в ситуацию, когда добыча нефти начнет снижаться в течение ближайших двух-пяти лет.

Что нужно сделать для принятия таких действий и преодоления проблемы?
— Прежде всего — научиться работать с трудноизвлекаемыми запасами. Для этого необходимо, чтобы государство наладило диалог с недропользователями. И речь идет не только и не столько о снижении налогов. Хотя стимулировать разработку трудноизвлекаемых запасов тоже надо.
Государство может вложить деньги в единую инфраструктуру — в дороги, нефте- и газопроводы, железную дорогу, ЛЭП, помочь компаниям сделать единый кластер, способствующий комплексной разработке мелких удаленных месторождений.
В России пока единственный пример такого подхода — Уватский проект. Правительство Тюменской области помогло ТНК-ВР сделать единый кластер для разработки трудноизвлекаемых запасов тюменской свиты. Компании предоставлялись субвенции, когда часть НДПИ и налога на прибыль возвращалась ей на создание инфраструктуры. Такую идею подал тогдашний глава региона Сергей Собянин. Проект начали реализовывать в 2004 году. Через три года на Увате добывалось 700 тыс. т, а в 2013 — уже 10,2 млн т. И рост продолжается. И таких проектов в России может быть много — в ХМАО, ЯНАО, Тимано-Печоре, Восточной Сибири. Сейчас правительство Тюменской области создает Тобольский кластер. Это не просто льготы, а настоящее частно-государственное партнерство, в процессе которого создаются инфраструктурные проекты и инновационные технологии, позволяющие эффективно как для компании, так и для государства разрабатывать трудноизвлекаемые запасы.
Помимо налоговых льгот и помощи государства необходимо развивать технологии. И, наверное, это самое главное. Потому что любые льготы, субвенции и прочие налоговые преференции могут быть даны только на то время, пока не появятся и не будут апробированы новые технологии, которые позволят эффективно разрабатывать трудноизвлекаемые запасы.
Ведь если ретроспективно посмотреть на историю развития нефтяной промышленности, то можно заметить, что все запасы были когда-то трудноизвлекаемыми. Например, еще в 1990‑х годах никто не знал, как разрабатывать пласт «рябчик» на Самотлорском месторождении. Сейчас технологии отработаны, и никто не поднимает вопрос о предоставлении льгот для этой группы пластов. Нет проблемы в Западной Сибири и с разработкой васюганской свиты, с освоением которой в 80‑х годах прошлого века были большие проблемы.
Сейчас недропользователями подбирается универсальный ключ к разработке тюменской свиты. Именно для того, чтобы его найти, государство дало налоговые льготы для освоения этого горизонта. Думаю, что в недалеком будущем появятся технологии, которые позволят эффективно разрабатывать и тюменскую свиту. С этого момента налоговые льготы станут не нужны. И так далее.
Если мы посмотрим глобально с этой точки зрения на проблему трудноизвлекаемых запасов, то увидим, что налоговые льготы (или как их разновидность — субвенции или затраты государства в инфраструктурные проекты) — это не что иное, как стимулирование государством инновационного развития ТЭК.

Каков сейчас рост и насколько он восполняет списание запасов?
— За последние восемь лет запасы растут не менее чем на 600 млн т в год. Такой прирост превышает добычу нефти более чем на 30 %. В прошлом году прирост запасов составил около 700 млн т нефти. При этом надо сказать, что недропользователи представляют в ГКЗ как приросты запасов, так и списание в случае их неподтверждения при разбуривании.
В 2013 году в результате неподтверждения списано всего 27 млн т нефти по промышленным категориям АВС1, что составляет менее 4% от общего прироста запасов этой категории. По запасам категории С2, которые считаются предварительно оцененными и по определению обладают меньшей достоверностью, не подтверждено тоже относительно немного — 160 млн т. Примерно 1% от числящихся на государственном балансе и 20% от общего изменения запасов за 2013 год. Так что можно уверенно констатировать, что находящиеся на государственном балансе данные по запасам объективны.
По газу ситуация более оптимистичная. Сейчас на госбалансе числится более 69 трлн м3 категорий АВС1+С2, из которых более 70% — запасы промышленных категорий. И запасы растут гораздо большими темпами, чем по нефти. Уже за первый квартал 2014 года, по результатам предварительной экспертизы, прирост по газу может составить около 1 трлн м3, в основном за счет Южно-Киринского и Астраханского месторождений.
Возвращаясь к запасам нефти, можно констатировать, что основную долю прироста по промышленным категориям традиционно обеспечивает доразведка месторождений, примерно 75%. 2013 год не был исключением. Переоценка запасов, увеличение КИН, уточнение подсчетных параметров по площади месторождения обеспечивает еще 20%. По-прежнему крайне мало открывается новых месторождений. Большая часть вновь открытых – мелкие по запасам. Средний объем запасов таких месторождений около 2 млн т.

В каких регионах запасы выросли больше всего?
— Наибольший прирост традиционно наблюдается в Западной Сибири. Причем везде — и в ХМАО, и в ЯНАО, и на юге Тюменской области. Несмотря на то что в целом по Западной Сибири добыча нефти снижается, этот регион остается наиболее привлекательным для увеличения сырьевой базы. Так, например, по итогам прошлого года прирост запасов на юге Тюменской области (без учета ХМАО и ЯНАО) сопоставим с приростом запасов во всей Восточной Сибири, где подтверждение заявленных перспектив требует увеличения объемов геологоразведочных работ.
Надо отметить, что активно приращиваются извлекаемые запасы в Поволжье – 24% от общего прироста запасов дал этот регион.

МПР в 2013 году приняло новую классификацию запасов. Причем подавляющее число российских компаний давно ведет учет запасов не только по российским, но и по международным стандартам. Как вы прокомментируете параллельное существование в их практике двух систем учета, одна из которых — отечественная — модернизируется?
— Западная классификация и международный аудит направлены на оценку капитализации и экономической эффективности компаний для получения кредитов, котировок акций на рынках и других корпоративных целей недропользователей. Государству же как владельцу недр нужна собственная их оценка, которая, с одной стороны, показывала бы его стратегический потенциал и, с другой — возможность управления недрами путем регулирования отношений с недропользователями. Иначе говоря, государство, отдавая в пользование свою собственностость (недра) арендатору (недропользователю), должно установить такие правила эксплуатации и контроль за ними, чтобы эта собственность использовалась максимально эффективно как для ее владельца, так и для арендатора.
В таком контексте западные классификации запасов — это оценка стоимости и условий со стороны арендатора (недропользователя), российская классификация — оценка со стороны собственника (государства). С этой точки зрения достаточно просто понять, почему они должны существовать параллельно.
Классификации ставят перед собой разные цели, но если они будут максимально гармонизированы друг с другом, то появится возможность быстрее договориться государству и компаниям.
Именно поэтому одна из основных целей новой классификации — разобраться со структурой запасов в балансе и подготовить почву для диалога с недропользователями.

Какие конкретные задачи решает обновленная отечественная классификация?
— Новая классификация призвана, во‑первых, более четко оценивать качество запасов — те, которые можно эффективно добывать без помощи государства, и те, которые относятся к категории трудноизвлекаемых и какую помощь требуют. Когда такой подход находит отражение в балансе, тогда и диалог государства и недропользователя идет конструктивно.
Вторая цель новой классификации — упростить учет. Сейчас компаниям приходится сначала утверждать геологические запасы, КИН. Потом на утвержденных запасах выполняется проект разработки, который и поступает на утверждение в ЦКР. В результате у компаний появляются два вида извлекаемых запасов, первые — утверждены ТЭО КИН и, как правило, слабо связаны с экономическими реалиями, вторые — по проекту, более корректные экономически и, как правило, привязанные к средне- или краткосрочному бизнес-плану компании.
Оба документа часто противоречат друг другу, возникает много разного рода казусов, рисков, иногда даже лицензионных. На утверждение документов требуется большое количество времени и сил, часть которых тратится впустую. Новая классификация поможет снять эти противоречия. Компания будет предоставлять информацию в единое окно — обоснование геологических запасов и проектные решения по их разработке, которые будут определять КИН. Это позволит значительно сократить как время на прохождение экспертизы, так и трудозатраты компаний на подготовку документов.

Почему нельзя заимствовать уже разработанную, предположим, норвежскую классификацию — государства, которое тоже живет в основном за счет нефтегазовых доходов?
— Причина в том, что у нас разные законодательства. Как и в некоторых других странах, в России должны работать параллельно две классификации — международная SPE-PRMS и та, по которой государство оценивает свои стратегические планы.

Может ли новая классификация повторить судьбу своей предшественницы, которая была принята в 2005 году, но так и не заработала?

— Новая классификация по сравнению с предыдущей версией изменилась кардинально. В прежней государство должно было оценивать экономику месторождений. Это искусственный подход. Компании гораздо лучше могут оценить свои финансово‑экономические возможности, состояние промыслов и решать, выгодно ли их разрабатывать при современном состоянии экономики и налоговой системы. Зачем государству считать за компании, которые сами лучше понимают, какие проекты для них рентабельны, а какие нет?
Государство должно решать две задачи. Первая — по контролю выполнения лицензионных обязательств по тем месторождениям, которые компания отнесла к эффективным. Вторая — в принятии решений по тем промыслам, которые компании считают нерентабельными и не спешат разрабатывать. В отношении таких месторождений решений может быть тоже как минимум два. Либо государство по истечении срока действия лицензий переводит их в резервный фонд, либо начинает диалог с недропользователем об условиях, которые позволят ввести их в разработку.
Сейчас ГКЗ с привлечением геологической общественности (ЦКР, отраслевых НИИ, недропользователей) готовит нормативные документы для возможности введения новой классификации — инструкции, положения об этапах и стадиях ГРР, правила разработки и проектирования. Скорее всего, на это уйдет весь 2014 год и часть 2015-го. После принятия всего пакета документов новая классификация должна заработать с 1 января 2016 года.

Минприроды поручило ГКЗ разработать классификацию для трудноизвлекаемых запасов. Это очевидно сложная задача.
— В России, да и в мире пока нет даже четкого определения, что такое трудноизвлекаемые запасы. Тем не менее льготы на трудноизвлекаемую нефть уже начали появляться. И, конечно, их администрирование, если мы хотим, чтобы такие льготы были эффективными, требует систематизации, а следовательно, и разработки четких и прозрачных критериев, по которым те или иные запасы могут быть отнесены к категории трудноизвлекаемых.
При этом мы хотим усилить внимание на традиционных трудноизвлекаемых запасах — истощенных, обводненных, которые находятся в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых зонах, обладающих высокой вязкостью.
Например, на Уренгойском месторождении в нефтяных оторочках содержится около 1,5 млрд т нефти. Есть мнения экспертов о том, что после интенсивной разработки газовой шапки часть запасов может быть безвозвратно потеряна. Поэтому сегодня надо уделить внимание таким сложным запасам, которые еще можно взять.
Методики оценки нетрадиционных запасов также нет ни у нас, ни на Западе, где специалисты опираются в основном на статистические методы и исходят из достигнутого: пробурили скважину, поставили запасы на баланс.

Для такой методики понадобится учитывать очень много специфических критериев. Как вы будете решать эту задачу?
— Наша задача заключается в оценке более отдаленной перспективы. Мы хотим понять потенциал объекта и исходя из этого рассчитать возможности добычи сланцевой нефти. В этом принципиальная разница с существующими на Западе подходами.
В оценках нетрадиционных запасов важны методы петрофизических исследований, определения объема нефтесодержащих пород — эффективная пористость, нефтенасыщенность. Важно знать проводящие способности баженовской свиты, трещиноватость, прочностные свойства пород, или, как говорят на Западе, способности к растрескиваемости, то есть насколько горная порода позволяет создавать каналы фильтрации при проведении многоинтервальных гидроразрывов и какой объем фильтрации появится после этого, чтобы можно было вовлечь запасы в разработку.
Сейчас к нам приходят недропользователи, сервисные компании, которые предлагают идеи по оценке таких запасов. Уже появились очень интересные предложения, идет процесс аккумуляции накопленных знаний. Надеюсь, что общие усилия в этом направлении приведут к научному прорыву, и мы совместно с компаниями приступим к подготовке методики по оценке нетрадиционных запасов, которую будем делать всем нефтяным сообществом. Надеюсь, в течение полутора-двух лет она появится.

Основные индексы:
Brent 57,25 -0,6200 (-1,07%)
Dow Jones 23 163,04 5,44 (0,02%)
Курсы валют:
USD 57,5118 -0,0588 (-0,1%)
EUR 67,8927 -0,0406 (-0,06%)
CNY 86,8837 0,0306 (0,04%)
JPY 50,6980 -0,4055 (-0,79%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 5032,85 0 (0,00%)
Rosneft 322,15 0,6000 (0,19%)
Lukoil 2996 11,0000 (0,37%)
Gazprom 126,79 1,2900 (1,03%)
Gazprom Neft 235,65 0,6500 (0,28%)
Surgutneftegaz 29,595 0,2650 (0,90%)
Tatneft 423,4 7,8500 (1,89%)
Bashneft 2128 -6,0000 (-0,28%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Сланцеватые породы

    (shalerock) породы раскалывающиеся на тонкие параллельные пластинки по определенным направлениям, часто не совпадающим с направлением общей слоистости.

    (shalerock) породы раскалывающиеся на тонкие параллельные пластинки по определенным направлениям, часто не совпадающим с направлением общей слоистости.
  • Химический состав нефти

    (oil chemical composition) химические соединения и элементы, составляющие нефть: углеводороды - метановые, нафтеновые, реже ароматические; небольшие количества кислородных, сернистых, азотистых органических соединений (нафтеновых кислот, асфальтенов, смол и др.); минеральные вещества (при элементном составе): углерод (в среднем 85 %), водород (в среднем 13 %), сера, азот, кислород, зола с большим перечнем микрокомпонентов (И.М. Губкин, 1937; М.Ф. Мирчинк, 1958; Ш.К. Гиматудинов, 1963; Л.А. Гуляева, С.А. Пунанова, 1973; К. Бека, И. Высоцкий, 1976; М.И. Максимов, 1975; В.М. Муравьев, 1977).

    (oil chemical composition) химические соединения и элементы, составляющие нефть: углеводороды - метановые, нафтеновые, реже ароматические; небольшие количества кислородных, сернистых, азотистых органических соединений (нафтеновых кислот, асфальтенов, смол и др.); минеральные вещества (при элементном составе): углерод (в среднем 85 %), водород (в среднем 13 %), сера, азот, кислород, зола с большим перечнем микрокомпонентов (И.М. Губкин, 1937; М.Ф. Мирчинк, 1958; Ш.К. Гиматудинов, 1963; Л.А. Гуляева, С.А. Пунанова, 1973; К. Бека, И. Высоцкий, 1976; М.И. Максимов, 1975; В.М. Муравьев, 1977).
  • Контракция цементного раствора-камня

    (cement contraction) стяжение объема твердеющего цементного раствора-камня, т.е. уменьшение внутреннего (внутризернового) его объёма, выражающегося в возникновении вакуума на поверхности твердеющего цементного раствора-камня.

    (cement contraction) стяжение объема твердеющего цементного раствора-камня, т.е. уменьшение внутреннего (внутризернового) его объёма, выражающегося в возникновении вакуума на поверхности твердеющего цементного раствора-камня.

  • Вышка для кустового бурения

    (multiple well derrick) буровая вышка, способная передвигаться на салазках над буровой шахтой больших размеров, что даёт возможность бурения нескольких скважин с одной позиции без передвижения платформы.

    (multiple well derrick) буровая вышка, способная передвигаться на салазках над буровой шахтой больших размеров, что даёт возможность бурения нескольких скважин с одной позиции без передвижения платформы.
  • Потерянная скважина

    (lost hole) скважина, не доведенная до проектной глубины вследствие аварии или осложнений.

    (lost hole) скважина, не доведенная до проектной глубины вследствие аварии или осложнений.
  • Буровая коронка

     (crown, crown drill bit) разновидность бурового долота, основной рабочий элемент бурового инструмента для разбуривания горной породы на забое в процессе её проходки; используются твердосплавные и алмазные коронки.

     (crown, crown drill bit) разновидность бурового долота, основной рабочий элемент бурового инструмента для разбуривания горной породы на забое в процессе её проходки; используются твердосплавные и алмазные коронки.
  • Долото для кернового (колонкового) бурения

    (core bit) буровое долото с широким отверстием в центре, окружённым кольцом режущих кромок, импрегнированных в специальной матрице. При вращении долота керн проходит через срединную часть долота в специальную колонковую трубу, расположенную над долотом.

    (core bit) буровое долото с широким отверстием в центре, окружённым кольцом режущих кромок, импрегнированных в специальной матрице. При вращении долота керн проходит через срединную часть долота в специальную колонковую трубу, расположенную над долотом.

  • Буровой раствор для разбуривания сероводородсодержащих пластов

    (drilling mud for sour formation) раствор, отвечающий требованиям: наличие ингибитора коррозии, глинистая фаза устойчива к воздействию сероводорода, наличие железистого утяжелителя, наличие реагентов-нейтрализаторов, обеспечивающих нейтрализацию сероводорода в широком диапазоне рН и температур.

    (drilling mud for sour formation) раствор, отвечающий требованиям: наличие ингибитора коррозии, глинистая фаза устойчива к воздействию сероводорода, наличие железистого утяжелителя, наличие реагентов-нейтрализаторов, обеспечивающих нейтрализацию сероводорода в широком диапазоне рН и температур.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика