Эпоха «трудной» нефти

Принципиальные подходы к регулированию нефтяной отрасли, принятые в 1990-е гг., когда работа велась в основном на обустроенных в советское время больших месторождениях, сегодня, в эпоху «трудной» нефти, требуют ревизии. К такому выводу пришли авторы аналитического доклада «Трудная нефть: вызовы и перспективы», подготовленного Центром социального проектирования «Платформа».

Текущее состояние отрасли

В 2017 г. в России впервые с 2008 г. зафиксировано снижение добычи нефти и газового конденсата. По данным Минэнерго, падение составило 0,1%, было извлечено 546,8 млн т (10,981 млн б/с). Сокращение казалось временным явлением, связанным с обязательствами России перед ОПЕК. По предварительным данным Минэнерго, в 2018 г. добыча подросла до 556 млн т, компенсировав отставание 2017 г. В январе, правда, вновь зафиксировали тенденцию к спаду, что также объяснили соглашением с картелем.

Но долгосрочные прогнозы формируют картину нефтяного плато: добыча в стране вышла на тот уровень, когда при традиционных подходах и предполагаемом объеме инвестиций еще возможен незначительный рост.

Пик прогнозируется к 2020 г. на уровне 562 млн т, затем добыча начнет снижаться. К 2035 г. она может сократиться вдвое, если не найти резервы для перелома ситуации.

Министр энергетики РФ Александр Новак в сентябре 2018 г. говорил о скорых негативных последствиях для отрасли на фоне выработки традиционных месторождений. Участники рынка также обращают внимание на естественное снижение добычи на старых месторождениях Западной Сибири с невысокой рентабельностью. По итогам 2017 г. добыча в УрФО снизилась на 4,7 млн т (–1,5%) по сравнению с 2016 г. Наиболее активно снижали добычу «Сургутнефтегаз» и ЛУКОЙЛ (по –1,3 млн т к 2016 г.).

Истощение зрелых месторождений мотивирует компании инвестировать в новые запасы, но длина инвестиционного цикла может не успеть за снижением в традиционных регионах. При детальном рассмотрении и анализе ситуации в отрасли разведки и разработки нефтяных месторождений становится ясно, что устойчивый отрицательный тренд – это вполне вероятный сценарий в среднесрочной перспективе. Авторы доклада отмечают, что если соглашение ОПЕК+ поддается быстрой регулировке за счет государственных соглашений, то истощение зрелых месторождений требует решения целого спектра задач в области технологий и отраслевого регулирования.

Фактор истощения традиционных ресурсов играет и на долгосрочную перспективу. При сохранении средних показателей падения добычи на действующих месторождениях в России на уровне 3% в год, к 2030 г. добыча на них составит не более 300 млн т ежегодно (оценки Московской школы управления «Сколково»).

Бизнесмены также пессимистичны. В ЛУКОЙЛе считают, что отечественная «нефтянка» исчерпала технологические ресурсы для роста. Это подтверждают и прогнозы мировых экспертов. Согласно докладу World Oil Outlook 2040, по итогам 2018 г. средний объем добычи в РФ составит 10,3 млн б/с в сутки, а к 2040 г. упадет до 10,1 млн б/с.

При таком сценарии США в ближайшие годы опередят Россию по уровню добычи.

По прогнозу ОПЕК, в 2019 г. объем добычи в США составит 11,5 млн б/с, в 2020 г. – 12,2 млн б/с, а к 2025 г. возрастет до 13,4 млн б/с.

Прецедент создан: в августе 2018 г. США впервые обошли Россию (по данным EIA, 11,35 млн б/с в день против 11,21 млн б/с в РФ). Нефтяной бум в США не в последнюю очередь связан со сланцевой революцией.

О том, что Россия в скором времени может утратить статус передовой нефтедобывающей державы, заявлял саудовский наследный принц Мухаммед бин Салман: «Через 19 лет Россия либо совсем уйдет с рынка нефти, либо ее добыча существенно снизится по сравнению с сегодняшней отметкой в 10 млн б/с».

Экспертам и аналитикам сложно достичь консенсуса в прогнозах по снижению объемов добычи нефти в России на ближайшие 15-20 лет, но тренд «сжатия» после 2025 г. подтверждается независимыми исследованиями и прогнозами профильных министерств. Можно с уверенностью утверждать, что в среднесрочной перспективе при сохранении устойчивых цен на нефть в пределах $60-80 за баррель нефтегазовые доходы продолжат обеспечивать более трети доходов государственного бюджета.

Смена эпох в нефтедобыче

В докладе отмечается, что число подготовленных к промышленной эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири стремительно сокращается. В 2019-2024 гг. может быть введено лишь около 400 млн т, для оставшихся 1,5 млрд т запасов категорий С1+С2 требуются значительные инвестиции в геологоразведку (оценки Vygon Consulting). Ввод в эксплуатацию западносибирских месторождений будет обеспечиваться преимущественно «Роснефтью» и «Газпром нефтью».

Одна из основных проблем в том, что разработка дорожает, а волатильность цен не позволяет делать долгосрочные прогнозы инвестиций, вкладывая деньги в крупные проекты.

Необходимость осваивать сложные участки с низкой рентабельностью требует новых технологий и новых подходов к организации работ. Компании, которые всегда были нацелены на «легкую» нефть, сталкиваются с совершенно новыми вызовами.

В ситуации, когда запасы на разведанных месторождениях истощаются, а новые не столь обширны и рентабельны, разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) превращается в стратегическую задачу ВИНК. Но именно благодаря проектам в области «трудной» нефти происходит постепенная эволюция восприятия нефтяной отрасли. Доминировавший стереотип технологически малоемкого нефтяного бизнеса сменяется образом инновационной и высокотехнологичной индустрии.

Один из источников изменений – цифровизация.

Создание цифровых двойников месторождений, онлайн-контроль за процессом бурения, использование big data, роботизации и искусственного интеллекта для прогностического моделирования существенно снижают риск ошибки, увеличивая эффективность нефтяных компаний.

У компаний-лидеров эффективность проходки (показатель нахождения горизонтальной части скважины внутри пласта) достигает 90% против 60% на рубеже 2010-х гг. Рост происходит в период перехода отрасли на отечественный софт в условиях санкционных ограничений.

«Трудная» нефть сегодня

Переломным моментом начала активной разработки сложных запасов эксперты называют конец 1990-х – начало 2000-х гг. Именно тогда в России стали широко применяться технологии горизонтального бурения и гидроразрыва пласта (ГРП).

Единого определения ТРИЗ не существует. К ним относят не только новые месторождения со сложными условиями добычи (бажен, ачимовка, сланцы, глубоководный и арктический шельф и прочие), но и доразработку зрелых месторождений, например обводненных. В общепринятой трактовке к ним относят и залежи месторождений со сложными геологическими и климатическими условиями, а также находящиеся на значительном удалении от инфраструктуры.

Эксперты признают, что освоение технологий добычи «трудной» нефти в обозримом будущем – это практически безальтернативный путь.

В общероссийской добыче доля ТРИЗ пока составляет около 7,2% (данные Минэнерго), но ежегодно растет. Потенциал огромен: объем добычи «трудной» нефти может составлять до 200 млрд т.

Две трети ТРИЗ нефти России сосредоточены в баженовской, тюменской, ачимовской свитах (ХМАО и ЯНАО).

Самая крупная, имеющая стратегическое значение – баженовская свита. Ее запасы могут достигать 100-120 млрд т, в 5 раз больше, чем залежи на американском сланцевом месторождении Баккен.

Но для освоения бажена потребуются новые технологии. Вновь открываемые месторождения преимущественно мелкие – 0,3-10 млн т, но их совокупные запасы оцениваются в 22,5 млрд т.

Эксперты сравнивают плотность пород «трудных» месторождений с хоккейной шайбой, а глубина залегания нефтеносных пластов увеличилась до 3-4 км против 700-900 м в советское время. 20 лет назад освоение таких залежей считалось бессмысленным.

Средний КИН в мире составляет 20-50% при условии использования современных методов увеличения нефтеотдачи. В России этот показатель равен 35%, его необходимо повышать, в том числе на «традиционных» месторождениях, с помощью технологий, обкатанных на ТРИЗ.

Новый химический метод увеличения нефтеотдачи протестирован компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместный актив «Газпром нефти» и Shell) на истощенном участке Западно-Салымского месторождения в ХМАО. Суть метода – в закачивании в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров; технология активно применяется в США, Канаде и Китае. В результате на месторождении удалось добиться КИН в размере 69%. Но промышленная разработка месторождения из-за налоговой системы, ориентированной на традиционные методы добычи, не ведется в силу нерентабельности. Между тем, по оценке НАЦ РН им. Шпильмана, только в ХМАО применение данной технологии позволит увеличить объемы извлекаемых запасов нефти на 3,8 млрд т.

Источник: ЦСП «Платформа».

«Трудная» нефть завтра

До введения внешних санкций российские нефтегазовые компании активно сотрудничали с зарубежными партнерами по разработке ТРИЗ. Поэтапное введение санкций против России серьезно затруднило реализацию проектов с иностранными компаниями. Риски связаны как с экспортом технологий, так и с привлечением инвестиций.

В первую очередь санкции ударили по шельфовым проектам – например, по сотрудничеству «Роснефти» с ExxonMobil: американцы вышли из всех шельфовых проектов. Совместные работы со Statoil велись в 2016 г., с Eni – и в 2018 г. На суше санкции привели к заморозке сотрудничества ЛУКОЙЛа с Total, которое должно было распространяться и на изучение баженовской свиты.

После введения санкций российские компании стали активнее взаимодействовать с партнерами с Ближнего Востока (Saudi Aramco, Mubadala Petroleum), из Китая и Индии.

Возможность импортозамещения технологий для разработки месторождений на суше эксперты оценивают дольно высоко; работу ведут все крупные нефтяные компании.

В шельфовых проектах импортозамещение прежде всего связано со стоимостью добычи и геологоразведки. Количество имеющихся у российских компаний буровых платформ недостаточно для полномасштабной разработки, для их строительства необходимы значительные средства.

Уровень поддержки и понимания проблематики ТРИЗ со стороны государства, по мнению экспертов, в целом учитывает драматизм момента и необходимость создания дополнительных стимулов для работы. Полемика отраслевого и финансового блока органов власти в отношении фискального регулирования периодически выходит на публичный уровень, опасность существенного снижения добычи осознается всеми.

Так, Минприроды предлагает нефтяникам создать и эксплуатировать полигоны разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи ТРИЗ, ресурсов углеводородного сырья (такие поправки разработаны для закона «О недрах»). Проект предусматривает два режима создания и эксплуатации полигонов. В первом случае компании смогут получить по конкурсу лицензии на участки недр нераспределенного фонда – для разработки новых или апробации существующих технологий геологического изучения, разведки и добычи сырья, отнесенного к ТРИЗ. Во втором случае они получают право пользования на участках распределенного фонда.

Дополнительной мерой, стимулирующей разработку ТРИЗ, может стать перечень высокотехнологичных методов, при применении которых недропользователь получит особый налоговый режим.

По данным Vygon Consulting, меры господдержки и стимулирования могут привести к росту добычи нефти из ТРИЗ в России с текущих 30-40 млн т в год до 80 млн т в год к 2035 г. При этом доля ТРИЗ может достичь приблизительно 16% суммарной добычи нефти.

Эксперты уверены, что в эпоху «трудной» нефти российские нефтяные компании должны делать акцент не на масштаб бизнеса, а на качество, максимальную отдачу на вложенный капитал, создание дополнительной ценности и скорейший выход на новый технологический уровень.

При благоприятном развитии нормативно-правового регулирования в России, использовании технологических достижений, а также активной цифровизации разработки углеводородов результаты могут быть следующие:

• ускорение цикла обработки данных с 1 года до 2 месяцев, получение на 30% большего количества информации из того же объема данных;
• трехкратное сокращение срока проектирования, нахождение лучшего из 1000+ вариантов вместо представленных ранее двух-трех;
• оптимизация 1000+ скважин на базе цифровых двойников;
• возможность горизонтального бурения в пласте шириной всего 3 м на протяжении нескольких километров;
• реализация проекта за 3 года вместо 5-6 лет.

Эксперты убеждены, что такая стратегия не может работать в условиях лишь одной отдельно взятой компании: собственные ресурсы (финансовые, технологические, корпоративные) не позволят решить масштабные и стратегические задачи развития отрасли. Проблему объединения усилий всех участников рынка эффективнее решать через изменение базовой установки – через концепт «смены эпох». Это позволит переосмыслить процессы и стереотипы внутри отрасли, по-другому взглянуть на долгосрочный горизонт.

Мария Ромашкина